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Préface Sommaire SIPROTEC Introduction Fonctions Protection machine multifonctionnelle 7UM62 Montage et mise en service Spécifications techniques Annexe V4.61 Bibliographie Manuel Glossaire Index C53000-G1177-C149-4 1 2 3 4 A Remarque Pour votre sécurité, veuillez lire les consignes et avertissements indiqués dans le préface. Déclaration de responsabilités Copyright Nous avons vérifié la conformité du texte de ce manuel avec le matériel et le logiciel décrit. Des oublis et écarts ne peuvent pas être exclus ; nous n'acceptons aucune responsabilité pour manque de conformité totale. Copyright © Siemens AG 2010. Tous droits réservés. Les informations contenues dans ce manuel sont régulièrement contrôlées et les corrections nécessaires seront incluses dans les futures éditions. Toute suggestion ou amélioration est la bienvenue. Nous nous réservons le droit d'apporter des modifications techniques sans avis. Version du document: 4.21.00 Siemens Aktiengesellschaft La diffusion ou reproduction de ce document, ou l'évaluation et la communication de son contenu, est interdite sauf autorisation explicite. Les violations sont sujettes à des poursuites pour dommages et intérêts. Tous droits réservés, en particulier pour les domaines d'application des brevets ou des marques déposées. Marques déposées SIPROTEC, SINAUT, SICAM et DIGSI sont des marques déposées de Siemens AG. Les autres désignations du manuel peuvent être des marques déposées dont l'utilisation par des tiers peut violer les droits du propriétaire. No de référence: C53000-G1177-C149-4 Préface Objectifs de ce manuel Ce manuel comprend une description des fonctions de l'appareil 7UM62 ainsi que les instructions utiles à son installation, sa mise en service et son exploitation. On y trouvera en particulier les éléments suivants : • Informations relatives à la configuration de l'appareil et description des fonctions de l'appareil et des possibilités de réglage → chapitre 2, • Instructions de montage et de mise en service → chapitre 3, • Compilation des spécifications techniques → chapitre 4, • ainsi qu'un résumé des informations les plus importantes pour les utilisateurs expérimentés → annexe A. Pour les informations générales concernant le fonctionnement et la configuration des appareils SIPROTEC 4, veuillez vous référer au manuel système SIPROTEC /1/. Public visé Ingénieurs, personnel de mise en service, personnel responsable du réglage, du contrôle et de l'entretien du matériel de protection, personnel de contrôle des automatismes et des installations, personnel de postes et de centrales électriques. Applicabilité du Manuel Ce manuel s’applique aux appareils de protection numérique de type : SIPROTEC 4 Protection machine multifonctionnelle 7UM62 ; version Firmware V4.6. 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 a été contrôlée par des tests exécutés par Siemens AG conformément à l'article 10 de la Directive du Conseil en accord avec les standards génériques EN 61000-6-2 et EN 61000-6-4 pour la directive CEM, et avec le standard EN 60255-6 pour la directive de basse tension. Ce produit a été conçu et fabriqué pour être utilisé dans un environnement industriel. Ce produit est conforme aux normes internationales de la série CEI 60255 et à la réglementation nationale allemande VDE 0435. Autres normes IEEE Std C37.90-* SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 3 Préface Le produit est autorisé dans les versions suivantes dans le cadre des données techniques UL : Support complémentaire Pour toute question concernant l’appareil SIPROTEC 4, veuillez contacter votre représentant Siemens local. Formations Les sessions de formation proposées figurent dans notre catalogue de formations. Toute question relative à ces offres de formation peut être adressée à notre centre de formation de Nuremberg. Consignes et Avertissements Les consignes et les avertissements utilisés dans ce manuel doivent être respectés pour garantir votre sécurité et pour assurer à l'appareil une durée de vie normale. Les avertissements et définitions standards suivantes sont utilisées dans ce manuel : DANGER Signifie que des situations dangereuses entraînant la mort, des blessures corporelles graves ou des dégâts matériels considérables peuvent survenir si les consignes de sécurité ne sont pas respectées. Attention Signifie que des situations dangereuses entraînant la mort, des blessures corporelles graves ou des dégâts matériels considérables peuvent survenir si les consignes de sécurité ne sont pas respectées. Prudence Signifie que des blessures corporelles légères ou des dégâts matériels pourraient avoir lieu si les précautions de sécurité correspondantes n'étaient pas observées. Ceci est plus particulièrement valable pour les dégâts pouvant survenir sur l'appareil même ou qui pourraient en découler sur le matériel protégé. Remarque Indique un renseignement important concernant le produit ou une partie du manuel méritant une attention particulière. 4 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Préface AVERTISSEMENT Durant le fonctionnement de l’équipement électrique, certaines parties de l'appareil sont inévitablement portées à des tensions dangereuses. Une utilisation non conforme peut alors entraîner de graves blessures ou même la mort de personnes ou des dégâts matériels considérables. Seul le personnel qualifié est habilité à travailler sur l’installation ou dans les environs des appareils. Ce personnel doit avoir été familiarisé avec tous les avertissements et toutes les mesures d'entretien décrites dans ce manuel, ainsi qu'avec les consignes de sécurité. Les transports, stockage, installation et montage de l'appareil, effectués d'après les recommandations de ce manuel d'instructions, ainsi que l'utilisation et l'entretien appropriés sont les garants d’un fonctionnement irréprochable en toute sécurité de celui-ci. Il est particulièrement important de respecter les instructions générales d’installation et les règles de sécurité relatives au travail dans un environnement à haute tension (par exemple DIN, VDE, EN, CEI ou autres règlements nationaux et internationaux). Définition PERSONNEL QUALIFIE En référence aux consignes de sécurité de ce manuel et aux avertissements figurant sur le produit-même, on entend par personnel qualifié toute personne compétente en la matière pour installer, monter, mettre en service et conduire ce type d’appareil et possèdant les qualifications appropriées suivantes : • Formations théoriques et pratiques (ou autres qualifications) et habilitation relatives aux procédures de mise en ou hors service, de mise à la terre et d'identification des appareils et des systèmes conformément aux normes de sécurité en vigueur. • Formations théoriques et pratiques, conformément aux normes de sécurité en vigueur, relatives à la manutention et à l'utilisation d'équipements de sécurité adaptés • Formation aux secours d'urgence (premiers soins). Conventions typographiques et graphiques Les polices suivantes sont utilisées pour identifier les concepts porteurs d’informations relatives à l’appareil : Nom de paramètres Les identificateurs (noms) des paramètres de configuration et des paramètres fonctionnels visualisables sur l’écran de l’appareil ou sur l’écran du PC (avec DIGSI) sont indiqués en texte gras normal (caractères de même largeur). De même pour les en-têtes (titres) des menus de sélection. 1234A Les adresses de paramètres sont indiquées comme les noms de paramètres. Les adresses des paramètres dans les vues d'ensemble contiennent le suffixe A, si le paramètre n'est visible que sous DIGSI avec l'option Afficher autres paramètres. Etats des paramètres Les états des paramètres, à savoir les réglages possibles de paramètres visualisables sur l’écran de l’appareil ou sur l’écran du PC (avec DIGSI) sont indiqués en italique dans le texte. De même pour les options des menus de sélection. „Messages“ Ils désignent des informations produites par l'appareil, requises par les autres appareils ou en provenance des organes de manoeuvre. Ils sont indiqués en texte normal (caractères de même largeur) et placés entre guillemets. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 5 Préface Pour les diagrammes dans lesquels la nature de l'information apparaît clairement, les conventions de texte peuvent différer des conventions susmentionnées. Les symboles suivants sont utilisés dans les diagrammes : Signal d’entrée logique interne à l’appareil Signal de sortie logique interne à l’appareil Signal d'entrée interne d'une grandeur analogique Signal d’entrée binaire externe avec numéro (entrée binaire, signalisation d'entrée) Signal de sortie binaire externe avec numéro (message de l'appareil) Signal de sortie binaire externe avec numéro (message de l'appareil) utilisé comme signal d'entrée Exemple du paramètre FONCTION d'adresse 1234 avec les états possibles En et Hors service Les symboles graphiques sont également largement utilisés conformément aux normes CEI 60617–12 et CEI 60617–13 ou aux normes dérivées. Les symboles les plus fréquents sont les suivants : Grandeur d’entrée analogique Combinaison logique ET des signaux d'entrée Combinaison logique OU des signaux d'entrée OU exclusif (antivalence) : sortie active, si seulement une des entrées est active Coïncidence : sortie active lorsque les deux entrées sont simultanément actives ou inactives Signaux d'entrée dynamiques (activation par transition) supérieur avec flanc positif, inférieur avec flanc négatif 6 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Préface Formation d'un signal de sortie analogique à partir de plusieurs signaux d'entrée analogiques Échelon-seuil avec adresse de paramètre et nom de paramètre Relais temporisé (temporisation à l’enclenchement T, réglable) avec adresse et nom de paramètre Relais temporisé (temporisation à la retombée T, non réglable) Impulsion contrôlée par flanc montant avec temps de fonctionnement T Bistable (RS-Flipflop) avec entrée d'activation (S), entrée de reset (R), sortie (Q) et sortie inversée (Q) ■ SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 7 Préface 8 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Sommaire 1 2 Introduction. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21 1.1 Fonctionnement général . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22 1.2 Domaines d'application . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25 1.3 Caractéristiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28 Fonctions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35 2.1 2.1.1 2.2 Introduction, équipement de référence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37 Equipement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 2.2.1 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39 2.2.2 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .40 2.2.3 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .41 2.3 Ethernet EN100 Modul . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 2.3.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 2.3.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 2.3.3 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 2.4 Volume des fonctions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43 2.4.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43 2.4.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43 2.4.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .47 2.5 Données poste (1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 2.5.1 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53 2.5.2 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59 2.5.3 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .61 2.6 Changement de jeu de paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 2.6.1 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 2.6.2 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 2.6.3 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62 2.7 Données poste (2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 2.7.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 2.7.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63 2.7.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 2.7.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 9 Sommaire 2.8 2.8.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 2.8.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 2.8.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 2.8.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 2.9 I>> tps constant (diectionnel) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 2.9.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 2.9.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 2.9.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 2.9.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 2.10 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 2.10.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 2.10.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 2.10.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 2.10.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 2.11 Protection de surcharge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 2.11.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 2.11.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 2.11.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 2.11.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 2.12 Protection de déséquilibre (I2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 2.12.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 2.12.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 2.12.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 2.12.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 2.13 Protection de démarrage à max. de I . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 2.13.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 2.13.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98 2.13.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 2.13.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 2.14 10 I> tps constant (maintien sur min de U) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 Protection différentielle et ses éléments à protéger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 2.14.1 2.14.1.1 2.14.1.2 2.14.1.3 2.14.1.4 Protection différentielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 2.14.2 2.14.2.1 2.14.2.2 Objet à protéger: générateur et moteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115 2.14.3 2.14.3.1 2.14.3.2 Objet à protéger: transformateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 2.14.4 2.14.4.1 Conformité des transformateurs de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Sommaire 2.15 Protection différentielle de terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .126 2.15.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .126 2.15.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .131 2.15.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .133 2.15.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .133 2.16 Protection contre les pertes d'excitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134 2.16.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134 2.16.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .137 2.16.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .141 2.16.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .142 2.17 Protection retour de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143 2.17.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .143 2.17.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .144 2.17.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146 2.17.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146 2.18 Surveillance puissance avant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .147 2.18.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .147 2.18.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .148 2.18.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .149 2.18.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .149 2.19 Protection d'impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .150 2.19.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .150 2.19.2 Blocage par antipompage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .154 2.19.3 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .156 2.19.4 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .162 2.19.5 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .163 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164 2.20.1 Principe de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .164 2.20.2 Logique de la protection de perte de synchronisme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166 2.20.3 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .168 2.20.4 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .173 2.20.5 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .174 2.21 Protection à manque de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 2.21.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175 2.21.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .176 2.21.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .177 2.21.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .177 2.22 Protection à maximum de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 2.22.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 2.22.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178 2.22.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .179 2.22.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 11 Sommaire 2.23 2.23.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 2.23.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182 2.23.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183 2.23.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184 2.24 Protection de surexcitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185 2.24.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185 2.24.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 2.24.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 2.24.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190 2.25 Protection à minimum de tension à temps dépendant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 2.25.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 2.25.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192 2.25.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 2.25.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 2.26 Protection df/dt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 2.26.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 2.26.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 2.26.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 2.26.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198 2.27 Saut de vecteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 2.27.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 2.27.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 2.27.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202 2.27.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 2.28 Protection Masse Stator 90% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204 2.28.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204 2.28.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209 2.28.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 2.28.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 2.29 Protection homopolaire sensible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 2.29.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 2.29.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 2.29.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216 2.29.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216 2.30 12 Protection de fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 Protection masse stator avec 3ème harmonique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217 2.30.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217 2.30.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 2.30.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222 2.30.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Sommaire 2.31 Protection masse stator 100% (injection 20Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224 2.31.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224 2.31.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .227 2.31.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .232 2.31.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .232 2.32 Protection de terre sensible B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .233 2.32.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .233 2.32.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .236 2.32.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .237 2.32.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .237 2.33 Protection défaut enroulement. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .238 2.33.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .238 2.33.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .240 2.33.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .240 2.33.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .241 2.34 Protection masse rotor (R, fn) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .242 2.34.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .242 2.34.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .244 2.34.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .246 2.34.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .246 2.35 Protection masse rotor (1-3Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .247 2.35.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .247 2.35.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .250 2.35.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .251 2.35.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .252 2.36 Surveillance du temps de démarrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .253 2.36.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .253 2.36.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .255 2.36.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .257 2.36.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .257 2.37 Blocage de réenclenchement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .258 2.37.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .258 2.37.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .262 2.37.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .265 2.37.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .266 2.38 Protection contre les défaillances disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .267 2.38.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .267 2.38.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .269 2.38.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .270 2.38.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .271 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 13 Sommaire 2.39 2.39.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 2.39.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273 2.39.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274 2.39.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274 2.40 Protection à critère de tension/courant contin. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275 2.40.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275 2.40.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277 2.40.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278 2.40.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 279 2.41 Sorties analogiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280 2.41.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280 2.41.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 2.41.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 2.42 Fonctions de surveillance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 2.42.1 2.42.1.1 2.42.1.2 2.42.1.3 2.42.1.4 2.42.1.5 2.42.1.6 Surveillance de mesures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 Supervision du matériel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 Supervision des logiciels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285 Supervision des circuits externes des transformateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 288 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289 2.42.2 2.42.2.1 2.42.2.2 2.42.2.3 2.42.2.4 2.42.2.5 Surveillance. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 290 Fuse-Failure-Monitor (surveillance fusion fusible) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 290 Réactions en cas de défaillance des fonctions de supervision . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 295 2.43 2.43.1 Surveillance du circuit de déclenchement. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296 2.43.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 300 2.43.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303 2.43.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303 2.44 2.44.1 Surveillance de seuil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 304 2.44.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308 2.44.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308 2.44.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314 2.45 2.45.1 14 Protection contre les couplages intempestifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 Couplages externes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315 2.45.2 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315 2.45.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316 2.45.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Sommaire 2.46 Interface sondes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .318 2.46.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .318 2.46.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .319 2.46.3 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .321 2.46.4 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325 2.47 Permutation du champ tournant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .326 2.47.1 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .326 2.47.2 Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .327 2.48 Contrôle des fonctions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 2.48.1 2.48.1.1 Fonction de mise en route de l'appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328 2.48.2 2.48.2.1 2.48.2.2 Logique de déclenchement de l'appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .330 2.49 Fonctions complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .331 2.49.1 2.49.1.1 Traitement des signalisations. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .331 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .331 2.49.2 2.49.2.1 2.49.2.2 Statistiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .333 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .333 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .334 2.49.3 2.49.3.1 2.49.3.2 Mesures (secondaire, primaire et %) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .335 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .335 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .339 2.49.4 2.49.4.1 2.49.4.2 Mesures thermiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .340 Description . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .340 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .341 2.49.5 2.49.5.1 Mesures Idiff. et Istab. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .341 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .341 2.49.6 2.49.6.1 Valeurs min. et max.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .342 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .342 2.49.7 2.49.7.1 Compteur d'énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .342 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343 2.49.8 2.49.8.1 Valeurs limites pour mesures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343 2.49.9 2.49.9.1 Valeurs limites pour statistiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .343 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .344 2.49.10 2.49.10.1 2.49.10.2 2.49.10.3 2.49.10.4 Enregistrement de perturbographie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .344 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .344 Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .345 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .346 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .346 2.49.11 2.49.11.1 Gestion de la date et de l'heure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .346 Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .346 2.49.12 2.49.12.1 2.49.12.2 2.49.12.3 2.49.12.4 Outils de mise en route . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .347 Modifier les informations qui transitent sur l'interface système pendant le mode de test. . . . .348 Test de l'interface système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .348 Test des positions des entrées/sorties binaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .348 Lancement d'un enregistrement perturbographique de test. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .349 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 15 Sommaire 2.50 3 2.50.1 2.50.1.1 Organe de manoeuvre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 349 Description. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350 2.50.2 2.50.2.1 Types de commandes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350 Description. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350 2.50.3 2.50.3.1 Séquence de commande . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351 Description. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 351 2.50.4 2.50.4.1 Protection contre les fausses manœuvres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352 Description. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352 2.50.5 2.50.5.1 Enregistrement de commande . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 360 Description. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 360 Montage et mise en service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363 3.1 Installation et connexions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364 3.1.1 Remarques relatives à la configuration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364 3.1.2 3.1.2.1 3.1.2.2 3.1.2.3 3.1.2.4 3.1.2.5 Adaptation du matériel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 367 Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 367 Démontage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 369 Cavaliers sur circuits imprimés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 371 Modules d’interface . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383 Réassemblage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 387 3.1.3 3.1.3.1 3.1.3.2 3.1.3.3 Montage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 387 Montage en encastrement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 387 Montage en châssis et en armoire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 389 Montage en saillie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 391 3.2 16 Gestion des commandes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 349 Contrôle des raccordements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392 3.2.1 Contrôle des liaisons de données des interfaces série . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392 3.2.2 Interface système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392 3.2.3 Terminaison . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393 3.2.4 Sortie analogique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393 3.2.5 Interface de synchronisation temporelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394 3.2.6 Connexion à fibres optiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394 3.2.7 Contrôle des raccordements de l'appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395 3.2.8 Contrôle de racordement de l'installation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 399 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Sommaire 3.3 3.3.1 Mode de test/blocage de transmission. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .403 3.3.2 Test de l’interface système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .403 3.3.3 Vérifier les états des entrées/sorties binaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 405 3.3.4 Tests de protection contre les défaillances disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .408 3.3.5 Contrôler les sorties analogiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .408 3.3.6 Contrôle fonctions définissables par l’utilisateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .408 3.3.7 Contrôle de la protection à la masse rotor à l'arrêt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .408 3.3.8 Contrôle de la protection de la masse stator à 100% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .413 3.3.9 Contrôle du circuit de mesure de tension / de courant continu(e) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .415 3.3.10 Essai d’enclenchement et de déclenchement de l’équipement primaire . . . . . . . . . . . . . . . . .416 3.3.11 Essai de mise en service avec la machine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .416 3.3.12 Contrôle des circuits de courant. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .420 3.3.13 Contrôle de la protection différentielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .422 3.3.14 Contrôle de la protection différentielle du courant de terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .425 3.3.15 Contrôle des circuits de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .430 3.3.16 Contrôle de la protection masse stator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .431 3.3.17 Contrôle de la protection de la masse stator à 100% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .439 3.3.18 Contrôle de la protection homopolaire complémentaire sensible en tant que protection à la masse rotor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .441 3.3.19 Contrôle de la protection à la masse rotor en service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .442 3.3.20 Contrôle de la protection contre les courts-circuits entre spires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .443 3.3.21 Contrôle avec le réseau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .444 3.3.22 Lancement d'un enregistrement perturbographique d'essai . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .449 3.4 4 Mise en service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .402 Préparation finale de l’appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .451 Spécifications techniques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .453 4.1 Données générales de l'appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .455 4.1.1 Entrées/sorties analogiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .455 4.1.2 Tension auxiliaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .456 4.1.3 Entrées et sorties binaires 4.1.4 Interfaces de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .458 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .457 4.1.5 Essais électriques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .462 4.1.6 Contrôles mécaniques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .464 4.1.7 Usures dues au climat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .465 4.1.8 Conditions d'exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .465 4.1.9 Certifications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .466 4.1.10 Modes de construction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .466 4.2 Protection à maximum de courant à temps constant (I>, I>>) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .467 4.3 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) 4.4 Protection de surcharge 4.5 Protection de déséquilibre (I2) 4.6 Protection de démarrage à max. de I 4.7 Protection différentielle pour générateurs et moteurs 4.8 Protection différentielle pour transformateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .483 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .468 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .474 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .477 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .479 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .480 17 Sommaire 18 4.9 Protection différentielle de terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 487 4.10 Protection contre les pertes d'excitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 488 4.11 Protection retour de puissance 4.12 Surveillance puissance avant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 490 4.13 Protection d'impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 491 4.14 Protection contre les pertes de synchronisme 4.15 Protection à manque de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495 4.16 Protection à maximum de tension 4.17 Protection de fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 498 4.18 Protection de surexcitation 4.19 Protection df/dt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 501 4.20 Saut de vecteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 502 4.21 Protection masse stator 90 % 4.22 Protection homopolaire sensible 4.23 Protection masse stator avec 3ème harmonique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505 4.24 Protection masse stator 100% (20 Hz) 4.25 Protection de terre sensible B 4.26 Protection défaut enroulement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 508 4.27 Protection masse rotor (R, fn) 4.28 Protection masse rotor (1-3 Hz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 511 4.29 Surveillance du temps de démarrage 4.30 Blocage de réenclenchement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513 4.31 Protection contre les défaillances disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 514 4.32 Protection contre les couplages intempestifs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 515 4.33 Protection à critère de tension/courant contin. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 516 4.34 Interface sondes 4.35 Surveillance de seuil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 518 4.36 Fonctions complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 519 4.37 Plages de travail des fonctions de protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 525 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 489 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 497 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 499 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 503 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 504 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 507 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 509 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 512 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 517 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Sommaire 4.38 A Dimensions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .527 4.38.1 Montage encastré et en armoire (boîtier de taille 1/2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .527 4.38.2 Montage encastré et en armoire (boîtier de taille 1/1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .528 4.38.3 Montage en saillie (boîtier de taille 1/2) 4.38.4 Montage en saillie (boîtier de taille 1/1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .529 4.38.5 Dimensions d'un accoupleur 7XR6100-0CA0 pour montage encastré . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .530 4.38.6 Dimensions d'un accoupleur 7XR6100-0BA0 pour montage en saillie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .531 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .529 4.38.7 Dimensions 3PP13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .532 4.38.8 Dimensions appareil de précommutation 7XT7100-0BA00 pour montage en saillie . . . . . . . . . .533 4.38.9 Dimensions appareil de précommutation 7XT7100-0EA00 pour montage encastré . . . . . . . . . . .534 4.38.10 Dimensions appareil de résistance 7XR6004-0CA00 pour montage encastré ou en armoire . . .535 4.38.11 Dimensions appareil de résistance 7XR6004-0BA00 pour montage en saillie . . . . . . . . . . . . . . .536 4.38.12 Dimensions générateur 20 Hz 7XT3300-0CA00 pour montage encastré ou en armoire . . . . . . .537 4.38.13 Dimension générateur 20Hz 7XT3300-0BA00 pour montage en saillie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .538 4.38.14 Dimensions bandpass 20-Hz 7XT3300-0CA00 pour montage encastré ou en armoire 4.38.15 Dimensions bandpass 20 Hz 7XT3400-0BA00 pour montage en saillie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .540 . . . . . . .539 Annexe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .541 A.1 Spécifications de commande et accessoires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .542 A.1.1 A.1.1.1 Spécifications de commande . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .542 Clé de commande . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .542 A.1.2 Accessoires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .545 A.2 Schémas d'affectation des bornes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .549 A.2.1 Boîtier pour montage en encastrement et montage en armoire. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .549 A.2.2 Boîtier pour montage en saillie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .551 A.3 Exemples de raccordement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .553 A.3.1 Exemples de raccordement 7UM62. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .553 A.3.2 Exemples de raccordement pour interface sonde (thermobox) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .561 A.3.3 Schémas de connexion des accessoires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .562 A.4 Préconfiguration. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .565 A.4.1 Diodes électroluminescentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .565 A.4.2 Entrée binaire. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .566 A.4.3 Sortie binaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .567 A.4.4 Touches de fonction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .568 A.4.5 Synoptique de base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .569 A.4.6 Schémas CFC prédéfinis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .570 A.5 Fonctions dépendantes du protocole de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .571 A.6 Volume fonctionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .572 A.7 Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .577 A.8 Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .594 A.9 Signalisations groupées. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .618 A.10 Vue d'ensemble des valeurs de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .619 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 19 Sommaire Bibliographie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 623 Glossaire. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 625 Index . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 637 20 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Introduction 1 Ce chapitre présente de manière générale les appareils SIPROTEC 4 7UM62. Il donne une vue d'ensemble sur les applications, sur le volume fonctionnel de l'appareil et sur les caractéristiques des différentes fonctions. 1.1 Fonctionnement général 22 1.2 Domaines d'application 25 1.3 Caractéristiques 28 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 21 Introduction 1.1 Fonctionnement général 1.1 Fonctionnement général La protection multifonctionnelle numérique 7UM62 est équipée d’un microprocesseur performant. Toutes les tâches, de l’acquisition de grandeurs de mesures à l’émission des commandes aux disjoncteurs et autres organes de manœuvre, 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 mesures (EM) effectuent un isolement galvanique, transforment les courants et tensions issus des transformateurs primaires et les convertissent conformément au niveau interne de traitement de l’appareil. Figure 1-1 22 Architecture matérielle de la protection machine numérique 7UM62 (configuration maximale) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Introduction 1.1 Fonctionnement général Cet appareil dispose de 8 entrées de courants et de 4 entrées de tension. 3 entrées de courants situées sur les deux côtés sont prévues pour les courants de phase. 2 entrées de courant sont équipées de transmetteurs d'entrée sensibles (ITT) et peuvent mesurer les courants secondaires en mA. 3 entrées de tension détectent les tensions phase-terre (possibilité de connexion à des tensions composées et à des transformateurs de tension branchés en V), et la 4ème entrée de tension est réservée à la mesure de tension de déplacement pour la protection masse stator ou masse rotor. La partie d'amplification des entrées (EA) présente une haute impédance d’entrée et comporte les filtres nécessaires au traitement des valeurs mesurées. Ces filtres sont optimisés pour favoriser la bande passante et la vitesse de traitement. La partie de conversion analogique-numérique (AD) à plusieurs canaux dispose d'un convertisseur ΣΔ (22 bit) ainsi que des mémoires internes pour la transmission de données au microprocesseur. Système microprocesseur Dans le système microprocesseur (µC), le logiciel installé est exécuté. Les fonctions essentielles sont : • le filtrage et le conditionnement des grandeurs mesurées, • la supervision continue des grandeurs mesurées, • la supervision des conditions de démarrage des différentes fonctions de protection, • l'interrogation des valeurs limites et des temporisations, • le pilotage des signaux pour les fonctions logiques, • la décision relative aux commandes de déclenchement, • la signalisation du comportement de protection par LED, écran à cristaux liquides, interfaces série ou relais, • l'enregistrement des signalisations, des données et valeurs de défauts pour l’analyse des défauts, • la gestion du système d'exploitation et des fonctions associées comme l'enregistrement de données, l'horloge temps réel, la communication, les interfaces, etc. Ajustement de la fréquence d'échantillonnage Afin que les fonctions de mesure et de protection donnent de bons résultats dans une vaste gamme de fréquences, la fréquence réelle est mesurée constamment et la fréquence d'échantillonnage est alors ajustée. Ceci assure la précision de mesure pour les fréquences de 11 Hz à 69 Hz. Il faut au moins une grandeur de mesure assez élevée (5 % de la valeur nominale) sur une des entrées de mesure („Etat de fonctionnement 1“). Des grandeurs de mesure manquantes ou trop petites ainsi que des valeurs de mesure d'une fréquence de <11 Hz ou de >70 Hz permet à l'appareil de passer en état de fonctionnement 0“. Entrées et sorties binaires Les entrées et sorties binaires en provenance et à destination du système de contrôle-commande numérique centralisé sont transmises à travers des cartes d'entrée/sortie de l'appareil de protection (entrées et sorties binaires). Le système reçoit des informations provenant du poste (réinitialisation à distance) ou d’autres appareils (ordres de blocage). Les sorties servent avant tout à commander des organes de manœuvre et à générer des messages pour la signalisation à distance des événements et états importants. Eléments sur le panneau avant Les évènements, les valeurs de mesure et le statut fonctionnel de l'appareil peuvent être signalés par des diodes électroluminescentes (LED) et sur l'écran du panneau avant. Des touches numériques et de contrôle intégrées permettent, en combinaison avec un écran à cristaux liquides LCD, la communication sur place avec l’appareil. Toutes les informations de l’appareil peuvent y être consultées et selon leur type modifiées : les pa- SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 23 Introduction 1.1 Fonctionnement général ramètres de configuration et de réglage, les messages de fonctionnement et de défaut, les valeurs de mesure (voir aussi le manuel de description du système SIPROTEC 4 /1/). Interfaces série L'interface de commande série sur le panneau avant permet la communication avec un ordinateur muni du programme utilisateur DIGSI. Cela permet une utilisation aisée de toutes les fonctions possibles de l'appareil. L’interface de serie service à l'arriere permet aussi de communiquer avec l’appareil au moyen d’un ordinateur et du logiciel DIGSI. Ce port est particulièrement approprié pour un câblage permanent de l'appareil à un PC ou un modem pour la commande à distance. L'interface de service serie à l'arriere peut également être utilisé pour raccorder une thermobox. Toutes les données de l’appareil peuvent être transmises via l’interface système vers un système de contrôlecommande centralisé. Différents protocoles et interfaces physiques sont disponibles et conviennent à de nombreuses applications. Une interface particulière est prévue pour la synchronisation temporelle de l’horloge de l’appareil via une source de synchronisation externe. D’autres protocoles de communication peuvent être ajoutés par les modules de communication additionnels. Sorties analogiques/Entrée de température En fonction du type d'appareil commandé ou de l'équipement, des modules de sortie analogiques peuvent être connectés aux emplacements (ports B et D) afin d'émettre des valeurs de mesure sélectionnées (0 à 20mA). Si en revanche un module d'entrée est installé (RS485 ou optique), celui-ci peut être relié à un appareil de mesure de température externe. Alimentation Les unités fonctionnelles décrites sont équipées d’une alimentation ALIM ayant la puissance nécessaire pour leurs différents niveaux de tension. De brèves baisses de la tension d’alimentation, qui peuvent survenir en cas de court-circuit dans le système d’alimentation en tension auxiliaire du poste, sont en général compensées par un condensateur (voir aussi Spécifications techniques). 24 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Introduction 1.2 Domaines d'application 1.2 Domaines d'application L'appareil SIPROTEC 4 7UM62 est une protection multifonctionnelle numérique des machines de la gamme „Protection numérique de machines 7UM6“. Il comprend toutes les fonctions de protection nécessaires à la protection des générateurs, des moteurs et des transformateurs. Bénéficiant d'un volume fonctionnel adaptable, la 7UM62 est utilisable pour les générateurs de toute puissance (petit, moyen, grand). L'appareil remplit les exigences de protection pour les deux cas typiques de couplage : • Couplage en jeu de barres • Couplage en bloc Figure 1-2 Accordements type: La fonction différentielle de protection intégrée peut être utilisée en tant que protection différentielle de générateur longitudinale ou transversale, tout comme pour la protection du bloc transformateur, ou encore en tant que protection différentielle d'ensemble. Comme le logiciel est échelonnable, il permet un vaste champ d'application. Les progiciels peuvent être choisis selon l'application. Par exemple, les générateurs de puissance petite à moyenne (env. 5MW) peuvent être protégés efficacement et entièrement par l'appareil 7UM62. De plus, cet appareil représente l'unité de base pour la protection de générateurs de taille moyenne et de grande taille. En combinaison avec l'appareil 7UM61, (un autre appareil de la série 7UM6), toutes les exigences de terrain peuvent être réalisées, de la plus petite à la plus grande unité de machine. Ainsi, un concept d'ensemble de protection de secours est réalisable. La 7UM62 est accessible à d'autres applications, comme • la protection secours pour transformateurs, puisqu'il existe, mise à part la protection différentielle et à maximum de courant, une grande quantité de fonctions de protection qui par exemple permettent une surveillance de la sollicitation par tension et fréquence. • Protection pour les grands moteurs synchrones et asynchrones. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 25 Introduction 1.2 Domaines d'application Signalisations et valeurs de mesure ; perturbographie Les messages d'exploitation donnent des informations concernant les états du poste et de l'appareil lui-même. Des grandeurs de mesure et des valeurs dérivées de celles-ci sont affichées durant l'exploitation et peuvent être transmises via les interfaces. Les signalisations de l'appareil peuvent être affectées sur un nombre d'indicateurs LED sur le panneau avant (configurable), être traitées de manière externe via des contacts de sortie (configurables), être liées aux fonctions logiques programmables par l'utilisateur et/ou être émises via les interfaces série (voir ci-dessous la section Communication). En cas de défaut du générateur ou dans le réseau, les événements importants et les changements d'état sont consignés au sein de protocoles de défaut. Les grandeurs instantanées ou efficaces des mesures perturbographiques peuvent être sauvegardées au choix dans l'appareil et sont ensuite disponibles pour une analyse de défaut. Communication Des interfaces série assurent la communication avec des systèmes externes de supervision, de commande et de mémorisation. Interface sur le panneau avant Un connecteur DSUB à 9 pôles sur le panneau avant sert à la communication locale avec un ordinateur. A l’aide du logiciel SIPROTEC 4 DIGSI et via l’interface dialogue de toutes les procédures de commande et d'analyse peuvent être effectuées. Ceci comprend par exemple le réglage et la configuration, la programmation des fonctions logiques définissables par l'utilisateur, la lecture des messages d'exploitation et de défaut, ainsi que des valeurs de mesure, la lecture et la visualisation des enregistrements perturbographiques, le lancement de requête sur les états de l'appareil. Interfaces sur la face arrière Les interfaces supplémentaires se trouvent, selon le modèle choisi, sur le dos de l'appareil. Ainsi, il est possible d'effectuer une communication détaillée avec les éléments de commande, d'enregistrement et de mémorisation : L'interface service peut être utilisée via des lignes de transmissions de données et permet également une communication via modem. Ainsi, la commande peut être effectuée à distance à partir d'un ordinateur et du logiciel DIGSI, si par exemple plusieurs appareils doivent être commandés par un PC central. L'interface système sert à la communication entre l'appareil et un système central de contrôle-commande. Elle peut être utilisée via des lignes de transmissions de données ou des fibres optiques. Plusieurs protocoles standardisés sont à la disposition pour réaliser la transmission des données. • CEI 61850 L'intégration des appareils dans le réseau de communication éthernet 100 Mbit de la technique de contrôle de processus et d’automatisation peut être effectuée via un module EN100 avec des protocoles conformes à la norme CEI 61850. Parallèlement à l'intégration de la technique de contrôle des processus, il est possible d'établir via cette interface une communication DIGSI et une communication inter-équipements avec GOOSE. • CEI 60870-5-103 Ce profil permet également l'intégration des appareils dans les systèmes d'automatisation SINAUT LSA et SICAM. • Profibus DP Ce protocole industrielle est utilisé par la technique d'automatisation pour transmettre des messages ou valeurs de mesure. 26 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Introduction 1.2 Domaines d'application • Modbus ASCII/RTU Ce protocole est utilisé par la technique d'automatisation pour transmettre des messages ou des valeurs de mesure. • DNP 3.0 Ce protocole est utilisé par la technique d'automatisation pour transmettre des messages ou des valeurs de mesure. • Une sortie analogique (20 x 20 mA) peut également être installée, de manière à afficher les valeurs de mesure. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 27 Introduction 1.3 Caractéristiques 1.3 Caractéristiques Caractéristiques générales • Système performant avec microprocesseur à 32 bits. • Traitement des mesures et commandes intégralement numériques, depuis l’échantillonnage et la numérisation des grandeurs de mesure jusqu’aux décisions d'enclenchement et de déclenchement des disjoncteurs. • Isolation galvanique totale 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 continu. • Dialogue convivial grâce à un panneau de commande intégré ou au moyen d’un ordinateur équipé du logiciel DIGSI. • Calcul et affichage continu des mesures d'exploitation. • Enregistrement des messages de défaut ainsi que des valeurs instantanées ou valeurs efficaces dans le cadre de la perturbographie. • Surveillance permanente des grandeurs de mesure ainsi que du matériel et du logiciel de l'appareil. • Possibilité de communication au moyen d’appareils centraux de contrôle et de mémorisation par interfaces série, au choix par câble modem ou fibre optique. • Horloge alimentée par pile, synchronisable au moyen d’un signal dédié (DCF77, IRIG B par récepteur satellite), par une entrée binaire ou l’interface système. • Statistiques des manœuvres : Enregistrement des statistiques des manœuvres du disjoncteur y compris le nombre de commandes de déclenchement émises ainsi que les courants coupés cumulés de chaque pôle du disjoncteur. • Décomptage des heures de service : Décomptage des heures de service de l'installation protégée sous charge. • Outils de mise en service comme par ex. le contrôle de raccordement et de champ tournant, l'affichage de l'état des entrées/sorties binaires, et un enregistrement perturbographique d’essai. Protection à maximum de courant à temps constant (I>) avec maintien à minimum de tension • 2 échelons à temps constant I> et I>> pour les 3 courants de phase (IL1, IL2, IL3) du côté 1 ou côté 2. • Maintien du démarrage par surintensité I> en cas de manque de tension (par exemple pour les machines synchrones qui reçoivent leur tension de déclenchement à travers les bornes de connexion). • Au choix, enregistrement de la direction dans l'échelon de haute intensitéI>>. • Possibilités de blocage, par exemple pour la sélectivité logique avec chaque échelon. Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ, asservie en tension) • Possibilité de choisir entre plusieurs caractéristiques (CEI, ANSI). • Changement asservi de tension ou lié à la tension du comportement de courant au moment du manque de tension. • Possibilité de blocage de l'influence par la tension, à l'aide de la surveillance fusion fusible ou du disjoncteur de protection pour réducteurs de tension. 28 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Introduction 1.3 Caractéristiques Protection de surcharge thermique • Image thermique lié à la circulation de courant à travers de l'objet à protéger (protection de surcharge avec fonction mémoire, modèle uni-corps). • Seuils d'alarmes supplémentaires réglables pour les niveaux thermiques et les niveaux de courant. • Possibilité de prendre en compte la température du fluide de refroidissement ou de la température ambiante. Protection contre les déséquilibres • Evaluation à haute précision des composantes inverses des 3 courants de phase. • Seuil d'alarme en cas de dépassement d'un déséquilibre réglable. • Caractéristique de déclenchement thermique avec un facteur de dissymétrie et un temps de refroidissement ajustable. • Echelons de déclenchement rapide pour les déséquilibres intenses (utilisable comme protection court-circuit). Protection à maximum de courant de démarrage • I> Echelon pour basses fréquences de rotation (par exemple lancement des générateurs avec convertisseur de démarrage). Protection différentielle • Utilisation en tant que protection différentielle de générateur, de moteur ou de transformateur. • Caractéristique de déclenchement stabilisée en courant. • Sensibilité élevée. • Insensible aux composantes de courant continu et saturation de transformateur de courant. • Grande stabilité, également pour différentes saturations de transformateurs de courant. • Stabilisation contre les courants de magnétisation (rush) avec l'harmonique 2. • Stabilisation contre les courants de défauts transitoires et stationnaires avec les harmoniques 3 et 5. • Déclenchement rapide pour défauts à forte intensité. • Adaptation intégrée au couplage du transformateur. • Adaptation intégrée à la transformation du transformateur en tenant compte de différents transformateurs de courants nominaux. Protection différentielle du courant de terre • Caractéristique de déclenchement stabilisée en courant. • Sélection variable des grandeurs de mesure pour tous les modes d'exploitation habituels. • Sensibilité élevée. • Mesures de stabilisation contre les fonctionnements intempestifs en présence de défauts externes. Protection de sous-excitation • Mesure de la conductance sur la base des composantes directes. • Caractéristiques à plusieurs niveaux pour les limites de stabilité dynamiques et stables. • Prise en compte de la tension d'excitation SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 29 Introduction 1.3 Caractéristiques Protection de retour de puissance • Calcul de la puissance sur la base des composantes directes. • Mesure sensible et ultraprécise de la puissance active (détection de puissances traînées minimes, même pour les cos ϕ petits, compensation du déphasage). • Insensibilité envers les oscillations de puissance. • Niveau de longue et de courte durée (effectif lorsque la soupape à fermeture rapide est fermée). Surveillance du niveau de puissance aval • Calcul de la puissance sur la base des composantes directes. • Surveillance à maximum (P>) ou à minimum (P<) de la puissance active émise avec des seuils réglables séparément. • Choix entre précision ou rapidité du calcul des valeurs de mesure. Protection d'impédance • Démarrage par surintensité de courant avec auto-maintien de la sous-tension (pour les machines qui reçoivent leur tension de déclenchement à travers les bornes de connexion). • 2 échelons d'impédance, 1 échelon de recouvrement (commutable sur l'entrée binaire), 4 échelons temporels. • Caractéristiques de déclenchement polygonales. • La fonction d'antipompage peut être activée. Protection contre perte de synchronisme • Basée sur le système éprouvé de mesure d'impédance. • Libération des valeurs de mesure des composantes directes et verrouillage par la composante inverse de courant. • Evaluation du parcours du vecteur d'impédance complexe. • Adaptation optimale aux particularités du poste par inclinaison paramétrable de la caractéristique rectangle. • Distinction claire entre le centre d'antipompage côté réseau et à proximité d'un générateur. Protection à minimum de tension • Détection de minimum et maximum de tension à deux échelons des composantes directes. • Echelon supplémentaire à caractéristique temporel réglable dépendant de la tension. Protection à maximum de tension • Détection de maximum de tension à deux échelons de la plus grande des 3 tensions. • Au choix, tensions composées ou tensions phase-terre. Protection fréquencemétrique • Surveillance à minimum de fréquence (f<) et/ou à maximum de fréquence (f>) avec 4 seuils de fréquence et temporisations réglables séparément. • Immunité contre les harmoniques et sauts de phase. 30 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Introduction 1.3 Caractéristiques • Seuil de sous-tension réglable. Protection de surexcitation • Calcul du rapport U/f. • Seuils d'alarme et de déclenchement réglables. • La caractéristique par défaut ou de déclenchement peut être choisie pour la représentation de la sollicitation thermique. Protection de variation fréquencemétrique • Surveillance à maximum de fréquence (df/dt>) et/ou à minimum de fréquence (-df/dt<) avec 4 seuils de fréquence et temporisations réglables séparément. • Fenêtres de mesure variables • Couplage au démarrage de la protection fréquencemétrique. • Seuil de sous-tension réglable. Saut de vecteur • Détection sensible de variation de phase pour le découplage du réseau. Protection masse stator à 90 % • Appropriée aux générateurs en couplage en bloc ou en jeu de barres. • Détection de la tension de déplacement par mesure au transformateur de point neutre/mise à terre ou par calcul à partir des tensions phase-terre. • Détection sensible du courant de terre, au choix avec ou sans détermination directionnelle par composantes homopolaires (I0, U0). • Caractéristique directionnelle réglable. • Détermination de la phase à défaut de terre. Protection de courant de terre sensible • Détection du courant de terre à deux échelons : ITT>> et ITT>. • Sensibilité élevée (côté secondaire réglable à partir de 2 mA). • Utilisable comme protection masse stator ou masse rotor. • Surveillance du circuit de mesure qu'un courant minimal circule en cas d'utilisation comme protection masse rotor. 100 % de protection masse stator avec l'harmonique 3 • Analyse de l'harmonique 3 dans la tension au point neutre ou à l'enroulement en triangle ouvert du transformateur mis à terre. • En total, avec la protection de 90% de la masse stator, on obtient une protection de l'enroulement statorique (100% zone de protection). 100 % de protection masse stator avec une tension de 20 Hz • Evaluation de la grandeur de mesure de 20 Hz (7XT33 et 7XT34) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 31 Introduction 1.3 Caractéristiques • Seuil d'alarme et de déclenchement R< et R<<. • Seuil de déclenchement de courant de terre. • Sensibilité élevée pour les grandes capacités masse stator. Protection de courant de terre sensible B • Utilisation pour des différentes fonctions comme la surveillance du courant statorique, la surveillance quelconque du courant de terre et utilisation en tant que protection de courant ondulé pour la détection des défauts dans les stocks. • Des différentes procédures de mesure sélectionnables (composante fondamentale, harmonique 3, harmoniques 1 et 3). • Sensibilité élevée (à partir de 0,5 mA) par le filtre FIR choisi. Protection contre court-circuit entre spires • Détection des courts-circuits entre spires dans les générateurs par mesure de la tension de déplacement par rapport au point neutre du générateur. • Sensibilité élevée (à partir de 0,3 V). • Suppression des grandeurs pertubatrices par le filtre FIR choisi. Protection masse rotor (R, fn) • 100% de protection pour l'ensemble du circuit d'excitation. • Couplage capacitif symétrique d'une tension alternative de fréquence du réseau dans le circuit d'excitation. • En tenant compte de l'impédance de terre de service et des résistances de brosses. • Calcul des résistances de défaut sur la base des facteurs d'impédance de terre complexes. • Seuil d'alarme et de déclenchement réglable en Ohm de la résistance masse rotor. • Surveillance de circuits de mesure avec message de défaut. Protection masse rotor sensible de 1 à 3 Hz de tension de rectangle. • Evaluation de la tension 1 à 3 Hz du rotor (7XT71). • Seuil d'alarme et de déclenchement R< et R<<. • Sensibilité élevée (max. 80 KΩ). • Fonction de contrôle intégrée. Surveillance du temps de démarrage des moteurs • Caractéristique de déclenchement dépendant du courant par une évaluation du courant de démarrage. • Temporisation indépendante du courant en cas de rotor bloqué. Blocage de redémarrage pour moteurs • Représentation approximative de la surtempérature rotorique. • Le démarrage du moteur n’est autorisé que si le rotor dispose des réserves thermiques suffisantes pour réaliser un démarrage complet. • Calcul de la durée d'attente jusqu'au redémarrage. 32 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Introduction 1.3 Caractéristiques • Différentes prolongations du temps de refroidissement en cas d'arrêt/service sont prises en compte. • Possibilité de mise hors service du blocage de démarrage de moteur si un démarrage d’urgence est demandé. Protection contre les défaillances disjoncteur • Par vérification du courant ou par analyse des contacts auxiliaires du disjoncteur. • Initialisation de chaque fonction intégrée de protection affectée sur le disjoncteur. • Possibilité de lancer des appareils de protection externes via l'entrée binaire. Protection contre couplage intempestif • Limitation des dommages en cas d'un enclenchement involontaire d'un générateur en arrêt par l'actionnement rapide du disjoncteur du générateur. • Mesure de la valeur instantanée des courants de phase. • Surveillance de l'état fonctionnel et de la tension ainsi que le “Fuse-Failure-Monitor” (surveillance fusion fusible) constituent les critères de libération. Protection de tension continue/de courant continu • Mesure de la tension continue au moyen d'un amplificateur sectionné intégré. • Egalement utilisable pour la mesure de courants continus de petite amplitude. • Commutable sur augmentation ou diminution. • Egalement utilisable pour la mesure de la tension alternatif (valeurs efficaces). Sorties analogiques • Sortie de jusqu'à 4 mesures d'exploitation analogiques (en fonction de la version commandée) Surveillance des seuils • 10 messages de surveillance des seuils librement utilisables. • Réalisation rapide des tâches de surveillance via CFC. Saisie de la température par thermobox • Saisie des températures ambiantes ou du fluide de refroidissement quelconques à l'aide des thermobox et d'une sonde de température externes. Permutation du champ tournant • Possibilité de changer l'ordre des phases par paramètres (statique) et entrées binaire (dynamique). Fonctions définissables par l’utilisateur • Schémas librement programmables permettant la réalisation des liaisons entre les informations internes et les informations externes de l’appareil. • Toutes les fonctions logiques classiques (ET, OU, NOT, OU exclusif, etc.). • Temporisations et interrogations des valeurs limites. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 33 Introduction 1.3 Caractéristiques • Traitement de valeurs de mesure : élimination du signal de niveau 0, extension d’une courbe caractéristique et surveillance du live-zero. Commande des organes de manœuvre • Enclenchement et déclenchement manuel des organes de manœuvre via les touches de commande, les touches fonctionnelles programmables, via l'interface système (par exemple de SICAM ou LSA) ou via l'interface de commande (à l'aide d'un ordinateur et du logiciel DIGSI). • Acquit des états de commutation par les contacts auxiliaires de disjoncteur. • Surveillance de plausibilité des positions de disjoncteur et des conditions de verrouillage de manœuvre. Convertisseur de mesure • Si les trois convertisseurs de mesure se trouvant dans l'appareil ne sont pas utilisés par les fonctions de protection, ils peuvent également servir au couplage de signaux analogiques (±10V, ±20mA). • Possibilité de traitement des seuils et opérations logiques des signaux de mesure. Surveillance des valeurs de mesure • Surveillance des circuits de mesure internes, de l'alimentation en tension auxiliaire ainsi que du matériel et du logiciel permettant une fiabilité accrue. • Surveillance des circuits secondaires des transformateurs de courant et de tension par contrôle de symétrie. • Possibilité de surveillance du circuit de déclenchement par connexion externe. • Contrôle de l'ordre des phases. ■ 34 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 2 Fonctions Ce chapitre décrit les différentes fonctions de l'appareil SIPROTEC 4 7UM62. Les possibilités de paramétrage associées à chaque fonction sont décrites. Le chapitre comprend également des remarques quant à la détermination des valeurs de réglage et - si nécessaire - des formules associées. Sur la base des informations suivantes, vous pouvez en outre décider auxquelles fonctions proposées vous souhaitez avoir recours. 2.1 Introduction, équipement de référence 37 2.2 Equipement 39 2.3 Ethernet EN100 Modul 42 2.4 Volume des fonctions 43 2.5 Données poste (1) 53 2.6 Changement de jeu de paramètres 62 2.7 Données poste (2) 63 2.8 I> tps constant (maintien sur min de U) 65 2.9 I>> tps constant (diectionnel) 69 2.10 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) 75 2.11 Protection de surcharge 81 2.12 Protection de déséquilibre (I2) 91 2.13 Protection de démarrage à max. de I 97 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger 101 2.15 Protection différentielle de terre 126 2.16 Protection contre les pertes d'excitation 134 2.17 Protection retour de puissance 143 2.18 Surveillance puissance avant 147 2.19 Protection d'impédance 150 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme 164 2.21 Protection à manque de tension 175 2.22 Protection à maximum de tension 178 2.23 Protection de fréquence 181 2.24 Protection de surexcitation 185 2.25 Protection à min. de U à temps dépendant 191 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 35 Fonctions 2 36 2.26 Protection df/dt 194 2.27 Saut de vecteur 199 2.28 Protection de masse stator à 90 % 204 2.29 Protection homopolaire sensible 213 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique 217 2.31 Protection de masse stator à 100 % (20 Hz) 224 2.32 Protection de terre sensible B 233 2.33 Protection défaut enroulement 238 2.34 Protection masse rotor (R, fn) 242 2.35 Protection masse rotor (1-3 Hz) 247 2.36 Surveillance du temps de démarrage 253 2.37 Blocage de réenclenchement 258 2.38 Protection contre défaill. disjoncteur 267 2.39 Protection contre les couplages intempestifs 272 2.40 Protection à crit. de tension/courant contin. 275 2.41 Sorties analogiques 280 2.42 Fonctions de surveillance 283 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement 296 2.44 Surveillance de seuil 304 2.45 Couplages externes 315 2.46 Interface sondes 318 2.47 Permutation du champ tournant 326 2.48 Contrôle des fonctions 328 2.49 Fonctions complémentaires 331 2.50 Gestion des commandes 349 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.1 Introduction, équipement de référence 2.1 Introduction, équipement de référence Dans les chapitres suivants, seront expliquées les différentes fonctions protectrices supplémentaires, et quelques conseils seront donnés sur les valeurs à choisir. 2.1.1 Description fonctionnelle Générateur Les exemples de calcul s'appuient sur deux systèmes de puissance de référence, chacun correspondant à un mode de couplage type: raccordement du générateur directement sur le jeu de barres ou via un transformateur élévateur, "raccordement bloc". La configuration par défaut suppose une utilisation pareille. L'affectation des grandeurs de mesure au côté 1 ou au côté 2 est défini dans la figure suivante. Figure 2-1 Systèmes de référence SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 37 Fonctions 2.1 Introduction, équipement de référence Spécifications techniques des systèmes de référence Générateur: SN, G = 5,27 MVA UN, G = 6,3 kV IN, G = 483 A cos ϕ = 0,8 Transformateur de courant : IN,prim = 500 A; IN, sec = 1 A Tore homopolaire: IN,prim = 60 A; IN, sec = 1 A Transformateur de tension: UN, prim = (6,3/√3) kV UN, sec = (100/√3) V Utn/3 = (100/3) V Transformateur Transformateur: SN, T = 5,3 MVA UOS = 20 kV U = 6,3 kV uK= 7 % Transformateur de mise à la terre: ü= Quotient résistant: 5:1 Moteur: UN, M = 6600 V Moteur IN, M = 126 A Transformateur de courant : IDEM = 624 A (courant de démarrage) Imax = 135 A (courant statorique admissible en permanence) Tdém = 8,5 s (durée du démarrage avec Idém) IN,prim = 200 A; IN, sec = 1 A Les spécifications techniques supplémentaires se trouvent près des réglages fonctionnels des différentes protections. Les valeurs calculées sont des valeurs de référence, en relation avec l'appareil choisi, et peuvent être modifiées directement sur place. Nous recommandons l'utilisation du logiciel DIGSI pour l'adaptation exhaustive du paramétrage au besoin utilisateur. Dans ce cas, il est possible de paramétrer en valeurs primaires (HT) ou secondaires (BT). La transcription en valeurs primaires du 7UM62 s'effectue à partir des caractéristiques nominales de l'objet protégé (p.ex. IN, G; UN, G; SN, G). L'avantage est qu'un préréglage typique des fonctions de protection, indépendamment du système de puissance, est possible. Les rubriques Données poste (1) ou Données poste (2), comprennent les paramètres spécifiant le système de puissance et à partir desquels la conversion primaire <-> secondaire est effectuée dans la programme (conversion par "clic" sur l'icône associée). Les formules nécessaires à l'ensemble des conversions se trouvent dans le logiciel DIGSI. 38 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.2 Equipement 2.2 Equipement L'appareil peut émettre une série de messages généraux concernant le poste ou lui même. Ces messages figurent dans la vue d'ensemble suivante. La plupart des paramètres s'expliquent d'eux-mêmes. Les particularités sont expliquées ci-après: Démarrage: Un démarrage de l'appareil se produit à chaque enclenchement de la tension d'alimentation. Réinitialisation mémoire : Une réinitialisation mémoire s'effectue après l'initialisation de l'appareil via DIGSI. Redémarrage: Un redémarrage se produit apès le chargement du jeu de paramètres ou suite à une réinitialisation. La mémorisation des signalisations allouées aux diodes électroluminescentes (LEDs) et la mise à disposition des signalisations spontanées peuvent êtres conditionnées (rendues dépendantes) par l'émission d'un ordre de déclenchement de l'appareil. Ces signalisations ne sont dans ce cas pas générées lorsqu'une ou plusieurs fonctions de protection ont démarré – suite à la présence d'un défaut - sans donner lieu à l'émission d'une commande de déclenchement du 7UM62 (cas, par exemple, de l'élimination du défaut par une autre protection installée à l'extérieur de la zone de protection). Les signalisations émises ne concernent dès lors que les défauts se produisant dans sa propre zone de protection. 2.2.1 Instructions de réglage Affichage de défauts Pour le dernier défaut, il est possible de déterminer si les LEDs mémorisées et, le cas échéant, les messages de défaut spontanés affichés à l'écran doivent être affichés suite à ce nouveau démarrage ou uniquement suite à une nouvelle commande de déclenchement. Afin de déterminer le mode d'affichage souhaité, sélectionnez dans le menu PARAMÈTRES le sous-menu Appareil. A l'adresse 610 AFFICH. DEFAUTS sont proposées les deux options Sur détection et Sur déclench. („No trip - no flag“). Dans le cas d'appareils à écran graphique, vous pouvez, en réglant le paramètre 611 SIGN.SPONTAN., spécifier si une signalisation de défaut spontanée doit apparaître automatiquement à l'écran (Oui) ou non (Non). Quant aux appareils à écran texte, ces signalisations sont toujours affichées suite à l'apparition d'un défaut réseau. Un nouveau démarrage de la protection réinitialise en règle générale toutes les diodes électroluminescentes afin d'assurer que seul le défaut le plus récent est affiché. A l'adresse 615 Tmin active LED, vous pouvez alors régler un temps d'attente (par exemple), pendant lequel les LED ne sont pas réinitialisées. Après expiration de ce temps d'attente, il est possible d'effectuer une réinitialisation des LED. Toutes les informations sont affectées entre elles via la porte logique OU. Ecran de base avec affichage de 4 lignes A la mise sous tension d'un appareil doté d'un écran à 4 lignes, les valeurs de mesure sont affichées. A l'aide des touches fléchées situées sur le panneau avant de l'appareil, il est possible de sélectionner différentes représentations graphiques des valeurs de mesure dans la synoptique de base. La page initiale de la synoptique de base affichée suite au démarrage peut être sélectionnée à l'aide du paramètre 640 Page dém synop.. Les représentations des mesures disponibles sont listées dans l'annexe. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 39 Fonctions 2.2 Equipement 2.2.2 Adr. Vue d'ensemble des paramètres Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 610 AFFICH. DEFAUTS Sur détection Sur déclench. Sur détection Affich. défauts sur LEDs et écran LCD 611 SIGN.SPONTAN. Oui Non Non Signalisation spontanée de défauts 615 Tmin active LED 0 .. 60 min 5 min T min d'activation des LED's 640 Page dém synop. Côté 1 Côté 2 Côté 3 Côté 4 Côté 1 Page de démarrage synoptique 40 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.2 Equipement 2.2.3 Liste d’informations N° Information Type d'info iSgS Explications - Acquit LED Afficheurs LED réinitialisés - Mode Test iSgS Mode de test - Bloq. Mess iSgS Bloquer transmission messages/mesures - DévTrMes iSgS Déverrouillage transm. Mess&Mes via EB - >Lumière SgS >Lumière allumée (écran) - Synch.Horl iSgS_C Synchronisation de l'horloge - ModTestMat iSgS Mode test matériel - Erreur_CFC SgSo Erreur CFC 1 Non affecté SgS Non affecté 2 Non disponible SgS Non disponible 3 >Synchr. horl. SgS_C >Synchroniser l'horloge 5 >Réinit. LED SgS >Réinitialiser les LEDs 15 >Mode test SgS >Mode test 16 >Bloq. Mess&Mes SgS >Bloquer transmission messages/mesures 51 Equip. en serv. SgSo Equipement en service 52 Prot. act. iSgS 1 fonct. de prot. au moins est active 55 Démarrage SgSo Démarrage 56 1er démarrage SgSo Premier démarrage 67 Démarr. à chaud SgSo Démarrage à chaud 69 Heure d'été SgSo Heure d'été 70 Chargem. param. SgSo Charger les nouveaux paramètres 71 Test paramètres SgSo Vérification des paramètres 72 Modif. niveau2 SgSo Paramètres niveau 2 modifiés 73 Param. SurPlace SgSo Paramétrage sur place 125 FiltreRebond SgSo Filtre anti-rebonds 301 Déf. réseau SgSo Défaut réseau 302 Défaut SgSo Cas de défaut 320 Données sp.> SgSo Seuil données sp> dépassé 321 Paramètres sp> SgSo Seuil paramètres sp> dépassé 322 Dialogue sp. > SgSo Seuil dialogue sp> dépassé 323 Nouv(Gén) sp.> SgSo Seuil Nouv (gén.) sp. > dépassé 545 Tps rtb = SgV Tps entre démarrage et retombée 546 Tps décl. SgV Tps entre dém. et déclenchement SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 41 Fonctions 2.3 Ethernet EN100 Modul 2.3 Ethernet EN100 Modul 2.3.1 Description fonctionnelle L'intégration de la 7UM62 dans le réseau de communication éthernet 100-Mbit de la technique de contrôle de processus et d’automatisation peut être effectuée via le Ethernet EN100 Modul avec des protocoles conformes à la norme CEI 61850. Cette norme soutient une communication complète des appareils sans passerelles et convertisseurs de protocole. Ceci permet l'utilisation d'appareils SIPROTEC 4 de manière ouverte et interopérationnelle même dans des environnements hétérogènes. Parallèlement à l'intégration de la technique de contrôle des processus, il est possible d'établir via cette interface une communication DIGSI et une communication inter-équipements avec GOOSE. 2.3.2 Instructions de réglage Sélection des interfaces Pour l'utilisation du module d'interface système éthernet (CEI 61850, Ethernet EN100 Modul), aucun paramétrage n'est nécessaire. Si l'appareil dispose bien d'un tel module suivant MLFB, il sera préconfiguré automatiquement sur Port B comme interface disponible. 2.3.3 N° Liste d’informations Information Type d'info Explications 009.0100 Défaill. module iSgS Défaillance module EN100 009.0101 Perturb. Canal1 iSgS Perturbation lien EN100 canal 1 (Ch1) 009.0102 Perturb. Canal2 iSgS Perturbation lien EN100 canal 2 (Ch2) 42 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.4 Volume des fonctions 2.4 Volume des fonctions L'appareil 7UM62 dispose de nombreuses fonctions de protection et de fonctions complémentaires. Les possibilités du matériel et du firmware sont adaptées à ces fonctions. Certaines règles sont à observer vis-à-vis de l'utilisation des entrées de courant et de tension de terre ITT et UT. Une entrée ne peut pas être utilisée en même temps pour l'acquisition de différentes grandeurs de mesures, comme par exemple pour la réalisation simultanée de la protection masse rotor et de la protection masse stator. Une vue d'ensemble des entrées auxquelles les fonctions de protection ont recours est présentée au chapitre 2.4.2. En outre, les fonctions de commande peuvent être ajustées en fonction de l'installation. Les fonctions présentes au sein de l'équipement sont désactivables ou réactivables par configuration (de même les interactions entre fonctions sont ajustables par ce biais). Les fonctions non utilisées sont ainsi masquées. Les fonctions de protection et les fonctions complémentaires présentes au sein de l'appareil peuvent être configurées comme Disponible ou Non disponible. Pour certaines fonctions, il est possible de choisir également entre plusieurs alternatives (voir explications plus loin) Les fonctions configurées comme non disponibles ne sont pas traitées dans le 7UM62 : aucune signalisation, ni aucun réglage afférent (fonctions, valeurs limites) ne seront affichés ni pris en compte. 2.4.1 Description fonctionnelle Choix du volume fonctionnel Les paramètres de configuration peuvent être saisis avec un ordinateur équipé du programme DIGSI, via l'interface utilisateur située sur le panneau frontal de l'appareil ou l'interface de service sur la face arrière. L'utilisation est décrite plus précisément dans le manuel du système SIPROTEC 4 /1/. Le mot de passe n° 7 (pour jeu de paramètres) est nécessaire pour pouvoir procéder à la modification des paramètres de configuration dans l’appareil. Sans mot de passe, vous pouvez consulter les réglages, mais vous ne pouvez ni les modifier ni les transmettre à l'appareil. Le volume fonctionnel et les options associées peuvent être ajustés selon le mode d'utilisation à l'aide de la boîte de dialogue Volume fonctionnel. Remarque Les fonctions et préréglages disponibles dépendent du type d'appareil (pour plus de détails, voir l'annexe A.1). D'ailleurs, à cause de quelques limitations du matériel, un certain nombre de combinaisons de fonctions protectrices n'est pas réalisable (voir chapitre 2.4.2). 2.4.2 Instructions de réglage Particularités La plupart des paramètres s'expliquent d'eux-mêmes. Les particularités sont expliquées ci-après. Si vous souhaitez utiliser la fonction de commutation de groupe de paramètres, réglez le paramètre situé à l'adresse 103 PERMUT.JEUPARAM sur disponible. Dans ce cas, vous disposez de deux jeux de paramètres de réglage différents que vous pourrez permuter rapidement et confortablement en cours d'exploitation (voir aussi section 2.6). En réglant ce paramètre sur Non disponible, seul un groupe de paramètres est accessible et configurable. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 43 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Le paramètre 104 PERTURBOGRAPHIE permet de déterminer si les Val. instantan. ou les Val. efficaces doivent être sauvegardées dans l'enregistrement perturbographique. Un enregistrement des Val. efficaces prolonge le temps à disposition pour cet enregistrement d'un facteur de 16. Vous pouvez en outre déterminer pour certaines fonctions de protection quelles entrées de mesure de l'appareil (côté 1 ou côté 2) doivent leur être assignées ; pour d'autres fonction de protection, l'assignation de ces entrées est fixée à l'avance (voir tableau 2-1). Il est ainsi possible à l'adresse 112 Prot. maxI I> d'effectuer ce choix pour l'échelon I> de la protection temporisée de surintensité (= Côté 1, Côté 2 ou Non disponible). Pour l'échelon de surintensité I>> de la protection de surintensité, vous pouvez à l'adresse 113 Prot. maxI I>> déterminer, si cet échelon doit travailler Non-dir. côté 1 ou Non-dir. côté 2 ou Dir. côté 1 ou Dir. côté 2. En choisissant Non disponible, vous pouvez supprimer cet échelon de surintensité. Pour la protection à maximum de courant à temps dépendant 114 Ip inv(51C/51V), le paramètre permet de spécifier la norme de référence des caractéristiques de déclenchement (CEI ou ANSI). Cette fonction se laisse aussi assigner au choix au côté 1 ou au côté 2 (= CEI Côté 1, ANSI Côté 1, CEI Côté 2, ANSI Côté 2). En choisissant Non disponible, vous pouvez supprimer la protection à maximum de courant à temps dépendant. Le tableau suivant indique l'affectation des entrées de l'appareil aux fonctions de protection. Ces dépendances doivent être prises en compte lors du travail de configuration du poste. Ceci concerne l'entrée UT, les deux entrées de courant sensibles Itt1, Itt2 et les 3 entrées de transducteur de mesure (CM). Si par exemple l'entrée UT est utilisée par la fonction de protection masse stator, elle n'est alors plus disponible pour la protection masse rotor (R, fn). Les mêmes interdépendances sont valables pour les entrées de transducteur de mesure. Elles ne peuvent être utilisées que par une seule fonction à la fois. Si aucune fonction de protection n'utilise les CMs, ceux-ci sont à disposition pour une exploitation universelle par les modules de mesure dans le CFC. Tableau 2-1 Affectation des entrées de l'appareil aux fonctions de protection. Fonction de protection Page 1 IL1S1; IL2S1 ; IL3S1 UL1; UL2; UL3 Echelon à temps constant I> ; I>> /mode non-directionnel Page 2 Itt1 UT IL1S2 ; IL2S2 ; IL3S2 Itt2 CM fixe en option – – en option – – Echelon à temps constant I>>/mode di- fixe rectionnel en option – – en option – – Protection à maximum de courant à temps dépendant fixe en option – – en option – – Protection de surcharge thermique – – – – fixe – CM2 Protection de déséquilibre – – – – fixe – – Protection de démarrage – en option – – en option – – Protection différentielle – fixe – – fixe – – Protection différentielle de terre U0 calculée en option – – en option fixe – Protection contre perte d'excitation fixe – – – fixe – CM3 Protection de retour de puissance fixe – – – fixe – – Surveillance du niveau de puissance aval fixe – – – fixe – – Protection d'impédance fixe – – – fixe – – Protection de perte de synchronisme fixe – – – fixe – – Protection à minimum de tension fixe – – – – – – Protection à maximum de tension fixe – – – – – – Protection fréquencemétrique fixe – – – fixe – – Protection de surexcitation fixe – – – – – – 44 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Fonction de protection Page 1 IL1S1; IL2S1 ; IL3S1 UL1; UL2; UL3 Protection à minimum de tension dépendante Page 2 Itt1 UT IL1S2 ; IL2S2 ; IL3S2 Itt2 CM fixe – – – – – – Protection de variation fréquencemétri- fixe que – – – – – – Saut vectoriel fixe – – – – – – 90 % protection masse stator U0 calculée, si – protection masse rotor utilisée en option – – fixe – Protection homopolaire sensible – – en option – – en option – 100 % prot. masse stator avec 3ème harm. fixe – – fixe fixe – – 100 % prot. masse stator avec tension de 20 Hz – – fixe fixe – – – Protection homopolaire sensible B (ITT-B) – – en option – – en option – Protection contre court-circuit entre spires (?) – – – fixe – – – Protection masse rotor (?) – – fixe fixe – – – Protection masse rotor sensible de 1 à 3 – Hz de tension de rectangle. – – – – – CM1 CM2 Surveillance du temps de démarrage pour moteurs – – – – fixe – – Blocage de réenclenchement pour moteurs – – – – fixe – – en option – – en option – – Protection contre défaillance disjoncteur – Protection contre couplage intempestif fixe – – – fixe – – Protection de tension continue – – – – – CM1 – Fuse Failure Monitor fixe – – – fixe – – Surveillance du circuit de déclenchement – – – – – – – Surveillance des valeurs seuil fixe – – – fixe – – Couplages directs – – – – – – – Pour la protection différentielle, vous déterminez à l'adresse 120 PROT. DIFF. le type de l'objet à protéger (Générat./Moteur ou Transfo triph.) ou vous configurez avec Non disponible que cette fonction ne sera pas disponible. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 45 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Figure 2-2 Utilisation en tant que protection différentielle de générateur Figure 2-3 Utilisation en tant que protection différentielle d'ensemble (Over all) Pour l'application suivante, vous devez régler dans les Données poste-1 les données du générateur sur les mêmes valeurs que celles du transformateur du côté 2 : Figure 2-4 Utilisation en tant que protection différentielle du transformateur élévateur Pour l'application suivante, configurer dans l'appareil A la protection différentielle sur Générat./Moteur, dans l'appareil B sur Transfo triph.. De plus, vous devez régler dans les Données poste-1 les données du générateur sur les mêmes valeurs que celles du transformateur du côté 2 : 46 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Figure 2-5 Utilisation en tant que protection différentielle d'ensemble redondante Pour la protection de défaut terre, vous choisissez à l'adresse 150 MASSE STATOR entre les options Nondir.avec U0, N-dir av. U0&I0 et Directionnel, à moins que vous ne configuriez l'ensemble de la fonction comme Non disponible. Dans le premier cas, seule la tension de décalage sera prise en compte (applicable en cas de raccordement du générateur via transformateur élévateur). Dans le deuxième cas, l'évaluation est effectuée sur la tension de décalage UT ainsi que sur le courant de terre (ou la différence de courant entre le courant du point neutre et la somme d'un transformateur d'enveloppe de câble, pour un système en couplage jeu de barres avec des résistances à basse impédance commutables, au point neutre). Dans le troisième cas, la direction du courant de terre est prise en compte; ceci permet de distinguer les défauts machine des défauts réseau en cas de couplage direct de la machine au jeu de barres (dans les cas où l'analyse des amplitudes de la tension de décalage UT et du courant de terre n'est pas suffisante pour discriminer le défaut). Le paramètre 151 TERRE SENSIBLE permet de déterminer quelle entrée doit être utilisée pour la mesure du courant de terre (avec Itt1 ou avec Itt2). Le paramètre 170 DEFAILL. DISJ. détermine si la protection contre défaillance disjoncteur doit être effective sur le Côté 1 ou sur le Côté 2. Si le 7UM62 est équipé de sorties analogiques et que vous souhaitez les utiliser, vous pouvez déterminer aux adresses 173, 174, 175 et 176 quelles valeurs de mesure parmi celles proposées sont assignées à quelles sorties analogiques. La totalité des paramètres des sorties analogiques est accessible aux adresses 7301 à 7308. Pour la supervision du circuit de déclenchement, il est possible de sélectionner à l'adresse 182 SURV.CIRC.DECL. si celle-ci doit travailler avec deux (Avec 2 EB) ou seulement une entrée binaire (Avec 1 EB) ou si la fonction doit être configurée comme étant Non disponible. 2.4.3 Adr. Vue d'ensemble des paramètres Paramètre Possibilités de paramétrage 103 PERMUT.JEUPARAM Non disponible Disponible 104 PERTURBOGRAPHIE Non disponible Val. instantan. Val. efficaces SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Réglage par défaut Explications Non disponible Permutation jeu de paramètres Val. instantan. Mode de perturbographie 47 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 112 Prot. maxI I> Non disponible Côté 1 Côté 2 Côté 2 Protection à maximum de courant I> 113 Prot. maxI I>> Non disponible Non-dir. côté 1 Non-dir. côté 2 Dir. côté 1 Dir. côté 2 Non-dir. côté 2 Protection à maximum de courant I>> 114 Ip inv(51C/51V) Non disponible CEI Côté 1 ANSI Côté 1 CEI Côté 2 ANSI Côté 2 Non disponible Prot. à max. de courant temps dépendant 116 PROT. SURCHARGE Non disponible Disponible Disponible Protection de surcharge 117 DESEQUILIBRE I2 Non disponible Disponible Disponible Protection contre déséquilibres (I2) 118 PROT. DEMAR. Non disponible Côté 1 Côté 2 Non disponible Prot. à maximum de I de démarrage 120 PROT. DIFF. Non disponible Générat./Moteur Transfo triph. Générat./Moteur Protection différentielle 121 DIFF. TERRE Non disponible Gén. avec ITT2 Gén avec 3I0-C2 Transformat. C1 Transformat. C2 Non disponible Protection différentielle de terre 130 PERTE EXCITAT. Non disponible Disponible Disponible Protection contre perte d'excitation 131 RETOUR PUISS Non disponible Disponible Disponible Protection de retour de puissance 132 PUISS AVANT Non disponible Disponible Disponible surveillance de puissance vers l'avant 133 PROT. IMPEDANCE Non disponible Disponible Disponible Protection d'impédance 135 PERTE SYNCHRON. Non disponible Disponible Disponible Prot. contre les pertes de synchronisme 140 SOUSTENS Non disponible Disponible Disponible protection de soustension 141 SURTENSION Non disponible Disponible Disponible protection de surtension 142 FREQUENCE f <> Non disponible Disponible Disponible Protection fréquencemétrique 143 SUREXCITATION Non disponible Disponible Disponible Protection de surexcitation 144 MIN. DE U DEP Non disponible Disponible Disponible Prot. à min. de U à temps dépendant Up< 145 PROT. df/dt Non disponible 2 seuils df/dt 4 seuils df/dt 2 seuils df/dt Protection df/dt 146 SAUT DE VECTEUR Non disponible Disponible Disponible Saut de vecteur 48 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 150 MASSE STATOR Non disponible Non-dir.avec U0 N-dir av. U0&I0 Directionnel N-dir av. U0&I0 Protection masse stator 151 TERRE SENSIBLE Non disponible avec Itt1 avec Itt2 avec Itt2 Protection de terre sensible 152 MASSE STATOR H3 Non disponible Disponible Disponible Protection masse stator av. harmon. 3 153 MASSE STAT 100% Non disponible Disponible Disponible Protection masse-stator 100% (20Hz) 154 TERRE SENS. B Non disponible avec Itt1 avec Itt2 avec Itt2 Protection de terre sensible B 155 PDéfEnr Non disponible Disponible Disponible Protection défaut enroulement 160 MASSE ROTOR Non disponible Disponible Disponible Protection masse rotor (R, fn) 161 M. ROTOR 1-3Hz Non disponible Disponible Disponible Protection masse rotor (1-3Hz) 165 SURV. TPS DEM. Non disponible Disponible Disponible Surveillance du temps de démarrage 166 BLOC. REENCL. Non disponible Disponible Disponible Blocage de réenclenchement 170 DEFAILL. DISJ. Non disponible Côté 1 Côté 2 Côté 2 Prot. contre défaillances de disjoncteur 171 P. COUPL.INTEMP Non disponible Disponible Disponible Protection contre couplage intempestif 172 TENSION/COUR.CC Non disponible Disponible Disponible Prot. à crit. de tension/courant contin. 173 SOR. ANALOG. B1 Non disponible I1 [%] I2 [%] ITT1 [%] ITT2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] Mesure |P| [%] Mesure |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |cosϕ| [%] ΘL/ΘLmax [%] ΘS/ΘSdec [%] RT M.ROTOR [%] RT M.R.1-3Hz[%] RT M.ST.100 [%] Non disponible Sortie analogique B1 (port B) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 49 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 174 SOR. ANALOG. B2 Non disponible I1 [%] I2 [%] ITT1 [%] ITT2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] Mesure |P| [%] Mesure |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |cosϕ| [%] ΘL/ΘLmax [%] ΘS/ΘSdec [%] RT M.ROTOR [%] RT M.R.1-3Hz[%] RT M.ST.100 [%] Non disponible Sortie analogique B2 (port B) 175 SOR. ANALOG. D1 Non disponible I1 [%] I2 [%] ITT1 [%] ITT2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] Mesure |P| [%] Mesure |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |cosϕ| [%] ΘL/ΘLmax [%] ΘS/ΘSdec [%] RT M.ROTOR [%] RT M.R.1-3Hz[%] RT M.ST.100 [%] Non disponible Sortie analogique D1 (port D) 50 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 176 SOR. ANALOG. D2 Non disponible I1 [%] I2 [%] ITT1 [%] ITT2 [%] U1 [%] U0 [%] U03H [%] Mesure |P| [%] Mesure |Q| [%] |S| [%] f [%] U/f [%] PHI [%] |cosϕ| [%] ΘL/ΘLmax [%] ΘS/ΘSdec [%] RT M.ROTOR [%] RT M.R.1-3Hz[%] RT M.ST.100 [%] Non disponible Sortie analogique D2 (port D) 180 FUSION FUSIBLE Non disponible Disponible Disponible Surveillance fusion fusible 181 SURV MESURES Non disponible Disponible Disponible Surveillance des mesures 182 SURV.CIRC.DECL. Non disponible Avec 2 EB Avec 1 EB Non disponible Surveillance du circuit de déclenchement 185 SURV. SEUIL Non disponible Disponible Disponible Surveillance de seuil 186 DEC COUPL EXT 1 Non disponible Disponible Disponible Décl. direct 1 par couplage externe 187 DEC COUPL EXT 2 Non disponible Disponible Disponible Décl. direct 2 par couplage externe 188 DEC COUPL EXT 3 Non disponible Disponible Disponible Décl. direct 3 par couplage externe 189 DEC COUPL EXT 4 Non disponible Disponible Disponible Décl. direct 4 par couplage externe 190 Interface sonde Non disponible Port C Port D Non disponible Interface sonde (thermobox) 191 RACC. INT SONDE 6 RTD Simplex 6 RTD DemiDplx 12 RTD DemiDplx 6 RTD Simplex Mode de raccordement interface sondes 200 SOR.ANALOG B1/2 Non disponible P [%] Q [%] S [%] f [%] cosϕ [%] PHI [%] U1 [%] I2 [%] I1 [%] Non disponible Sortie analogique B1/2 (Port B) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 51 Fonctions 2.4 Volume des fonctions Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 201 SOR.ANALOG B2/2 Non disponible P [%] Q [%] S [%] f [%] cosϕ [%] PHI [%] U1 [%] I2 [%] I1 [%] Non disponible Sortie analogique B2/2 (Port B) 202 SOR.ANALOG D1/2 Non disponible P [%] Q [%] S [%] f [%] cosϕ [%] PHI [%] U1 [%] I2 [%] I1 [%] Non disponible Sortie analogique D1/2 (Port D) 203 SOR.ANALOG D2/2 Non disponible P [%] Q [%] S [%] f [%] cosϕ [%] PHI [%] U1 [%] I2 [%] I1 [%] Non disponible Sortie analogique D2/2 (Port D) 52 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.5 Données poste (1) 2.5 Données poste (1) L'appareil requiert un certain nombre de données du réseau et de l’installation pour pouvoir adapter ses fonctions à ces paramètres. Ceci comporte par exemple les données nominales de l'appareil et des transformateurs, la polarité et le raccordement des grandeurs de mesure, les propriétés des disjoncteurs de puissance et comparables. En outre, quelques paramètres fonctionnels sont assignées globalement aux fonctions et non pas à une fonction protectrice, contrôlante ou surveillante concrète. Ces Données poste-1 sont expliquées dans la section suivante. 2.5.1 Instructions de réglage Généralités Vous pouvez modifier les données de poste 1 à l'aide de DIGSI via un ordinateur et l'interface de commande ou de service. Dans DIGSI, faites un double clic sur Paramétrer pour afficher les options disponibles. Connexion des jeux de transformateurs de courant A l'adresse 201 PN TC ->OBJ C1, il est demandé quelle orientation ont les transformateurs du côté poste 1, c'est à dire quelle est la position du point neutre du transformateur en rapport avec l'objet à protéger. L'adresse 210 PN TC ->OBJ C2 décrit l'orientation des transformateurs de courant du côté 2. Ce réglage détermine la direction de mesure de l'appareil (PN TC ->OBJ C2 = Oui = aval = direction de la puissance). La figure suivante illustre le mode de définition, ce principe s'appliquant également dans le cas où il n'a pas de transformateurs de courant au point neutre. Figure 2-6 Position des points neutres des jeux de transformateurs de courant S1 et S2 - Adresses 201 et 210 - 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“. Un exemple est illustré sur la figure suivante. 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. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 53 Fonctions 2.5 Données poste (1) Figure 2-7 Orientation des transformateurs de courant en cas de protection différentielle transversale — Exemple Grandeurs nominales des transformateurs du côté 1 Les informations relatives aux courants nominaux primaires et secondaires des transformateurs de courant du côté 1 sont introduites respectivement aux adresses 202 IN-PRIM TC C1 et 203 IN-SEC TC C1. Assurez vous que le courant nominal secondaire du transformateur de courant corresponde au courant nominal réglé sur l’appareil, sinon l’appareil calcule des données primaires erronées.. Grandeurs nominales des transformateurs du côté 2 Les informations relatives aux courants nominaux primaires et secondaires des transformateurs de courant du côté 2 sont introduites respectivement aux adresses 211 IN-PRIM TC C2 et 212 IN-SEC TC C2. Assurez vous que le courant nominal secondaire du transformateur de courant corresponde au courant nominal réglé sur l’appareil, sinon l’appareil calcule des données primaires erronées.. Angle de correction A0 Il est particulièrement important, pour la protection de retour de puissance, de corriger les erreurs angulaires des transformateurs de courant/tension, puisqu'il résulte une puissance active minime d'une grande puissance apparente (pour les cos ϕ petits). L'adresse 204 CORRECT. A0 permet de spécifier un angle de correction constant pour les transformateurs de courant du côté 2. La différence d'erreur angulaire Δϕ entre les transformateurs de courant et de tension est alors cruciale. Le facteur correctif correspond à la somme des moyennes des erreurs angulaires des transformateurs de courant et de tension. La détermination de la valeur de correction est possible lors de la mise en service avec la machine (voir chapitre Montage et mise en service). Rapports de transformation Itt Pour la conversion du courant de terre Itt en grandeurs primaires, l'appareil a besoin de connaître le rapport de transformation primaire/secondaire du transformateur du courant de terre. Pour l'entrée 1, le rapport de transformation se règle à l'adresse 205 FACTEUR ITT1, pour l'entrée 2 à l'adresse 213 FACTEUR ITT2. Valeurs nominales des transformateurs de tension Les informations relatives aux tensions nominales primaires et secondaires (grandeurs composées) des transformateurs de tension sont introduites respectivement aux adresses 221 Un PRIMAIRE et 222 Un SECONDAIRE. 54 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.5 Données poste (1) Connexion UT Le paramètre 223223UT raccordé UT vous permet de définir le type de tension, raccordée à l'entrée UT. L'appareil en déduit ensuite le traitement approprié. L'entrée UT est utilisée soit pour les différentes fonctions de protection masse stator soit pour la protection masse rotor d'après la méthode de mesure à frequence nominale (voir section 2.34). Le tableau suivant illustre les interdépendances entre les fonctions de protection. Tableau 2-2 Options de paramétrage et effet sur les fonctions de protection utilisant l'entrée UT Réglage pour Un SECONDAIRE (Adr. 223) non connecté 90% protection masse stator Protection masse stator avec la 3ème harmonique 100% protection masse stator (20 Hz) (section 2.28) (section 2.30) (section 2.31) (section 2.34) (section 2.33) Sur la base de la tension calculée U0, la 3ème harmonique est déterminée (seule U0 3. harm > seuil est utilisable). – – – – – – – – – U0 est calculée (exact : √3 U0) Résist. charge U0 est calculée (exact : √3 U0) – quelconque L'entrée UT est traitée (par ex. protection de défaut terre) – Triangle ouvert L'entrée UT est traitée L'entrée UT est traitée U0 est calculée (exact : √3 U0) Rotor TT point neutre L'entrée UT est traitée Prot.Déf.Enr. U0 est calculée (exact : √3U0) – L'entrée UT est traitée Sur la base de la tension calculée U0, la 3ème harmonique est déterminée (seule U0 3. harm > seuil est utilisable). L'entrée UT est traitée – L'entrée UT est traitée – L'entrée UT est traitée Protection masse Protection contre rotor (R, fn) court-circuit entre spires L'entrée UT est traitée – – – L'entrée UT est traitée – – Rapport de transformation UT Pour la conversion de la tension de décalage UT en grandeur primaire, l'appareil a besoin du rapport de transformation primaire/secondaire du transformateur qui fournit la tension UT. Sauf pour la protection masse rotor, le paramètre 224 FACTEUR UT est effectif pour les fonctions de protection, qui d'après le tableau 2-2, agissent directement sur l'entrée UT. Pour le paramètre 224 FACTEUR UT, on a en général : Qui comporte Utransf, prim, la tension primaire (normalement tension phase-terre) et UT, sec, la tension de décalage secondaire, amenée à l'appareil. Lors d'une utilisation d'un diviseur de tension, son quotient entre de la même manière dans le calcul. En ce qui concerne l'exemple de raccordement via un transformateur élévateur SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 55 Fonctions 2.5 Données poste (1) du chapitre 2.1 (cf figure associée 2-1 „Raccordement sur transformateur élévateur“), il en résulte, avec les données spécifiées et un quotient diviseur de tension de 1:5 Facteur d'adaptation Uph/Utn Le paramètre 225 indique à l'appareil le facteur d'adaptation entre la tension de phase et la tension de décalage. Ces données sont importantes pour la surveillance des grandeurs de mesure. Si le jeu de transformateurs de tension dispose d'enroulements t-n et que ceux-ci sont branchés à l'appareil (entrée UT), il faut l'introduire à l'adresse 223 (voir plus haut). Comme normalement, la conversion des transformateurs de tension est : en cas de tension Utn connectée, le facteur Uph/Utn (tension secondaire, adresse 225 Uph/Udelta TP) correspond à 3/√3 = √3 = 1,73. Pour d'autres rapports de transformation, par exemple lors de la formation d'une tension de déplacement à l'aide d'un jeu de transformateurs intercalé, il faut adapter ce facteur. Objet à protéger : Transformateur Si, lors de la configuration de la protection différentielle, un transformateur a été choisi comme objet à protéger, le paramètre 241 UN ENROUL. C1 devient visible dans les données poste 1. Ce qui détermine la tension nominale primaire du côté 1 de l’objet à protéger transformateur. Le paramètre 242 POINT NEUTRE C1 détermine le type de régime du point neutre (mis à la terre; isolé) du côté 1. Ce qui a une incidence sur la supervision des valeurs de mesure (surveillance de la somme des courants) et influence également le contrôle de l'indice de couplage et le traitement du courant homopolaire pour la protection différentielle de transformateur. Le réglage isolé peut être sélectionné, si le point neutre est isolé de la terre. Si une bobine de Petersen ou un coupe-circuit de surtension sont branchés dans le point neutre du transformateur, le réglage mis à la terre doit être entrepris. De même dans le cas d'un raccordement à la terre de basse impédance ou rigide du point neutre. Les paramètres 243 UN ENROUL. C2 et 244 POINT NEUTRE C2 déterminent la tension nominale ou le régime du point neutre pour le côté 2 du transformateur. Les paramètres 246 IND COUPLAGE C2 permettent d'introduire l'indicatif de l'indice de couplage correspondant au côté 1 du transformateur. Il n'est pas nécessaire d'indiquer ici si le branchement est effectué en triangle, en étoile ou en zigzag. La puissance apparente nominale du transformateur est introduite à l'adresse 249 SN TRANSFO. Les courants nominaux en sont déduits pour les côtés 1 et 2 comme suit : Ces courants nominaux ne sont exploités que dans la protection différentielle et peuvent être différents des valeurs nominales du générateur. Pour les fonctions de protection à maximum de courant (sections 2.8, 2.9, et 2.10) ainsi que pour la protection contre défaillance disjoncteur, l'assignation des côtés peut être librement choisie (côté 1 et côté 2). Une fois la 56 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.5 Données poste (1) protection différentielle réglée sur 120 Transfo triph., les normalisations suivantes sont valables dans DIGSI les réglages de protection primaire. Paramètres de réglage : SN, transfo 249 SN TRANSFO UN, S1 241 UN ENROUL. C1 SN, générateur 252 SN GEN/MOTEUR UN, générateur 251 UN GEN/MOTEUR Ces normalisations sont valables pour l'application transformateur ou protection globale (voir section 2.4.2, figure 2-3 „Application de la protection différentielle de bloc“ et figure 2-4 „Application de la protection différentielle de transformateur“). Objet à protéger : Générateur/Moteur Les grandeurs nominales du générateur/moteur sont déterminées indépendamment de la configuration et de l'emploi de la protection différentielle. Ainsi, le paramètre 251 UN GEN/MOTEUR détermine la tension nominale primaire de l'objet à protéger, que ce soit le générateur ou le moteur. Le paramètre 252 SN GEN/MOTEUR permet d'introduire la puissance apparente nominale. Ce qui permet de calculer le courant nominal du générateur ou du moteur pour le côté 2 du poste : Paramètres de réglage : SN, générateur 252 SN GEN/MOTEUR UN, générateur 251 UN GEN/MOTEUR La formule ci-dessus est également utilisée dans le logiciel de commande DIGSI pour la normalisation pour le réglage de protection primaire des fonctions de protection à maximum de courant (sections 2.8, 2.9, et 2.10) ainsi que pour la protection contre défaillance disjoncteur dont l'assignation à un côté (côté 1 et côté 2) peut être librement choisie. La normalisation est effective si la protection différentielle est réglée sur 120 Non disponible ou sur Générat./Moteur dans le volume fonctionnel. Elle est valable aussi bien pour le côté 1 que pour le côté 2. Le régime du point neutre est réglé aux adresses 242 POINT NEUTRE C1 et 244 POINT NEUTRE C2. Pour la protection de générateur, régler sur isolé. Ceci est également valable quand le point neutre du générateur est branché à une résistance de charge. Sauf les machines à basse tension mises à la terre de manière rigide. Fréquence nominale La fréquence nominale du réseau peut être définie à 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. Champ tournant (ordre 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 en permanence un champ tournant gauche (L1 L3 L2). Une modification temporaire du sens de rotation peut être effectuée par entrée binaire (voir chapitre 2.47). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 57 Fonctions 2.5 Données poste (1) Figure 2-8 Champs tournants Mode de fonctionnement Le paramètre 272 TOPOLOGIE permet de régler si le générateur à protéger doit être exploité en Transfo élévat. ou en Raccord.JdB. Ceci est important pour la protection masse stator et pour la protection de surintensité à temps dépendant (avec prise en compte de la baisse de tension), puisque selon le mode d'utilisation, différentes tensions sont considérées (voir „Prise en compte de la baisse de tension de tension“ au chapitre 2.10). ATEX100 Le paramètre 274 ATEX100 permet de satisfaire les exigences PTB vis à vis des modèles thermiques. Dans le cas d'un réglage Oui, chaque modèle thermique du 7UM62 est sauvegardé en cas d'une perte de tension auxiliaire. Au retour de la tension d'alimentation, les modèles thermiques recommencent à fonctionner avec les valeurs mémorisées. En cas de réglage sur Non, les valeurs d'échauffement calculées pour toutes les images thermiques sont remises à zéro en cas d'interruption de la tension auxiliaire. Durée de l'ordre de déclenchement A l'adresse 280 se règle la durée minimale de la commande de déclenchement T DECL. MIN. Elle s'applique à toutes les fonctions de protection associées à un déclenchement. Supervision du courant de transit Le paramètre 281 I> DISJ. FERME permet de définir le seuil de la supervision du courant de transit. Ce paramètre est utilisé pour le calcul de la somme des heures de fonctionnement, et par la protection de surcharge. Dès que cette limite de courant est dépassée, le disjoncteur de puissance est considéré comme fermé, et le poste en service. A l'aide de ce critère, la protection de surcharge fait la différence entre arrêt et fonctionnement de la machine à protéger. Convertisseur de mesure 1 Le convertisseur de mesure 1 est prévu pour la protection de tension continue/de courant continu ou pour la protection masse rotor 1-3 Hz (Ucommande). Suivant l'application concernée, le paramètre 295 CONVERTISSEUR 1 permet de choisir entre 10 V, 4-20 mA ou 20 mA. Dans le premier cas, la plage de mesure s'étend de –10 V à +10 V. L'interface 4-20 mA est concue pour une exploitation respectant le signe mathématique, cad qu'un courant de 12 mA correspond à une grandeur d'entrée de 0. Quand le courant est < 2 mA, il est considéré qu'il y a présence de coupure de filerie. La signalisation de défaut retombe à partir du moment où le courant est > 3 mA. L'alternative 20 mA permet de définir une plage de mesure allant de –20 mA à +20 mA. 58 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.5 Données poste (1) Figure 2-9 Relation entre la valeur de mesure restituée par le convertisseur de mesure CM 1 et la grandeur "dérivée" pour un réglage 4-20 mA Convertisseur de mesure 2 Le convertisseur de mesure 2 est prévu pour la protection de surcharge ou la protection masse rotor 1-3 Hz (Ucommande). Il permet, en combinaison avec des sondes de température et des convertisseurs de mesure (externes) l'introduction d'une température ambiante ou de la température de l'agent de refroidissement. L'appariement avec le convertisseur de mesure placé en amont peut être sélectionné à l'adresse 296 CONVERTISSEUR 2, avec le choix entre les alternatives standards 10 V, 4-20 mA ou 20 mA. Convertisseur de mesure 3 Le convertisseur de mesure 3 est prévu pour la protection de sous-excitation, c'est pourquoi il est considéré comme une entrée de tension (10 V). La tension d'excitation peut être conduite vers le convertisseur de mesure via un diviseur de tension. Si de fortes harmoniques recouvrent la tension continue d'excitation (par ex. à cause d'une commande par thyristor), il est recommandé de se servir du filtre numérique intégré et de sélectionner à l'adresse 297 CONVERTISSEUR 3 l'option avec filtre. 2.5.2 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 201 PN TC ->OBJ C1 Oui Non Oui Orient. PN TC côté 1 vers objet prot. 202 IN-PRIM TC C1 1 .. 100000 A 500 A Courant nominal primaire (HT) TC côté 1 203 IN-SEC TC C1 1A 5A 1A Courant nomin. secondaire (BT) TC côté 1 204 CORRECT. A0 -5.00 .. 5.00 ° 0.00 ° Angle de correction A0 205 FACTEUR ITT1 1.0 .. 100000.0 60.0 Facteur de transformation Prim/Sec. ITT1 210 PN TC ->OBJ C2 Oui Non Oui Orient. PN TC côté 2 vers objet prot. 211 IN-PRIM TC C2 1 .. 100000 A 500 A Courant nominal primaire (HT) TC côté 2 212 IN-SEC TC C2 1A 5A 1A Courant nomin. secondaire (BT) TC côté 2 213 FACTEUR ITT2 1.0 .. 100000.0 60.0 Facteur de transformation Prim/Sec. ITT2 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 59 Fonctions 2.5 Données poste (1) Adr. Paramètre C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 214 COTE TERRE ITT2 borne Q7 borne Q8 borne Q7 Raccord. côté terre de l'entrée ITT2 sur 221 Un PRIMAIRE 0.10 .. 400.00 kV 6.30 kV Tension nominale primaire 222 Un SECONDAIRE 100 .. 125 V 100 V Tension nominale secondaire 223 UT raccordé TT point neutre Triangle ouvert non connecté quelconque Rotor Résist. charge Prot.Déf.Enr. TT point neutre Transform. de tension UT raccordé ? 224 FACTEUR UT 1.0 .. 2500.0 36.4 Facteur de transformation Prim./Sec. UT 225A Uph/Udelta TP 1.00 .. 3.00 1.73 Facteur d'adapt. Uph/Udelta (tens. sec.) 241 UN ENROUL. C1 0.40 .. 800.00 kV 20.00 kV Tension nominale côté 1 242 POINT NEUTRE C1 isolé mis à la terre isolé Le point neutre côté 1 est 243 UN ENROUL. C2 0.40 .. 800.00 kV 6.30 kV Tension nominale côté 2 244 POINT NEUTRE C2 isolé mis à la terre isolé Le point neutre côté 2 est 246 IND COUPLAGE C2 0 .. 11 *30° 0 *30° L'indice de couplage côté 2 est 249 SN TRANSFO 0.20 .. 5000.00 MVA 5.30 MVA Puissance apparente nominale 251 UN GEN/MOTEUR 0.40 .. 800.00 kV 6.30 kV Tension nominale 252 SN GEN/MOTEUR 0.20 .. 5000.00 MVA 5.27 MVA Puissance apparente nominale 270 FREQUENCE NOM. 50 Hz 60 Hz 50 Hz Fréquence nominale 271 SUCCESS. PHASES L1 L2 L3 L1 L3 L2 L1 L2 L3 Ordre de succession des phases 272 TOPOLOGIE Raccord.JdB Transfo élévat. Raccord.JdB Topologie du poste 274A ATEX100 Oui Non Non Sauvegarder image therm. sur perte U 275 FACTEUR R M/S 1.0 .. 200.0 37.0 Facteur de transf. Prim/Sec. R M.stator 276 Unité temp. Degré Celsius Deg.Fahrenheit Degré Celsius Unité de température 280 T DECL. MIN 0.01 .. 32.00 s 0.15 s Durée min. de commande de déclenchement 281 I> DISJ. FERME 5A 0.20 .. 5.00 A 0.20 A 1A 0.04 .. 1.00 A 0.04 A Seuil de courant "disjoncteur fermé" 60 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.5 Données poste (1) Adr. Paramètre C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 295 CONVERTISSEUR 1 10 V 4-20 mA 20 mA 10 V Convertisseur 1 296 CONVERTISSEUR 2 10 V 4-20 mA 20 mA 10 V Convertisseur 2 297 CONVERTISSEUR 3 avec filtre sans filtre avec filtre Convertisseur 3 2.5.3 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 361 >Décl. IP Ulign SgS >Décl. Interrupteur de prot. 5002 Etat expl 1 SgSo Etat d'exploitation 1 5145 >Commut.ChmpTrn SgS >Commutation champ tournant 5147 ChmpTrn L1L2L3 SgSo Champ tournant L1 L2 L3 5148 ChmpTrn L1L3L2 SgSo Champ tournant L1 L3 L2 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 61 Fonctions 2.6 Changement de jeu de paramètres 2.6 Changement de jeu de paramètres Deux jeux de paramètres différents peuvent être définis pour les réglages fonctionnels de l'appareil. Il est possible de permuter en cours d'exploitation via le panneau de commande, via l'entrée binaire (si elle est affectée en conséquence), via l'interface de commande et de service à partir d'un ordinateur ou via l'interface système. Un jeu de paramètres comporte les valeurs de paramètres de toutes les fonctions pour lesquelles (voir chapitre 2.4) l'option Disponible a été sélectionnée lors de la configuration du volume fonctionnel. Dans l'appareil 7UM62, deux jeux de paramètres indépendants l'un de l'autre sont possibles (jeu A et B). Ils couvrent le même ensemble fonctionnel, mais peuvent contenir des valeurs de réglage différentes. Si, de différentes valeurs de réglages sont imposées par le mode d'emploi, p.ex. aucours d'une utilisation générateur/moteur dans une centrale électrique à accumulation par pompage, elles sont mémorisées dans les jeux de paramètres et sauvegardées dans l'appareil. Dépendant du mode de fonctionnement, le jeu de paramètres correspondant est activé. En général, ceci passe par l'entrée binaire. Si vous n'avez pas besoin de la fonction de commutation, vous ne définissez que le groupe de réglage A proposé par défaut. Le reste de ce paragraphe est alors sans importance. 2.6.1 Instructions de réglage Généralités Pour pouvoir faire usage de la possibilité de commutation du groupe de paramètre, le paramètre PERMUT.JEUPARAM doit être ajusté sur Disponible lors de la configuration du volume fonctionnel de l'appareil (adresse 103). Lors de la définition des paramètres fonctionnels, paramétrez successivement les jeux de paramètres A et B. Pour copier ou réinitialiser les jeux de paramètres, veuillez consulter la Description du système SIPROTEC 4 /1/. La section „Installation et Connexions“ du chapitre 3 vous montre comment interchanger les jeux de paramètres de l'extérieur, à travers l'entrée binaire. 2.6.2 Adr. 302 2.6.3 N° - Vue d'ensemble des paramètres Paramètre ACTIVATION Possibilités de paramétrage Jeu A Jeu B Par entrée bin. Par protocole Réglage par défaut Jeu A Explications Activation Liste d’informations Information JeuParam A Type d'info iSgS Explications Jeu de paramètres A - JeuParam B iSgS Jeu de paramètres B 7 >Sél. Jeu Par-1 SgS >Sél. du jeu de paramètres (Bit 1) 62 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.7 Données poste (2) 2.7 Données poste (2) Les données générales (Données poste-2) comportent des paramètres attribués en commun aux fonctions, et non pas à une fonction particulière. Les paramètres mentionnés dans Données poste-2 sont commutables avec le jeu de paramètres. 2.7.1 Description fonctionnelle Jeux de paramètres Deux jeux de paramètres indépendants l'un de l'autre sont disponibles au sein de l'appareil 7UM62 (jeu A et B). Ils couvrent le même ensemble fonctionnel, mais peuvent contenir des valeurs de réglage différentes. 2.7.2 Instructions de réglage Généralités Afin de déterminer les données générales dépendant de groupes (Données poste-2), sélectionnez dans le menu PARAMETRES le Jeu A (Jeu de paramètres A) et dans celui-ci Données poste-2. Vous trouverez l'autre jeu de paramètres sous l'option Jeu B. Signe de la puissance active A l'adresse 1108 PUIS. ACTIVE, le signe de la puissance active pour l'exploitation normale (Générateur = Remise ou Moteur = réception) est défini et peut être ajusté en fonction du mode d'exploitation, sans devoir changer le câblage du poste. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 63 Fonctions 2.7 Données poste (2) 2.7.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. 1108 2.7.4 Paramètre PUIS. ACTIVE Possibilités de paramétrage Générateur Moteur Réglage par défaut Générateur Explications Mesure de puissance active pour Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 501 Démarrage gén. SgSo Protection : démarrage (excit.) général 511 Décl. général SgSo Déclenchement (général) 576 IL1C1: SgV Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 1 577 IL2C1: SgV Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 1 578 IL3C1: SgV Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 1 579 IL1C2: SgV Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 2 580 IL2C2: SgV Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 2 581 IL3C2: SgV Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 2 5012 UL1T : SgV Tension UL1T lors du déclenchement 5013 UL2T : SgV Tension UL2T lors du déclenchement 5014 UL3T : SgV Tension UL3T lors du déclenchement 5015 P: SgV Puissance active P lors du déclenchement 5016 Q: SgV Puissance réactive Q lors du déclench. 5017 f: SgV Fréquence f lors du déclenchement 64 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.8 I> tps constant (maintien sur min de U) 2.8 I> tps constant (maintien sur min de U) La protection à maximum de courant à temps constant est utilisée en tant que protection de réserve pour l'objet à protéger ou des réseaux, lorsque des défauts localisés sur ces réseaux ne sont pas éliminés à temps, ce qui pourrait par la suite affecter l'objet protégé. L'appareil de protection 7UM62 permet d'affecter la protection de surintensité temporisée aux transformateurs d'entrée du côté 1 ou du côté 2. Ce choix est effectué lors de la configuration (voir section 2.4). Les courants passent d'abord par un filtre numérique de manière à ce que seule la composante fondamentale soit exploitée. Ainsi, la mesure est insensible envers les phénomènes transitoires en cas de défaut et envers les courants de courts-circuits déplacés (courant continu). Le courant de court-circuit des générateurs qui recoivent leur tension de déclenchement à travers les bornes de connexion, diminue rapidement (il lui manque le courant d'excitation) lors d'un défaut proche (donc dans le générateur ou dans la zone de transformateur en bloc). Après quelques secondes, il dépasse le seuil de démarrage de la protection de surintensité temporisée. Afin d'éviter la retombée de la mise en route, on surveille au sein de la fonction I> la composante directe de la tension. Cette dernière est utilisée comme critère supplémentaire pour identifier un court-circuit. L'influence du manque de tension peut être désactivée et peut être rendue ineffective par entrée binaire. 2.8.1 Description fonctionnelle Echelon I> Chaque courant de phase du côté 1 ou 2 (selon la configuration) est comparé individuellement avec la valeur de réglage commune I> et signalé en cas de dépassement. Au bout de la temporisation correspondante T I>, la matrice reçoit un signal de déclenchement. Le seuil de retombée est de 95 % du seuil de démarrage (à la livraison de l'appareil), mais cette valeur peut être augmentée pour des applications spéciales. Maintien à minimum de tension L'échelon I> possède une fonction à minimum de tension (peut être désactivé), qui maintient, pour une durée réglable, le signal de mise en route. Le maintien s'effectue si la composante directe de tension passe en dessous d'un seuil (réglable) suite à mise en route de la protection à maximum de courant. Ce principe permet à la temporisation de la protection à maximum de courant d'arriver à terme (même en cas de retombée du courant) et d'initier le déclenchement. Si la tension remonte avant que le temps de maintien soit expiré, ou si le maintien à minimum de tension est bloqué par une entrée binaire (p.ex. lors d'un déclenchement du disjoncteur de protection du transformateur ou en cas de l'arrêt du poste), la protection retombe instantanément. Le maintien considère les phases, et commence avec l'excitation de T-MAINTIEN. La figure suivante représente le diagramme fonctionnel de la fonction à maximum de courantI> avec maintien par critère de tension. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 65 Fonctions 2.8 I> tps constant (maintien sur min de U) Figure 2-10 2.8.2 Diagramme fonctionnel de l'échelon à maximum de courant I> avec maintien par critère de tension Instructions de réglage Généralités La protection temporisée à maximum de courant ne peut être active et n'est accessible qu'après avoir configuré le paramètre 112 Prot. maxI I> = Côté 1 ou Côté 2. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. Fonction à maximum de courant I> A l'adresse 1201 Prot. maxI I>, le seuil de surintensité à temps constant I> peut être activé En et Hors désactivé ou activé avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Pour le réglage du seuil de surintensité I>, c'est surtout le courant d’exploitation maximum présent qui est déterminant. Aucune mise en route en raison d'un transit élevé ne doit se produire, car la fonction peut posséder un temps de réponse très court. Pour cette raison, le seuil de mise en route doit être réglé à env. 20% - 30% (générateurs) respectivement 40% (transformateurs, moteurs) au dessus du transit maximal attendu. La temporisation (paramètre 1203 T I>) doit être coordonnée avec le schéma de sélectivité du réseau, afin que la protection située au plus proche du défaut déclenche la première (sélectivité). Le temps réglé est une temporisation pure qui ne comprend pas le temps de réponse interne (temps de mesure, temps de retombée). Il est possible de régler la temporisation sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil I>n'est pas du tout utilisé, il faut 66 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.8 I> tps constant (maintien sur min de U) sélectionner à l'adresse 1201 Prot. maxI I> = Hors. Aucune signalisation de défaut ni déclenchement ne se produiront dans ce cas. Maintien à minimum de tension Le réglage du seuil à minimum de tension 1205 U< (composante directe de tension) est effectué à une valeur située en dessous du minimum admissible de la tension composée, par exemple 80 V. Le temps de maintien 1206 T-MAINTIEN fixe la durée de maintien de mise en route. Il doit être réglé à une valeur supérieure à la temporisation T I>. Le rapport de retombée r = Isor/Ient de l'excitation par surintensité I> est défini à l'adresse 1207 COMP. RETOMBEE. La valeur recommandée est de r = 0,95. Elle peut être élevée à 0,98 pour des applications spéciales (p.ex. alarme de surcharge par critère à maximum d'intensité). Exemple : Seuil d'excitation 1,4 · IN mach. Temporisation de déclenchement 3s Maintien à minimum de tension 0,8 · UN mach. Temps de maintien de U< 4s Rapport de retombée 0,95 Courant nominal IN, mach 483 A Tension nominale UN, mach 6,3 kV Courant nominal IN, transf, 500 A Tension nominale UN, transf, prim 6,3 kV 1A Tension nominale UN, sec 100 V prim Courant nominal IN, sec Ainsi dérivent les paramètres secondaires suivants: SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 67 Fonctions 2.8 I> tps constant (maintien sur min de U) 2.8.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre 1201 Prot. maxI I> 1202 I> C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications Hors En Bloc. relais Hors Protection à maximum de courant I> 1A 0.05 .. 20.00 A 1.35 A 5A 0.25 .. 100.00 A 6.75 A Seuil de dém. max I tps const. I> 1203 T I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s Temporis. de l'échelon tps constant I> 1204 MAINTIEN U< En Hors Hors Maintien mise en route par critère U< 1205 U< 10.0 .. 125.0 V 80.0 V Tension d'excit. critère de maintien U< 1206 T-MAINTIEN 0.10 .. 60.00 s 4.00 s Temps de maintien par crit. à min. de U 1207A COMP. RETOMBEE 0.90 .. 0.99 0.95 Comportement à la retombée I> 2.8.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 1722 >Bloc. I> SgS >Protection à max de I: blocage I> 1811 Excit. I> L1 SgSo Excitation échelon I> phase L1 1812 Excit. I> L2 SgSo Excitation échelon I> phase L2 1813 Excit. I> L3 SgSo Excitation échelon I> phase L3 1815 Décl. I> SgSo Décl. prot. temps constant I> (phases) 1950 >Verr.I>+U< SgS >Verrouillage MaxI par soustension 1965 I> désactivé SgSo MaxI tps const. échelon I> inactif 1966 I> verrouillé SgSo MaxI tps const échelon I> verrouillé 1967 I> activé SgSo MaxI tps const. échelon I> actif 1970 Excit. I>+U< SgSo MaxI tps const. excitation I> + U< 68 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.9 I>> temps constant (directionnel) 2.9 I>> temps constant (directionnel) La protection à maximum de courant à temps constant est utilisée en tant que protection de réserve pour l'objet à protéger ou des réseaux, lorsque des défauts localisés sur ces réseaux ne sont pas éliminés à temps, ce qui pourrait par la suite affecter l'objet protégé. L'appareil de protection 7UM62 permet d'affecter la protection de surintensité temporisée aux transformateurs d'entrée du côté 1 ou du côté 2. Ce choix est effectué lors de la configuration (voir section 2.4). Afin qu'un déclenchement puisse en tout cas se produire lors d'une erreur interne, la protection est raccordée en général au jeu de réducteurs situé au point neutre de la machine. Si ce n'est pas le cas, la fonction I>> peut être combinée avec un détecteur de direction de court-circuit, ce qui élimine rapidement un court-circuit dans le générateur, sans perte de sélectivité. Les courants passent d'abord par un filtre numérique de manière à ce que seule la composante fondamentale soit exploitée. Ainsi, la mesure est insensible envers les phénomènes transitoires en cas de défaut et envers les courants de courts-circuits déplacés (courant continu). 2.9.1 Description fonctionnelle Echelon I>> Chaque courant de phase du côté 1 ou 2 (selon la configuration) est comparé individuellement avec la valeur de réponse commune I>> DIR. et signalé en cas de dépassement. Au bout des temporisations correspondantes T I>> DIR., la matrice reçoit un signal de déclenchement. Le seuil de retombée se situe à environ 95% en dessous du seuil de mise en route. Détermination de direction Si cette fonction de protection a été affectée aux transformateurs d'entrée du côté 1, l'échelon I>> peut être équipé d'un élément directionnel (désactivable) qui permet un mise en route uniquement en cas de défauts en direction retour (direction de la machine). C'est pourquoi, cet échelon est utile dans les cas, où aucun transformateur est présent au point neutre du génerateur, mais où néanmoins une interruption en temps rapide est nécessaire, lors d'une erreur dans le générateur. La définition directionnelle de la figure 2-11 est valable pour le transformateur du côté 1. Si on utilise le transformateur du côté 2, il faut régler Aval comme critère directionnel. Figure 2-11 Sélectivité par détermination de la direction de défaut La détermination directionelle s'effectue phase par phase en s'appuyant sur une tension saine. La tension composée (dont le vecteur est normalement à la verticale du vecteur du courant de défaut) est utilisée en tant que "tension saine" (cf figure 2-12). Le calcul du vecteur directionnel en tient compte par une rotation de +90° (champ tournant droit) ou de –90° (champ tournant gauche). En cas de défaut phase-phase, la position de la droite directionlelle peut se déplacer, dépendant de l'effondrement de la tension court-circuit. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 69 Fonctions 2.9 I>> temps constant (directionnel) Figure 2-12 Utilisation de tensions saines pour la détermination directionnelle La détermination directionnelle, s'effectue à partir de la phase dont le courant est le plus important. en cas de courants égaux, la phase avec le numéro le plus petit est choisie (IL1 avant IL2 avant IL3). Le tableau suivant décrit l'attribution des grandeurs de mesure pour de différents cas de défaut. Tableau 2-3 Attribution des grandeurs de mesure pour la détermination directionnelle Démarrage courant choisi tension attribuée L1 IL1 UL2 - UL3 L2 IL2 UL3 - UL1 L3 IL3 UL1 - UL2 L1, L2 avec IL1>IL2 IL1 UL2 - UL3 L1, L2 avec IL1=IL2 IL1 UL2 - UL3 L1, L2 avec IL1<IL2 IL2 UL3 - UL1 L2, L3 avec IL2>IL3 IL2 UL3 - UL1 L2, L3 avec IL2=IL3 IL2 UL3 - UL1 L2, L3 avec IL2<IL3 IL3 UL1 - UL2 L3, L1 avec IL3>IL1 IL3 UL1 - UL2 L3, L1 avec IL3=IL1 IL1 UL2 - UL3 L3, L1 avec IL3<IL1 IL1 UL2 - UL3 L1, L2, L3 avec IL1>(IL2, IL3) IL1 UL2 - UL3 L1, L2, L3 avec IL2>(IL1, IL3) IL2 UL3 - UL1 Si la tension composée (utilisée pour la détermination direct.) tombe sous la valeur minimale d'environ 7V, elle provient d'une mémoire de tension. Celle-ci permet une détermination exacte, même si la tension des phases en défaut est très faible (court-circuit proche). Au delà de la durée d'enregistrement (2 périodes du réseau), la direction déterminée est mémorisée, jusqu'à ce qu'une mesure de tension exploitable soit de nouveau disponible. Dans le cas d'un court-circuit au démarrage du générateur (ou raccordement pour les moteurs / transformateurs), aucune valeur de tension n'est sauvegardée dans la mémoire. Il n'est alors pas possible d'effectuer un calcul directionnel (si défaut proche). La protection adopte un mode de repli et décide de déclencher. Il est possible de bloquer la détermination directionnelle et la rendre ainsi inactive à l'aide d'une entrée binaire. 70 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.9 I>> temps constant (directionnel) Figure 2-13 2.9.2 Diagramme fonctionnel de la fonction I>> avec élément directionnel Instructions de réglage Généralités La fonction I>> de la protection de surintensité ne peut être active qu'après avoir réglé le paramètre 113 Prot. maxI I>>, affecté au côté 1 ou au côté 2, donc soit = Non-dir. côté 1, Non-dir. côté 2, Dir. côté 1 soit Dir. côté 2. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. En cas d'utilisation de la détermination directionnelle, il est important de respecter la cohérence des transformateurs de tension et de courant choisis. Échelon à maximum de courant I>> Le paramètre 1301 MaxI I>> permet de mettre la fonction à maximum d'intensité I>> En- ou Hors service mais il est également possible de ne bloquer que l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). L'échelon à maximum de courant I>> DIR. (paramètre 1302 et la temporisation correspondante T I>> DIR., 1303) est en général utilisé dans le cadre d'une sélectivité ampèremétrique, en présence de fortes impédances (transformateurs, moteurs ou générateurs). Il est réglé de telle sorte qu'il est activé pour les défauts jusqu'à cette impédance. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 71 Fonctions 2.9 I>> temps constant (directionnel) Transformateur au point neutre (sans détermination directionnelle) Exemple: Raccordment sur transformateur-élévateur Puissance nominale apparente générateur SN, Mach = 5,27 MVA Tension nominale générateur UN, Mach = 6,3 kV Réactance transitoire longitudinale x’d = 29 % Force électromotrice synchrone transitoi- U’P re (générateur à pôles saillants) = 1,2 · UN,Mach Puissance nominale apparente transformateur SN, T = 5,3 MVA Tension nominale, côté générateur UN, Wdl prim = 6,3 kV Tension de court-circuit uk = 7% Transformateur de courant IN, Wdl, prim IN, sec = 500 A = 1A a) Calcul du courant de défaut : court-circuit triphasé b) Valeur de réglage : On obtient la valeur à régler en convertissant le résultat du calcul en valeur secondaire. Afin d'éviter un fonctionnement intempestif suite à une surtension ou un phénomène transitoire, un facteur de sécurité supplémentaire d'environ 1,2 à 1,3 est recommandé. Nous recommandons une temporisation de déclenchement de T I>> DIR. = 0,1s, à la protection différentielle de déclencher de préférence. Transformateur de courant placé du côté départ (avec détermination directionnelle) Si à l'adresse 113 Prot. maxI I>> le réglage directionnel a été fait, les adresses 1304 DIRECTION et 1305 PHI DIRECTION sont accessibles. La pente de la droite directionnelle (voir image 2-14), qui marque la limite entre la région de déclenchement et la région verrouillée, peut être ajustée aux besoins du réseau à l'aide du paramètre PHI DIRECTION. De cette façon, l'angle de ligne du réseau est pris en compte. La caractéristique directionnelle est perpendiculaire par rapport au vecteur d'impédance de ligne dont l'orientation est définie par le réglage de l'angle. Combiné avec le paramètre 1304 DIRECTION = Aval ou Amont le plan d'impédance est couvert entièrement. En cas de raccordement de l'appareil de protection conformément à la figure et d'utilisation des transformateurs de courant du côté 1, il s'agit de la direction En amont. Il existe une étroite zone morte entre les domaines aval et amont, dans laquelle une décision directionnelle fiable est impossible. Dans cette région, aucun déclenchement ne se produit. 72 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.9 I>> temps constant (directionnel) Figure 2-14 Définition des paramètres 1304 DIRECTION et 1305 PHI DIRECTION La valeur du paramètre d'orientation de la caractéristique directionnelle est déduite de l'angle de court-circuit du réseau source. En général, l'angle sera supérieur à 60°. La valeur du seuil de courant résulte du calcul du courant de défaut. Les seuils de démarrage habituels sont de (1,5 à 2) • IN, G. Nous conseillons une petite temporisation de déclenchement (TI>> ≈ 0,05 s à 0,1 s). Le réglage de la saisie de la direction doit être vérifié absolument lors de la mise en service (voir chapitre Montage et mise en service, rubrique „Contrôle avec le réseau“). Exemple d'application: Protection moteur Si un moteur ne possède pas de transformateur de courant au point neutre, on peut, d'après la figure suivante, utiliser l'échelon I>> en tant que „protection différentielle“. Le paramétrage de protection dépend dans ce caslà du transformateur du courant. S'agissant ici généralement de remplacement d'une protection en place, nous conseillons de maintenir le réglage préexistant. Figure 2-15 Échelon I>> comme 'Protection différentielle' SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 73 Fonctions 2.9 I>> temps constant (directionnel) 2.9.3 Vue d'ensemble des paramètres Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre 1301 MaxI I>> 1302 I>> DIR. C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications Hors En Bloc. relais Hors Protection à maximum de courant I>> 1A 0.05 .. 20.00 A 4.30 A 5A 0.25 .. 100.00 A 21.50 A Seuil dém. max I dir. tps const. ph. I>> 1303 T I>> DIR. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temp. max I dir. tps const. ph. I>> 1304 DIRECTION Aval Amont Amont Décl. max I dir. Phase 1305 PHI DIRECTION -90 .. 90 ° 60 ° Angle de ligne 2.9.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 1720 >Bloc. direct. SgS >Echelon I>> - blocage directionnel 1721 >Bloc. I>> SgS >Protection à max de I: blocage I>> 1801 Excit. I>> L1 SgSo Excitation échelon I>> phase L1 1802 Excit. I>> L2 SgSo Excitation échelon I>> phase L2 1803 Excit. I>> L3 SgSo Excitation échelon I>> phase L3 1806 I>> aval SgSo Seuil I>> direction aval 1807 I>> amont SgSo Seuil I>> direction amont 1808 Excit. I>> SgSo Excitation échelon I>> 1809 DECL I>> SgSo Déclenchement échelon I>> 1955 I>> désactivé SgSo MaxI tps const échelon I>> inactif 1956 I>> verrouillé SgSo MaxI tps const. échelon I>> verrouillé 1957 I>> activé SgSo MaxI tps const. échelon I>> actif 74 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.10 Max I temps inverse (contrôlé/dépendant de U) 2.10 Max I temps inverse (contrôlé/dépendant de U) La protection à maximum de courant à temps dépendant constitue la protection standard des machines à basse tension ou à faible puissance. Pour les machines plus grandes, il constitue la réserve pour la protection court-circuit (protection différentielle et/ou protection d'impédance). Elle protège (en réserve) également contre les défauts réseau qui n'ont pas été déclenchés à temps et qui pourraient mettre la machine en danger. L'appareil de protection 7UM62 permet d'affecter la protection de surintensité temporisée à temps dépendant aux transformateurs d'entrée du côté 1 ou du côté 2. Ce choix est effectué lors de la configuration (voir section 2.4). Le courant de court-circuit des générateurs qui recoivent leur tension de déclenchement à travers les bornes de connexion, diminue rapidement (il lui manque le courant d'excitation) lors d'un défaut proche (donc dans le générateur ou dans la zone de transformateur en bloc). Après quelques secondes, il dépasse le seuil de démarrage de la protection de surintensité temporisée. Afin d'éviter la retombée de la mise en route, la composante directe des tensions est supervisée. Elle influence de deux façons différentes la détection de surintensité. L'action selon critère à baisse de tension peut être désactivée. Selon le modèle commandé, la fonction de protection fonctionne avec une caractéristique dépendant du courant selon les normes CEI ou ANSI. Les caractéristiques et formules correspondantes sont représentées dans les spécifications techniques. Les échelons à temps constant I>> et I> restent disponibles en cas d'utilisation de la fonction à temps dépendant (voir chapitre 2.8). 2.10.1 Description fonctionnelle Mise en route, déclenchement Chaque courant de phase est comparé individuellement avec la valeur réglée commune Ip. Si un courant excède une valeur correspondant à 1,1 fois la valeur de réglage, la fonction démarre et est signalée par phase. Le calcul s'effectue à partir des valeurs efficaces de la composante fondamentale. La mise en route d'une fonction Ip, lance la temporisation de déclenchement calculée (par intégration) à partir du courant de défaut et de la caractéristique choisie. L'ordre de déclenchement est émis à l'échéance de la temporisation. Retombée La retombée de la mise en route de chaque fonction s'effectue au moment où le courant passe en dessous de 95 % du seuil de démarrage (donc 0,95 · 1,1 = 1,045 · valeur réglée). Une nouvelle excitation réinitialise le temps. Intervention critère à minimum de tension La protection à maximum de courant à temps dépendant possède une détection de baisse de tension (désactivable), pouvant interagir de deux façons différentes avec la détection de surintensité: • contrôle par la tension (voltage controlled): En dessous d'un certain seuil de tension (configurable), la fonction à maximum de courant de seuil bas est libérée. • dépendance vis à vis de la tension (voltage restraint): Le seuil de mise en route de l'échelon à maximum de courant dépend de l'amplitude de la tension. Une faible valeur de tension mesurée provoque la réduction du seuil de courant (voir figure 2-16). Un rapport directement proportionnel et linéaire est réalisé dans la plage de U/Unom = 1,00 à 0,25, de façon que : SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 75 Fonctions 2.10 Max I temps inverse (contrôlé/dépendant de U) Figure 2-16 Seuil de mise en route dépendant de la tension Proportionnellement à la baisse de la tension, la valeur de référence Ip est abaissée, ce qui fait que pour un courant constant I, le rapport I/Ip s'aggrandit, et donc le temps de déclenchement diminue. Donc, lorsque la tension diminue, la caractéristique de déclenchement se déplace vers la gauche, comparé avec les caractéristiques de défaut présentées au chapitre „Spécifications techniques“. La permutation vers un seuil de démarrage inférieur est effectué sélectivement par phase. Le tableau suivant décrit les grandeurs de tensions à chaque courant de phase. La protection du générateur étant intégrée dans le schéma de sélectivité global du réseau, il faut prendre en compte la transformation des tensions par le transformateur élévateur. C'est la raison pour laquelle il faut distinguer entre un couplage en bloc et celui d'en barre collectrice, ce qu'on règle par le paramètre 272 TOPOLOGIE. En cas de défaut terre, les erreurs de mesures sont évitées, car les tensions concernées sont toujours phase-phase. Tableau 2-4 Tensions de contrôle associées aux courants des phases en défaut courant Tension Raccordement sur jeu de barres Raccordement sur transformateur élévateur IL1 UL1 – UL2 ((UL1 – UL2) – (UL3 – UL1)) / √3 IL2 UL2 – UL3 ((UL2 – UL3) – (UL1 – UL2)) / √3 IL3 UL3 – UL1 ((UL3 – UL1) – (UL2 – UL3)) / √3 Pour éviter un fonctionnement intempestif en cas de défaut affectant le transformateur de tension, il est prévu de bloquer la fonction, soit à l'aide d'une entrée binaire contrôlée par le minidisjoncteur au secondaire du transformateur de tension, soit par l'appareil lui-même, lorsqu'il détecte la perte d'une tension mesurée ("Fusion fusible", voir également chapitre 2.42.1). La figure suivante décrit le diagramme fonctionnel de la protection à maximum de courant à temps dépendant, sans l'action du critère à minimum de tension, tandis que les figures 2-18 et 2-19 représentent les diagrammes avec action du critère à minimum de tension. 76 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.10 Max I temps inverse (contrôlé/dépendant de U) Figure 2-17 Diagramme fonctionnel de la protection à maximum de courant à temps dépendant (MAX I TPS INV), sans action du critère à minimum de tension Figure 2-18 Diagramme fonctionnel de la protection à maximum de courant à temps dépendant (MAX I TPS INV), contrôlée par la tension (Voltage controlled) La commutation au seuil de démarrage inférieur est effectuée par phase (libération de boucle) suivant le tableau 2-4. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 77 Fonctions 2.10 Max I temps inverse (contrôlé/dépendant de U) Figure 2-19 Diagramme fonctionnel de la protection à maximum de courant à temps dépendant (MAX I TPS INV), dépendant de la tension (Voltage restraint) La diminution du seuil de démarrage en cas d'une baisse de tension est effectuée par phase (affectation tension de commande) suivant le tableau 2-4. 2.10.2 Instructions de réglage Généralités La protection de surintensité à temps dépendant ne peut être active que si la fonction a été affectée lors de la configuration aux transformateurs d'entrée du côté 1 ou du côté 2 (voir section 2.4), donc à l'adresse 114 Ip inv(51C/51V) = CEI Côté 1, ANSI Côté 1, CEI Côté 2 ou ANSI Côté 2. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. Echelon à maximum de courant Ip A l'adresse 1401 MAX I TPS INV, la protection de surintensité à temps dépendant peut être activée En, désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Il faut tenir compte du fait qu'il existe déjà une marge de sécurité de 1,1 entre le seuil de mise en route et la valeur de réglage (pour la protection à maximum de courant à temps dépendant). Cela signifie qu'une mise en route n'aura lieu que lorsque le courant atteint 1,1 fois la valeur réglée. La retombée s'effectue à 95 % du seuil de mise en route. La valeur du courant est réglée à l’adresse 1402 Ip. Le courant de transit maximal est particulièrement significatif pour le réglage. Le démarrage par surcharge doit être exclu étant donné que dans ce mode de fonction- 78 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.10 Max I temps inverse (contrôlé/dépendant de U) nement, la protection fonctionne avec des temps de déclenchement particulièrement courts comme protection contre les court-circuits, et non comme protection de surcharge. La constante de temps correspondante est accessible en cas de configuration de carctéristiques CEI à l'adresse 114 Ip inv(51C/51V) = CEI côté n) à l'adresse 1403 T Ip. 3 caractéristiques CEI sont disponibles à l'adresse 1405 CARACTERISTIQUE. En cas de configuration de caractéristiques ANSI (adresse 114 Ip inv(51C/51V)= ANSI côté n), la constante de temps correspondante se trouve à l'adresse 1404 FACT. D Ip et le paramètre 1406 CARACTERISTIQUE offre le choix entre 5 caractéristiques ANSI. Les coefficients multiplicateurs temporels doivent être coordonnés avec le schéma de sélectivité temporelle du réseau. Les constantes de temps peuvent aussi être réglées sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si l'échelon Ip n'est pas nécessaire, sélectionner à la configuration des fonctions de protection (section 2.4) adresse 114 Ip inv(51C/51V) = Non disponible ou régler cette fonction sous v1401 MAX I TPS INV = Hors. L'adresse 1408 vous permet de régler le seuil de libération U< applicable à la fonction à maximum de courant à temps dépendant Ip contrôlée par la tension (paramètre 1407 Ip DEPEND. U = Contrôlé par U). La valeur doit être choisie juste en dessous du minimum de tension composée permis, p.ex 75 à 80 V. Ici s'appliquent les mêmes considérations que pour le maintien à critère de tension de la mise en route de la protection de surintensité à temps constant (voir aussi paragraphe 2.8.2). Si on choisit à l'adresse 1407 Ip DEPEND. U = Aucune ou Dépendant de U, le paramètre 1408 est sans fonction. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 79 Fonctions 2.10 Max I temps inverse (contrôlé/dépendant de U) 2.10.3 Vue d'ensemble des paramètres Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre 1401 MAX I TPS INV 1402 Ip C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications Hors En Bloc. relais Hors Prot. à max. de courant à temps inverse 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A 5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A Seuil de dém. max I tps inv. ph. Ip 1403 T Ip 0.05 .. 3.20 s; ∞ 0.50 s Multipl. de temps max I tps inv. ph. Ip 1404 FACT. D Ip 0.50 .. 15.00 ; ∞ 5.00 Mult. de tps D max I tps inv. ph. (ANSI) 1405 CARACTERISTIQUE Normal. inverse Fortem. inverse Extrêm. inverse Normal. inverse Caract. décl. max I tps inv. ph. (CEI) 1406 CARACTERISTIQUE Fortement inv. Inverse Modérément inv. Extrêmement inv Uniform. inv. Fortement inv. Caract. décl. max I tps inv. ph. (ANSI) 1407 Ip DEPEND. U Aucune Contrôlé par U Dépendant de U Aucune Influence de la tension sur Ip 1408 U< 10.0 .. 125.0 V 75.0 V Seuil à min. de tension p. libération Ip 2.10.4 N° 1883 Liste d’informations Information >bloc maxI inv Type d'info SgS Explications >Bloquer max de I à temps inverse 1891 MaxI inv désact SgSo Max de I à temps inverse désactivée 1892 Ip inv bloquée SgSo Max de I à temps inverse bloquée 1893 MaxI inv active SgSo Max de I à temps inverse active 1896 Excit.Ip inv L1 SgSo Excitation max de I à tps inverse ph. L1 1897 Excit.Ip inv L2 SgSo Excitation max de I à tps inverse ph. L2 1898 Excit.Ip inv L3 SgSo Excitation max de I à tps inverse ph. L3 1899 Excit. maxI inv SgSo Excitation max de I à temps inverse 1900 DECL. maxI inv SgSo Déclenchement max de I à temps inverse 80 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.11 Protection de surcharge 2.11 Protection de surcharge La protection de surcharge permet d'éviter les contraintes thermiques excessives sur l'enroulement statorique de la machine à protéger. 2.11.1 Description fonctionnelle Image thermique La protection calcule l'échauffement selon un modèle thermique homogène dérivé de l'équation différentielle suivante: ou Θ échauffement actuel, exprimé, par rapport à la température limite en présence de courant de phase au maximum toléré k · IN ΘK température de l'agent refroidissant exprimé en tant que différence à la température de référence de 40 °C τ constante de temps thermique applicable à l'objet à protéger I courant de phase actuel exprimé par rapport au courant de phase maximum admissible Imax = k · IN La fonction protectrice représente donc une image thermique de l'objet de protection (protection de surcharge avec fonction mémoire). La fonction considère le passé d'une surcharge aussi bien que la perte de chaleur à l'environnement. La solution de cette équation en régime stationnaire est une fonction exponentielle dont l’asymptote représente l’échauffement final Θfin. Le dépassement d'un premier seuil de température provoque l'émission d'une alarme pour p.ex. permettre à l'opérateur d'effectuer une réduction de charge. Lorsque le deuxième seuil est atteint (température limite = température de déclenchement), l'objet à protéger est isolé du réseau. La fonction de protection contre les surchages themiques peut également être programmée sur Signaler seult.. Dans ce cas-là, lorsque la température finale est atteinte, seulement le message est émis. Le calcul de l'échauffement s'effectue à partir du plus grand des trois courants de phase. Le calcul des valeurs efficaces des courants, permet de prendre en compte les harmoniques de rang supérieur( contribuant à l'échauffement). Le courant maximum admissible en permanence Imax est déclaré par rapport au courant nominal IN de l'objet de protégé: Imax = k · IN En plus de ce facteur k (paramètre FACTEUR k), il faut introduire CONST. DE TPS τ ainsi que le seuil de température d’alarme ECH. ALARME Θ (en pourcentage de la température de déclenchement ΘDECL.). La protection de surcharge possède, en plus du seuil d'alarme thermique, un seuil de courant d'alarme I ALARME. Celui-ci permet de signaler à l'avance un courant de surcharge (quand Imax est dépassée), même si la température limite calculée n'a pas encore atteint la température d'alarme ou de déclenchement. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 81 Fonctions 2.11 Protection de surcharge Température de l'agent refroidissant (température d'environnement) Le modèle thermique du 7UM62 prend en compte une température externe. Cette température peut être, selon l'application, celle d'une substance refroidissante, de l'environnement ou celle gaz froid au moment de l'admission (pour les turbine à gaz). Il existent trois façons de l'injection de la température: • par convertisseur de mesure (MU 2) • par interface Profibus DP/Modbus • via un équipement de mesure de la température (thermobox, RTD 1) Un capteur thermique externe saisit par exemple la température du fluide de refroidissement comme valeur de courant ou de tension proportionnelle à la température. Leur grandeur initiale peut être captée par l'appareil 7UM62 à l'aide du convertisseur de mesure MU 2 intégré. Si un signal de 4 mA à 20 mA est utilisé pour ce faire, il est possible de surveiller d'évetuelles interruptions du circuit de mesure de la transmission de température. D'un côté, un message de défaut est émis lorsque le courant de mesure de l'amplificateur externe est inférieur à 2 mA et d'un autre côté, il passe sur une température de fluide de refroidissement fictive de 40 °C (ce qui correspond à la valeur en cas d'absence de détection de température de fluide de refroidissement). Il est ainsi possible de mesurer la température d'environnement/de l'agent refroidissant à l'aide d'une sonde de température externe, qui la numérise et la transmet au 7UM62 via l'interface Profibus-DP/Modbus. En cas de sonde thermique (voir chapitre 2.46), l'entrée RTD1 peut servir à l'insertion de la température et sa prise en compte dans la protection de surcharge. Les trois manières d'enregistrement mentionnées avant résultent en une influence de la différence de température du réfrigérant sur le courant maximum admissible Imax. Car, avec une température d'environnement/du réfrigérant basse, la machine est capable de supporter une charge (au niveau courant) supérieure qu'avec une température élevée. Limitation du courant Des courants de défaut élevés (en particulier si les constantes de temps sont choisies assez faibles) pourraient solliciter le modèle thermique et provoquer un déclenchement rapide de la protection de surcharge. Ceci pourrait perturber le schéma de sélectivité des protections contre les courts-circuits. Une limitation des grandeurs de courant utilisées par la protection de surcharge permet d'éviter ce comportement. Les courants qui dépassent la valeur du paramètre 1615 I LIMITE sont alors limités à cette valeur, et ainsi ne peuvent plus raccourcir davantage le temps de déclenchement. Constante de temps d'arrêt L'équation différentielle ci-dessus supposait un refroidissement constant qui se traduit dans les constantes de temps τ = Rth · Cth (résistance thermique et capacité thermique). En cas d'arrêt d'une machine autoaérée, cette constante peut différer considérablement, puisque la machine, quand elle marche, subit un refroidissement par la ventilation, alors qu'en cas d'arrêt c'est seulement la convection normale qui refroidit. Dans ces cas, il y a donc deux constantes de temps, ce qu'il faut respecter lors du réglage. L’arrêt de la machine est détecté si le courant passe en dessous du seuil I> DISJ. FERME de la supervision du courant de circulation (voir paragraphe “Supervision du courant de transit” à la section 2.5). Annuler L'entrée binaire („>RéinitImagTher“) permet de réinitialiser la mémoire thermique et donc, d'annuler l'échauffement dû au courant. La même chose est également possible via l'indication de blocage („>BlqSurcharge“) ; dans le dernier cas, toute la protection de surcharge est bloquée, et donc également, le seuil d’alarme exprimé en courant. 82 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.11 Protection de surcharge Lorsque des machines doivent être démarrées pour des raisons d’exploitation avec une température audessus de la température maximale admissible (démarrage d’urgence), l’ordre de déclenchement peut être bloqué via une entrée binaire („>DémSecouSurch“). Cette fonction s'accompagne d'une inertie de blocage réglable via temporisation (T RTB.DEM.URG.), afin de prendre en compte la persistance du dépassement de température de déclenchement par le modèle thermique suite à la retombée de l'information de blocage. La temporisation est initiée à la retombée de l'entrée binaire et la comande de déclenchement est inhibée jusqu'à l'échéance de cette temporisation d'inertie. Un nouveau déclenchement par la protection de surcharge n'est possible qu'au bout de cette durée. Cette entrée binaire influence que la commande de déclenchement, elle n'a pas d'effet sur la mémoire des défauts, et elle ne réinitialise pas l'image thermique. Comportement lors d'une perte de la tension d'alimentation En ce qui concerne la protection de surcharge, le 7UM62 permet de régler pour toute autre fonction protectrice de température, si la température supérieure calculée doit être conservée ou remise à zéro, en cas d'une perte de la tension d'alimentation, un réglage qui est effectué dans les données de poste 1 (paramètre 274 ATEX100, voir section 2.5). Le réglage par défaut de ce paramètre est la réinitialisation. Logique de fonctionnement représente la logique de fonctionnement de la protection de surcharge. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 83 Fonctions 2.11 Protection de surcharge Figure 2-20 84 Diagramme logique de la protection de surcharge SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.11 Protection de surcharge 2.11.2 Instructions de réglage Généralités La protection de surcharge ne peut être active et n'est accessible qu'après avoir configuré le paramètre 116 PROT. SURCHARGE sur Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. Transformateurs et générateurs sont les appareils les plus sensibles aux surcharges durables. Celles-ci ne peuvent et ne doivent pas être détectées par une protection de court-circuit. La protection de surintensité temporisée doit être réglée à un niveau assez élevé, afin qu'elle détecte seulement les défauts, puisque les temporisations pour une protection de défaut doivent être courtes. Les temporisations courtes, cependant, ne permettent ni des mesures de délestage de l'équipement surchargé, ni l'exploitation de ses capacités (limitées) de surcharge. La protection 7UM62 possède une fonction de protection de surcharge dotée d'une caractéristique de déclenchement thermique que l'on peut ajuster à la capacité de surcharge de l'objet protégé (protection de surcharge avec fonction mémoire). A l'adresse 1601 PROT. SURCHARGE, la protection de surcharge peut être activée En, ou désactivée Hors, l'ordre de déclenchement peut être bloqué (Bloc. relais) ou bien la fonction peut être réglée sur Signaler seult.. Dans ce dernier cas, une surcharge n'est pas considérée comme un défaut. La protection de surcharge réglée sur En (service), cependant, permet un déclenchement. Facteur k La protection de surcharge est paramétrisée en grandeurs relatives. Généralement, le courant nominal IN, machine de l'objet protégé (générateur, moteur, transformateur) est utilisé comme courant de base pour la détection surcharge. La connaissance du courant maximum admissible en permanence (du fait de l'échauffement) Imax prim, permet de calculer un facteur kprim: Le courant maximum admissible est dans la plupart des cas connu et fait partie des données du constructeur. Si ces données manquent, chosissez une valeur de 1,1 fois la valeur du courant nominal. Le FACTEUR k à régler au niveau de l'appareil 7UM62 (adresse 1602) se rapporte au courant nominal secondaire (correspond au courant nominal de l'appareil). La conversion s'effectue comme suit : où Imax prim courant maximum admissible en permanence, du point de vue thermique, de la machine (valeur primaire = HT) IN machine Courant nominal de la machine INTl prim courant nominal primaire des transformateurs de courant SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 85 Fonctions 2.11 Protection de surcharge Exemple : Générateur et transformateur avec les caractéristiques suivantes: Courant permanent admissible Imax prim= 1,15 · IN, machine courant nominal du générateur IN machine = 483 A transformateurs de courants 500 A/1 A Constante de temps La protection de surcharge reproduit le profil de température supérieure d'après l'équation différentielle thermique, qui a (en mode de fonctionnement stationnaire) comme solution une fonction exponentielle. La CONST. DE TPS τ (adresse 1603) est déterminante pour que l'échauffement limite soit atteint et donc pour le temps de déclenchement. La caractéristique de déclenchement est à choisir de façon à ce qu'elle coïncide avec la caractéristique de surcharge de la machine, lorsque cette dernière est connue (cette règle est à respecter au moins pour les faibles surcharges). De même, chaque couple de valeurs (surcharge, durée permise) connu caractérisant l'objet à protéger doit figurer sur la courbe de déclenchement. Seuils d'alarmes Par le réglage d'un seuil d'alarme thermique ECH. ALARME Θ (adresse 1604), il est possible d'émettre un message d'avertissement avant que la surtempérature de déclenchement ne soit atteinte et d'éviter ainsi le déclenchement en procédant à temps à une réduction de la charge. Le seuil d'alarme constitue également le seuil de retombée de la commande de déclenchement (la retombée de la commande s'effectue seulement lorsque le courant repasse en dessous du seuil d'alarme). Le seuil d'alarme thermique est exprimé en % de la température de déclenchement. RemarqueUne valeur usuelle du FACTEUR k = 1,1 résulte (courant nominal de la machine présent, et courant primaire du transformateur adapté) en une valeur de température supérieure finale de de la température de déclenchement. Il faut donc régler la fonction d'alarme à une valeur comprise entre l'échauffement à courant nominal (dans ce cas, 83 %) et la température de déclenchement (100 %). Avec les données de l'exemple donné plus haut (K = 1,15) et sur exploitation à courant nominale, la mémoire thermique a une valeur de Il existe en outre un seuil d'alarme pour les niveaux de courant (paramètre 1610 I ALARME). Celui-ci doit être indiqué comme courant secondaire en A et doit être égal ou légèrement inférieur au courant admissible en continu FACTEUR k · IN sec. Il peut même remplacer complètement le seuil d'alarme thermique, ce dernier devant alors être réglé à 100 % pour être inactivé. Prolongation de la constante de temps en cas d'arrêt La constante de temps à l'adresse 1603 est valable pour une machine en marche. Mais une machine arrêtée ou en train de s'arrêter refroidit beaucoup plus lentement. Ce comportement se reflète à l’arrêt de la machine par un allongement des constantes de temps qui sont multipliées par le FACTEUR Kτ (adresse 1612). L’arrêt 86 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.11 Protection de surcharge de la machine est détecté si le courant passe en dessous du seuil I> DISJ. FERME de la supervision du courant de circulation (voir paragraphe “Supervision du courant de transit” à la section Données poste-1). Si une distinction des constantes de temps n'est pas nécessaire, laissez le facteur de prolongation FACTEUR Kτ = (préréglage). Limitation du courant Le paramètre 1615 I LIMITE définit la limite de courant jusque laquelle les temps de déclenchement sont calculés d'après la formule donnée. Cette limite est responsable pour la transition dans la région horizontale des caractéristiques de déclenchement (voir chapitre „Spécifications techniques“, section „Protection de surcharge“), région dans laquelle un courant augmentant ne mène plus à un raccourcissement des temps de déclenchement. Cette limite est à choisir de façon à ce que le temps de déclenchement (par la protection de surcharge) sur courant de court-circuit maximum reste supérieur au temps de déclenchement des protections de court-circuit (prot. différentielle, prot. d'impédance, prot. de surintensité temporisée). Normalement, cette valeur est choisie (réglage en grandeur secondaire) à 3 fois le courant nominal de la machine. Démarrage d'urgence Le temps d'inertie à introduire à l’adresse 1616 T RTB.DEM.URG. doit être réglé de telle manière qu'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. Température ambiante ou du fluide de refroidissement Les données traitées jusqu'à présent sont suffisantes pour reproduire l'échauffement de la machine. La protection de machine cependant capable d'intégrer la température d'environnement/fluide de refroidissement dans ses calculs. Elle doit soit être alimentée par le convertisseur MU2 prévu à cet effet, comme courant continu proportionnel à la température par un convertisseur à signal de valeur zéro 4 à 20 mA, être couplée par la thermobox ou indiquée à l'appareil comme grandeur de mesure numérisée via le bus de terrain (par exemple Profibus DP). Le choix du mode d'acquisition de la température se fait par le paramètre 1607 ENTREE TEMP.. Si la température du fluide de refroidissement n'est pas à mesurer, réglez le paramètre 1607 sur Non disponible. La déclaration de l'échelle de température est effectuée par le paramètre 1608 (en °C) ou 1609 (en °F) ECHELLE TEMP.. La valeur réglée ici correspond à 100 % de la valeur du Profibus DP ou à l'écart complet (20 mA) au niveau du convertisseur. Dans le préréglage, 100 % (bus de terrain) ou 20 mA (convertisseur de mesure MU2) = 100 °C. La configuration du paramètre 1607 ENTREE TEMP. à RTD 1 rend inopérant les réglages 1608 et 1609. Le préréglage du constructeur peut rester inchangé dans ce cas. Si la détection de température ambiante est utilisée, il faut également tenir compte du fait que le FACTEUR k à régler se rapporte à une température ambiante de 40 °C, c'est-à-dire qu'il correspond au courant maximal autorisé pour 40 °C. Chaque calcul étant effectué à partir de grandeurs relatives, il est important d'exprimer la température d'environnement comme telle. La grandeur de référence est la température sur exploitation à courant nominal de la machine. Quand le courant nominal de machine diffère du courant nominal du transformateur, il faut ajuster la température d'après la formule donnée ci-dessous. L'adresse 1605 ou 1606 TURE A IN permet de régler la température adaptée au courant nominal du transformateur. Ce réglage est utilisé en tant que grandeur de référence pour l'acquisition de la température d'environnement. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 87 Fonctions 2.11 Protection de surcharge où ΘNsec Température de la machine pour courant nominal secondaire = réglage au niveau de 7UM62 (adresse 1605 ou 1606) ΘNmach température de la machine avec courant nominal de machine INprim courant nominal primaire des transformateurs de courant INmach Courant nominal de la machine Réglez l'adresse 1607 ENTREE TEMP. sur Non disponible si l'insertion de température n'est pas utilisée. Dans ce cas, les réglages des adresses 1605 ou 1606 et 1608 ou 1609 ne sont pas considérés. Si on utilise le couplage de température, les temps de déclenchement se modifient si la température du fluide de refroidissement diffère de la température interne de référence 40 °C. La relation suivante permet de calculer la temporisation de déclenchement : où τ CONST. DE TPS (adresse 1603) k FACTEUR k (adresse 1602) IN Courant nominal de l'appareil I courant secondaire réel Iavant Courant de charge précédent ΘN Température pour courant nominal IN (adresse 1605 TURE A IN) ΘK Température du fluide de refroidissement couplée (échelonnement avec adresse 1608 ou 1609) Exemple : Machine : INmach = 483 A ImaxMach = 1,15 IN avec ΘK = 40 °C ΘNmach = 93 °C τth = 600 s (constante de temps thermique de la machine) Transformateur de courant : 500 A/1 A 88 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.11 Protection de surcharge Avec un courant de charge supposé de I = 1,5 · IN, appareil et une précharge Ipré = 0, on obtient pour les différentes températures d'environnement ΘK ci-dessous les temps de déclenchement suivants 2.11.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 1601 PROT. SURCHARGE Hors En Bloc. relais Signaler seult. Hors Protection de surcharge 1602 FACTEUR k 0.10 .. 4.00 1.11 Facteur k 1603 CONST. DE TPS 30 .. 32000 s 600 s Constante de temps 1604 ECH. ALARME Θ 70 .. 100 % 90 % Echelon thermique d'alarme 1605 TURE A IN 40 .. 200 °C 100 °C Température sur courant nominal 1606 TURE A IN 104 .. 392 °F 212 °F Température sur courant nominal 1607 ENTREE TEMP. Non disponible 4-20 mA Bus de terain RTD 1 Non disponible Entrée de mesure de température 1608 ECHELLE TEMP. 40 .. 300 °C 100 °C Echelle de température (100%=) 1609 ECHELLE TEMP. 104 .. 572 °F 212 °F Echelle de température (100%=) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 89 Fonctions 2.11 Protection de surcharge Adr. 1610A Paramètre I ALARME 1612A FACTEUR Kτ 1615A I LIMITE 1616A 2.11.4 C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 5A 0.50 .. 20.00 A 5.00 A 1A 0.10 .. 4.00 A 1.00 A 1.0 .. 10.0 1.0 Facteur K<tau> moteur à l'arrêt 5A 2.50 .. 40.00 A 16.50 A 1A 0.50 .. 8.00 A 3.30 A Seuil de courant p. le modèle thermique 10 .. 15000 s 100 s T RTB.DEM.URG. Courant d'alarme Temps de retombée après dém. d'urgence Liste d’informations N° Information Type d'info >BlqSurcharge 1506 >RéinitImagTher SgS >Réinitialiser imager thermique 1507 >DémSecouSurch SgS >Démar. secours de la prot. de surch. 1508 >ENT-TEMP- déf. SgS >P. de surch: entrée temp. défaillante 1511 Surch.Désact. SgSo Prot. de surcharge désactivée 1512 Surch. bloquée SgSo Prot. de surcharge bloquée 1513 Surch.Act. SgSo Prot. de surcharge active 1514 Pert.EntréeTemp SgSo Perturbation entrée température 1515 AvertSurch I SgSo Prot. de surcharge : avertiss. courant 1516 AvertSurch Θ SgSo Prot. surch : avertiss. thermique 1517 Dém.Surch. SgSo Prot. de surcharge : dém.échelon décl. 1519 RéinitImageTher SgSo Réinitialiser image thermique 1521 Décl. Surch. SgSo Prot. de surch.: com. de déclenchement 90 SgS Explications 1503 >Bloquer protection de surcharge SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.12 Protection de déséquilibre (I2) 2.12 Protection de déséquilibre (I2) La protection de déséquilibre permet de détecter les charges asymétriques sur les machines à induction triphasées. Des charges asymétriques provoquent un champ tournant inverse, qui agit avec une fréquence double sur le rotor. A la superficie du rotor sont induits des courants parasites, qui mènent à un suréchauffement local dans les zones finales du rotor et dans les cales d'encoche. Un suréchauffement de l'enroulement amortisseur résulte également de charges asymétriques. En plus, cette fonction de protection peut détecter les interruptions, court-circuits ou inversions des connexions aux transformateurs de courant. Enfin, il est possible de détecter des défauts mono- et biphasés, pour lesquels le courant de défaut est inférieur au courant de charge. 2.12.1 Description fonctionnelle Identification du déséquilibre de charge La protection contre les déséquilibres de l’appareil 7UM62 extrait les composantes fondamentales par filtrage des courants d’alimentation de phase. Ceci permet le calcul du courant inverse I2. Dès que le courant inverse dépasse un seuil (réglable), la temporisation de déclenchement est lancée. La commande de déclenchement est exécutée à l'échéance de cette temporisation. Seuil d'alarme Le dépassement du seuil de courant inverse admissible en permanence I2 AUTHOR provoque, au bout d'un temps réglable T ALARME, l'émission d'une alarme „Avertiss. I2>“ (voir figure 2-21). Caractéristique thermique Les constructeurs de machine spécifient le déséquilibre admissible par la formule suivante: Le facteur de déséquilibre dépend du type de machine. Il constitue le temps (en secondes) que supportele générateur, avec 100 % de déséquilibre. En général, ce facteur est compris entre 5 s et 30 s. Alors que le déséquilibre admissible I2 AUTHOR est dépassé, on commence de reproduire l'échauffement de l'objet à protéger. La surface courant-temps est continuellement calculée, on tient ainsi compte des différents cas de charges. Lorsque la surface courant-temps ((I2/IN)2 · t) atteint le facteur d'asymétrie K, la caractéristique thermique déclenche. Limitation La protection de déséquilibre est dotée d'une limite de courant I2 au-delà de laquelle le modèle thermique est inopérant. Ceci permet d'éviter un fonctionnement intempestif lors de défauts asymétriques. Cette limite est 10 · I2adm. ou la valeur de l'échelon I2>> (adr. 1701), selon celle des valeurs qui est la plus petite. A partir de cette limite, le temps de déclenchement de la fonction thermique est constant. Il faut par ailleurs noter que le fonctionnement du modèle thermique est limité à 200 % de la température de déclenchement. Ceci évite un refroidissement trop long suite au déclenchement du défaut. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 91 Fonctions 2.12 Protection de déséquilibre (I2) Refroidissement Le passage en dessous du courant de déséquilibre admissible en permanence I2 AUTHOR provoque le lancement d'une temporisation de refroidissement réglable. Le déclenchement retombe avec la retombée de l'excitation, mais la valeur du compteur est successivemet remise à zéro, avec le temps de refroidissement réglable à l'adresse 1705 TREFROID. Ce paramètre représente le temps que prend l'image thermique pour refroidir de 100 % à 0 %. Ce temps de refroidissement dépend de la méthode de construction du générateur, en particulier de celle utilisée pour l'enroulement amortisseur. Cette précharge est prise en considération sur apparition d'un nouveau déséquilibre avant la fin de la phase de refroidissement. La protection déclenche alors plus tôt. Seuils de déclenchement Figure 2-21 Domaine de déclenchement de la protection de déséquilibre Fonction de déclenchement à temps constant Un courant inverse élevé démontre l'existence d'un court-circuit biphasé sur le réseau, qui doit être traité conformément au schéma de sélectivité des protections du réseau. C'est pourquoi, la caractéristique thermique est interceptée par un échelon temporaire de courant inverse indépendant (paramètre 1706 I2>> et 1707 T I2>>). Veuillez tenir compte des indications au sujet de l'inversion du champ tournant (ordre des phases) dans les chapitres 2.5 et 2.47. Logique La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection de déséquilibre. Il est possible de bloquer la protection par une entrée binaire („>Bloc. déséq.“). Ceci provoque la retombée des mises en route et la réinitialisation des temporisations ainsi que celle du modèle thermique. A l'aide de l'entrée binaire „>Réinit.Image T“, seules les valeurs comptées pour la caractéristique thermique sont effacées. 92 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.12 Protection de déséquilibre (I2) Figure 2-22 2.12.2 Logique de fonctionnement de la protection de déséquilibre Instructions de réglage Généralités La protection de déséquilibre ne peut être active et n'est accessible qu'après avoir configuré le paramètre 117 DESEQUILIBRE I2 sur Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 1701 DESEQUILIBRE I2, la protection de déséquilibre peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Le courant inverse maximal admissible en permanence est déterminant pour la représentation thermique. Par expérience, on peut l'estimer, pour les machines jusqu'à 100 MVA, à au moins 6 - 8 % du courant nominal de la machine pour les rotors à pôles lisses et à au moins 12 % pour les rotors à pôles saillants. Pour les machines de plus forte puissance et en cas de doute, les données du constructeur de la machine sont les seules applicables. Notez que ces données se réfèrent aux grandeurs primaires de la machine, c'est-à-dire que p.ex. le courant inverse admissible en permanence est donné en rapport au courant nominal de la machine. Pour le paramétrage de la protection, cette donnée est convertie en courant secondaire. Elle s'exprime comme suit où I2 max prim courant inverse du moteur admissible thermiquement en permanence IN machine Courant nominal de la machine IN transf prim courant nominal primaire des transformateurs de courant SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 93 Fonctions 2.12 Protection de déséquilibre (I2) Seuil de mise en route/alarme La valeur I2 AUTHOR est réglée à l'adresse 1702. Il correspond également à un seuil d'alarme à temps constant, dont la temporisation T ALARME est réglée à l'adresse 1703. Exemple : IN machine = 483 A I2 prim perm / IN machine = 11 % en permanence (machine à pôles saillants, voir figure 2-23) transformateurs de courants IN transf prim = 500 A Valeur de réglage I2 adm. = 11 % · (483 A/500 A) = 10,6 % Machine: Facteur d'asymétrie K Si la durée d'effort admissible due à la charge asymétrique K = (I2/IN)2 · t est donnée par le constructeur, elle peut directement être réglée à l'adresse 1704 FACTEUR K. Cette constante K est proportionnelle à la perte d'énergie admissible. Conversion en valeurs secondaires Il est possible de déduire le facteur K de la caractéristique de déséquilibre d'après la figure ci-dessous, en notant la durée au point I2/IN = 1, qui correspond au FACTEUR K. Exemple : tadm = 20 s pour I2/IN = 1 La constante ainsi obtenue côté primaire est Kprimaire = 20 s. La formule suivante permet de transcrire le facteur Kprimaire en grandeur secondaire. Le facteur de déséquilibre, Ksec, ainsi calculé permet de régler le paramètre FACTEUR K à l'adresse 1704. Exemple : IN machine = 483 A IN transf prim = 500 A facteur Kprimaire = 20 s valeur réglée à l'adresse 1704 : 94 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.12 Protection de déséquilibre (I2) Figure 2-23 Exemple d'une caractéristique de déséquilibre donnée par le constructeur de machine Temps de refroidissement Le paramètre 1705 TREFROID définit la durée qui passe avant que l'objet de protection qui a subi une charge asymétrique admissible I2 AUTHOR soit refroidi. Si le constructeur ne fournit pas les indications nécessaires, on peut choisir la valeur à régler, en supposant que le temps de refroidissement et le temps d'échauffement sont égaux. Le facteur de déséquilibre K et le temps de refroidissement sont liés par l'équation suivante: Exemple : Un facteur K = 20 s et un déséquilibre admissible en permanence de I2/IN = 11 % correspondent à un temps de refroidissement de Cette valeur TREFROID est réglée à l'adresse 1705. Caractéristique de déclenchement à temps constant Un défaut asymétrique peut entre autres mener à des courants inverses élevés. Une caractéristique à maximum de courant inverse à temps constant 1706 I2>> peut détecter des défauts asymétriques sur le réseau. Un réglage d'environ 60 - 65 % permet de s'assurer, lors d'une perte de phase (charge asymétrique toujours en dessous de 100/√3 %, donc I2 < 58 %), que le déclenchement est effectué selon la caractéristique thermique. Au delà de 60 à 65% de déséquilibre, on peut supposer la présence d'un défaut biphasé. Il faut coordonner la temporisation T I2>> (adresse 1707) avec l'échelonnement du réseau pour défauts de phase. L'échelon I2>> est, contrairement à la protection de surintensité temporisée, capable de détecter des courants de défaut inférieurs au courant nominal. selon les conditions suivantes: SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 95 Fonctions 2.12 Protection de déséquilibre (I2) Un défaut biphasé de courant I provoque un courant inverse: Un défaut monophasé de courant I provoque un courant inverse Pour les défauts monophasés: en régime de neutre isolé, le courant I est faible. En régime de neutre impédant, la valeur de I dépend de celle de la résistance de mise à la terre du neutre. 2.12.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 1701 DESEQUILIBRE I2 Hors En Bloc. relais Hors Protection contre déséquilibres (I2) 1702 I2 AUTHOR 3.0 .. 30.0 % 10.6 % Déséquilibre maximum permanent 1703 T ALARME 0.00 .. 60.00 s; ∞ 20.00 s Temporisation du seuil d'alarme 1704 FACTEUR K 1.0 .. 100.0 s; ∞ 18.7 s Facteur d'asymétrie K 1705 TREFROID 0 .. 50000 s 1650 s Temps de refroidis du modèle thermique 1706 I2>> 10 .. 200 % 60 % Seuil de dém. par déséquilibre I2>> 1707 T I2>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s Temporisation T I2>> 2.12.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 5143 >Bloc. déséq. SgS >Bloquer protection déséquilibres 5146 >Réinit.Image T SgS >DES réinitialisation image thermique 5151 Déséq. dés. SgSo Protection déséquilibre désactivée 5152 Déséq. bloquée SgSo Protection déséquilibre bloquée 5153 Déséq. act. SgSo Protection déséquilibre active 5156 Avertiss. I2> SgSo Avertissement seuil I2> 5158 Reinit.image T SgSo Réinitialisation image thermique 5159 Démarr. I2>> SgSo Démarrage protection déséquilibre I2>> 5160 Décl. I2>> SgSo Déclenchement protection déséqu. I2>> 5161 Décl. image T SgSo Déclenchement image thermique 5165 Démarr. I2> SgSo Démarrage protection déséquilibre I2> 96 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.13 Protection de démarrage à max. de I 2.13 Protection de démarrage à max. de I Les turbines à gaz peuvent être démarrées par un convertisseur de démarrage. Un convertisseur cadencé à l'aide d'une commande injecte un courant dans le générateur et crée un champ tournant dont la fréquence est lentement augmentée. Le rotor qui est alors en rotation entraîne la turbine. A partir de 70 % environ du régime nominal, la turbine est allumée et continue d'être portée au régime nominal. Le convertisseur de démarrage est alors déclenché. 2.13.1 Description fonctionnelle Procédure de démarrage Les valeurs caractéristiques durant la procédure de démarrage sont représentées à la figure suivante. Notez que toutes les grandeurs sont mises aux normes sur les valeurs nominales. Figure 2-24 Grandeurs caractéristiques du processus de démarrage d'une turbine à gaz (SN = 150 MVA; UN = 10,5 kV; PConvertisseur de démarrage = 2,9 MW) En cas de court circuit durant la procédure de démarrage, on a besoin d'une protection contre les courts-circuits dans toute la plage de fréquence. L'adaptation automatique de la fréquence d'échantillonage à la fréquence actuelle du générateur, réalisée dans le 7UM62 offre ici d'énormes avantages, dans la mesure où la même sensibilité est valable sur l'ensemble de la plage de fréquence. La correction commence à la transition entre 10 Hz et 11 Hz. Toutes les fonctions de protection contre les courts-circuits telles que la protection de surintensité temporisée, la protection d'im- SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 97 Fonctions 2.13 Protection de démarrage à max. de I pédance et la protection différentielle sont ainsi actives avec la même sensibilité que pour la fréquence nominale. La protection à maximum de courant de démarrage est une fonction de protection contre les courts-circuits, qui fonctionne en-dessous de 10 Hz. La plage de fonctionnement a été prévue pour 2 Hz à environ 10 Hz (passage à l'état de fonctionnement 1). Ensuite, les fonctions de protection contre les courts-circuits présentées cidessus sont activées. Au-delà de 70 Hz la fonction est également active avec une sensibilité réduite, puisque la protection se trouve alors de nouveau en état de fonctionnement 0. Principe de mesure En-dessous de 10 Hz, la protection est en mode de fonctionnement 0. La fréquence d'échantillonnage est alors automatiquement réglée sur des conditions nominales (fA = 800 Hz dans un réseau 50 Hz ou 960 Hz dans un réseau 60 Hz). Les valeurs de crête sont calculées à partir des courants de phase, grâce à un algorithme spécial. Après conversion en grandeurs proportionnelles à la valeur effective, une comparaison avec la valeur seuil réglée est effectuée. La logique de fonctionnement est représentée à la figure suivante. Figure 2-25 2.13.2 Logique de fonctionnement de la protection de démarrage à maximum de courant Instructions de réglage Généralités La protection à maximum de courant de démarrage ne peut être active et n'est accessible qu'après avoir configuré le paramètre 118 PROT. DEMAR. = Côté 1 ou Côté 2. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 1801, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Seuil d'excitation On voit dans la caractéristique de la procédure de démarrage que, lors du démarrage, les courants sont d'environ 20 % des courants nominaux. La protection peut donc être réglée en dessous du courant nominal. 98 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.13 Protection de démarrage à max. de I Comme on peut le constater dans le diagramme logique, la fonction est bloquée dès le passage de l'état de fonctionnement de 0 à 1. Un blocage complémentaire de la fonction via entrée binaire est également conseillé. La figure ci-dessous illustre, à titre d'exemple, l’évaluation du courant de court-circuit à différentes fréquences. Les courants de court-circuit peuvent atteindre plusieurs fois la valeur du courant nominal. Un réglage de la fonction au-delà du courant nominal est donc possible ce qui peut se traduire par des valeurs comprises entre 1,2 et 1,4 I/ING. Figure 2-26 Courants de court-circuit présents dans le générateur pendant le démarrage (générateur: 300 MVA, 15,75 kV, 50 Hz) Temporisation Il n'est pas nécessaire de coordonner la temporisation avec le réseau, puisque le disjoncteur du générateur est ouvert pendant le démarrage. Il est préférable de ne prévoir aucune temporisation puisque le temps de réaction de la fonction de protection est rallongé de par le bas niveau de fréquence (voir chapitre Caractéristiques techniques). La temporisation peut s'avérer utile en cas de réglage sensible du seuil de mise en route en prévenant tout fonctionnement intempestif. La temporisation doit être choisie en considérant la limite basse de fréquence mesurable (2 Hz), ce qui correspond à un réglage de 0,5 s. Coordination des protections contre les courts-circuits La figure ci-dessous montre l'interaction entre les fonctions de protection contre les courts-circuits: • Démarrage de la protection à maximum de courant • Protection différentielle • Echelon I>> comme échelon de réserve à partir de 10 Hz Les seuils de réponse sont des valeurs indicatrices. La protection différentielle Idiff et la protection de surintensité I>> sont actives à partir de 10 - 11 Hz. La protection de démarrage à maximum de courant Prot. dém. est présente dans le système. Elle protège dans la plage de fréquences inférieure. On obtient ainsi un concept de protection complet contre les courts-circuits. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 99 Fonctions 2.13 Protection de démarrage à max. de I Figure 2-27 2.13.3 Domaine de fonctionnement et seuil de mise en route possible des fonctions de protection contre les courts-circuits Vue d'ensemble des paramètres Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre 1801 PROT. DEMAR. 1802 I> 1803 2.13.4 N° 5571 C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications Hors En Bloc. relais Hors Prot. à maximum de I de démarrage 5A 0.50 .. 100.00 A 6.50 A 1A 0.10 .. 20.00 A 1.30 A Prot. à maximum de I de démarrage I> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s T I> Temporisation T I> Liste d’informations Information >Bloc. démar. Type d'info SgS Explications >Bloquer protection de démarrage 5572 Prot. dém. HS SgSo Protection démarrage désactivée 5573 Prot. dém. bl. SgSo Protection démarrage bloquée 5574 Prot. dém. act. SgSo Protection démarrage active 5575 MR prot dém. L1 SgSo Mise en route protection démar. I> phase L1 5576 MR prot dém. L2 SgSo Mise en route protection démar. I> phase L2 5577 MR prot dém. L3 SgSo Mise en route protection démar. I> phase L3 5578 DECL prot. dém. SgSo Déclenchement protection démarrage I> 100 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger La protection différentielle du 7UM62 est une protection de court-circuit sélective et rapide pour générateurs, moteurs et transformateurs. Chaque application peut être configurée, ce qui permet une adaptation optimale de l’équipement à protéger. La zone de protection est définie par l'emplacement des transformateurs de courants installés à chaque extrémité de l'équipement à protéger. 2.14.1 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. 2.14.1.1 Description fonctionnelle Principe de base La protection différentielle est basée sur une comparaison de courants et elle est appelée également protection de comparaison des courants. En régime de fonctionnement normal, le courant arrivant dans l'objet à protéger est égal au courant sortant (courant Ip, représenté en pointillé dans la figure ci-dessous). Si les enroulements secondaires des transformateurs de courant E1 et E2 (à condition que les rapports de transformation soient identiques) sont reliés à un circuit de courant fermé , un élément de mesure M raccordé transversalement permet de restituer la différence de courant. En régime de fonctionnement normal (ex : transit), aucun courant ne traverse l'élément de mesure. En cas de défaut, la somme de courant Ip1+ Ip2 circule dans l'objet à protéger, côté primaire. Les courants côté secondaire I1 et I2 circulent en tant que somme de courant I1+ I2 à travers l'élément de mesure M. Le circuit représenté sur la figure ci-dessous assure un déclenchement fiable de la protection lorsque le courant circulant à travers la zone protégée (délimitation par les transformateurs de courant) pendant un court-circuit est suffisamment important pour solliciter l'élément de mesure M. Figure 2-28 Principe de base de la protection différentielle (représentation monophasée) (Ipx = courant primaire, Ix = courant secondaire) Stabilisation des courants Quand, en présence de défauts externes, des courants très élevés traversent la zone à protéger, des différences de comportement magnétiques des transformateurs de courant E1 et E2 en plage de saturation peuvent SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 101 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger générer un courant différentiel conséquent dans l'élément de mesure M pouvant provoquer un déclenchement. Le critère de courant stabilisant permet d'éviter un tel fonctionnement. La somme des grandeurs |I1| + |I2| est utilisée pour la stabilisation. Sont donc définis : un courant de déclenchement ou courant différentiel = |I1 + I2| Idiff et un courant de stabilisation = |I1| + |I2| Istab Idiff est calculé à partir de la fondamentale des courants et agit dans le sens du déclenchement, Istab agissant dans le sens inverse. Pour expliquer le principe, prenons trois états de fonctionnement importants avec des grandeurs de mesure idéales et adaptées : Figure 2-29 1. Définitions des courants Courant traversant en situation saine ou avec un défaut externe : I2 change de sens, ce qui implique un changement de signe : I2 = –I1; et |I2| = |I1| Idiff = |I1 + I2| = |I1 – I1| = 0 Istab = |I1|+ |I2| = |I1| + |I1| = 2 · |I1| Pas de grandeur de déclenchement (Idiff) ; la stabilisation (Istab) correspond au double du courant transitant. 2. Court-circuit interne, alimentation à partir des deux extrémités, par exemple 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. 3. Court-circuit interne, alimentation à partir d’une seule extrémité : Dans ce cas, I2 = 0 Idiff = |I1 + I2| = |I1 – 0| = |I1| Istab = |I1|+ |I2| = |I1| + 0 = |I1| La grandeur de déclenchement (Idiff) et la grandeur de stabilisation (Istab) sont égales et correspondent au courant de court-circuit unilatéral. En cas de défaut interne, et dans des conditions idéales, 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 suivante, ligne pointillée). 102 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Figure 2-30 Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle avec caractéristique de défaut Adaptation des grandeurs de mesure Les courants nominaux des transformateurs de courant sont exprimés par rapport au courant nominal de l'objet à protéger (quel qu'il soit). Ainsi, tous les courants se réfèrent à l'objet à protéger. Pour cela, il est nécessaire de déclarer par paramétrage les grandeurs caractéristiques de l'objet à protéger (puissance apparente, tension nominale) ainsi que les courants nominaux primaires des transformateurs de courant implantés de chaque côté de l'objet à protéger. Evaluation des grandeurs de mesure Les calculs des grandeurs de mesure sont effectués à chaque échantillonnage ce qui permet d'élaborer les valeurs instantanées du courant différentiel et du courant de stabilisation. La composante fondamentale du courant différentiel est déterminée par un filtre de Fourier. Ainsi, les grandeurs perturbatrices et les composantes apériodiques (courant continu) sont atténuées efficacement. La grandeur de stabilisation se calcule à partir des valeurs moyennes arithmétiques d'une grandeur redressée si bien que l'effet du filtre est ici moindre. Ainsi, la composante de stabilisation est plus importante que le courant différentiel en présence de grandeurs perturbatrices notamment des composantes discontinues du courant continu. Caractéristique de déclenchement En cas de défaut interne, Idiff = Istab. La droite caractérisant les défauts internes est ainsi représentée dans le diagramme de déclenchement (voir figure ci-dessous) par une droite inclinée de 45°. La figure suivante montre toute la caractéristique de stabilisation du 7UM62. La portion a de la caractéristique représente le seuil de sensibilité de la protection différentielle (valeur de réglage I-DIFF>) et tient compte de différences de courant constantes telles que celles engendrées par les courants magnétisants. La portion b tient compte du courant différentiel mesuré du fait des erreurs de conversion des transformateurs de courant ou des transformateurs d'entrée de l'appareil, ou généré sur changement de prise dans le cas de transformateurs dotés d'une régulation de tension. Dans la zone des fortes intensités, susceptibles de provoquer une saturation des transformateurs, la plage c garantit une stabilisation renforcée. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 103 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Dans le cas de courants différentiels situés au-delà de la portion de caractéristique d, le déclenchement s'effectue indépendamment du courant de stabilisation et de la stabilisation harmonique. Il s'agit ici du domaine du „seuil de déclenchement rapideIDiff >>“. Le domaine de stabilisation complémentaire est déterminé par l'indicateur de saturation (voir ci-dessous, paragraphe "Stabilisation complémentaire en cas de saturation d'un transformateur de courant". La protection différentielle positionne les grandeurs Idiff et Istab sur la caractéristique de stabilisation selon la figure ci-dessous. Si ces grandeurs se traduisent par un point à l'intérieur de la zone de déclenchement, un déclenchement est initié. Si les rapports de courant Idiff/Istab produisent un point proche de la caractéristique de défaut (≥ 9°0 % de la pente de la caractéristique de défaut), la protection se déclenche si les caractéristiques de déclenchement ont été très fortement augmentées par la stabilisation supplémentaire, la détection de courant continu ou de démarrage. Figure 2-31 Caractéristique de stabilisation de la protection différentielle Seuil de déclenchement rapide IDiff >> Le seuil de déclenchement IDiff >> a pour objet le déclenchement rapide des défauts internes de forte intensité. Si le courant différentiel dépasse le seuil IDiff >> (portion d de la caractéristique), le déclenchement s'effectue quelle que soit la valeur du courant de stabilisation. Ce seuil reste actif même en cas de détection d'une harmonique de rang 2 (générée par exemple sur saturation d'un transformateur de courant provoquée elle-même par la composante continue du courant de court-circuit), qui pourrait être interprétée par les fonctions de stabilisation comme un courant magnétisant. La fonction de déclenchement rapide 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. Les défauts de forte intensité apparaissant au sein du transformateur peuvent donner lieu à un déclenchement immédiat sans tenir compte des courants de stabilisation si l'importance du courant différentiel permet d'exclure la présence d'un défaut externe. C'est le cas lorsque le courant de court-circuit est supérieur à 1/ucc · IN transfo. 104 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Stabilisation complémentaire en cas de saturation d'un transformateur En cas de court-circuit externe engendrant un courant de défaut traversant particulièrement élevé, la saturation des transformateurs de courant peut se traduire par la mesure d'un courant différentiel d'autant plus important si elle s'applique différemment de part et d'autre de l'objet protégé. Ce courant différentiel est susceptible d'initier un déclenchement intempestif en l'absence de mesures particulières si la grandeur Idiff/Istab se trouve dans la zone de déclenchement de la caractéristique. Figure 2-32 Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle avec caractéristique de défaut La protection machine 7UM62 dispose d'un détecteur de saturation qui reconnaît ce genre de situations et initie les mesures de stabilisation adéquates. Le détecteur de saturation évalue le comportement dynamique du courant différentiel et du courant de stabilisation. La ligne pointillée sur la figure 2-32 montre l’évolution dans le temps des grandeurs de courant en cas de défaut externe saturant les transformateurs de courant d'un seul côté de l'objet protégé. A l'apparition du défaut (A), les courants mesurés augmentent fortement et provoquent un courant de stabilisation proportionnel (2 × courant traversant). Lorsque la saturation s'effectue sur un seul côté (B), elle produit un courant différentiel et atténue le courant de stabilisation de telle sorte que la grandeur Idiff/Istab se décale jusque dans la zone de déclenchement (C. En cas de défaut interne, en revanche, la grandeur Idiff/Istab se place directement sur la caractéristique de défaut (D), car le courant de stabilisation est à peine supérieur au courant différentiel. Un défaut interne est donc détecté dès que la grandeur Idiff/Istab dépasse un seuil interne au-delà d'une durée minimum prédéfinie. Une saturation du transformateur de courant se caractérise donc dans un premier temps par la mesure d'un fort courant de stabilisation se traduisant par le positionnement de la grandeur dans une zone caractéristique du défaut externe de forte intensité (cf "stabilisation complémentaire"), (figure 2-32). Cette zone de stabilisation complémentaire est délimitée par le paramètre STAB. DEF.EXT. et la première droite ascendante de la caractéristique (définie par les paramètres ORIGINE 1 et PENTE 1) (voir figure ci-dessous). Le détecteur de saturation effectue son diagnostic pendant le premier quart de période. Sur détection d'un défaut externe, la protection différentielle est bloquée. Le blocage est maintenu pendant une durée réglable. Le blocage est suspendu lorsque la grandeur Idiff/Istab se positionne de manière stationnaire (c'est-à-dire sur 2 périodes consécutives) à l'intérieur de la zone de déclenchement. 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. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 105 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Figure 2-33 Stabilisation complémentaire en cas de saturation d'un transformateur de courant Détection des composants identiques Une autre stabilisation intervient lorsqu'un courant différentiel est affecté par un comportement secondaire transitoire différent des jeux de transformateurs de courant. Cela survient lorsque le courant circule à la suite de constantes de temps de courant continu dans le circuit secondaire des jeux de transformateurs de courant, c'est à dire. que les composantes continues indentiques primaires sont représentées différement secondairement et conduisent donc à une composante continue dans le courant différentiel. Cette composante continue est détectée et conduit à un relèvement bref des seuils de démarrage de l'échelon différentiel. Stabilisation par harmoniques Des courants magnétisants élevés (courants d'appel), pénétrant dans la zone à protéger sans la traverser peuvent apparaître brièvement à l’enclenchement des transformateurs. 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 de la surexcitation d'un transformateur par une hausse de tension. Le courant magnétisant peut atteindre plusieurs fois la valeur du courant nominal et est caractérisé par une harmonique de rang 2 relativement élevée (fréquence double de la fréquence nominale), alors qu'elle est presque entièrement absente en cas de court-circuit. Le déclenchement par la protection différentielle est inhibée si le pourcentage d'harmonique de rang 2 au sein du courant Idiff dépasse un seuil réglable. Figure 2-34 106 Courant magnétisant – Exemple enregistrement des trois courants côté haute tension SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Une autre harmonique peut être utilisée dans le 7UM62 en tant que critère de stabilisation en plus de la deuxième harmonique. La troisième harmonique et la cinquième harmonique sont utilisables à cette fin. Une surexcitation stationnaire se caractérise par des harmoniques impaires. La troisième ou cinquième harmonique conviennent dans ce cas pour la stabilisation. La troisième harmonique étant souvent éliminée à l’intérieur du transformateur (ex : dans un enroulement en triangle), le critère utilisé la plupart du temps est ici la cinquième harmonique. Les harmoniques impaires absentes sur court-circuit interne jouent également un rôle stabilisant dans le cas de transformateurs-redresseurs. La proportion d'harmoniques contenue dans les courants différentiels est analysée. 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 effectuée. 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. La stabilisation sur critère d'harmoniques est maintenue pendant deux périodes sur baisse du courant différentiel afin d'éviter un manque de stabilisation à la disparition des harmoniques de rang supérieur lors de l'élimination des défauts externes. Puisque la stabilisation pour la magnétisation à l'enclenchement fonctionne de manière individuelle sur chaque phase, la protection fonctionne également de manière optimale en cas d'enclenchement du transformateur sur un défaut monophasé alors que, simultanément, un courant de magnétisation circule sur les phases saines. Il est possible, notamment avec les transformateurs de "nouvelle génération", que la proportion d'harmonique de rang 2 n'atteigne pas le seuil de détection sur les trois phases lors de l'enclenchement. Pour éviter un déclenchement intempestif, il est nécessaire d'activer la fonction de"blocage croisé". Si un courant magnétisant est détecté sur une phase, la fonction de protection différentielle I-DIFF> est bloquée également sur les autres phases. L'action de la fonction de "blocage croisé" peut être limitée à une durée donnée. Cette durée écoulée, le blocage est inopérant jusqu'à la fin du défaut; un blocage croisé n'est donc possible qu'une seule et unique fois suite à l'apparition du défaut pendant la durée de blocage réglée. Les stabilisations par harmoniques fonctionnent individuellement pour chaque phase. Comme pour la stabilisation du magnétisant, il est possible de régler la protection de façon à bloquer la protection différentielle IDIFF> sur dépassement du seuil d'harmonique sur une phase donnée. Cette fonctionnalité de blocage croisé par la 3e ou la 5e harmonique s'effectue de la même façon que celle par la 2e harmonique. Elévation du seuil de sollicitation au démarrage L'élévation du seuil de sollicitation offre une sécurité supplémentaire contre les fonctionnements intempestifs au démarrage d'un équipement à protéger qui n'était pas alimenté en courant auparavant. Si le courant de stabilisation d'une phase est tombé en-dessous du seuil réglable STAB. DEMAR., l'augmentation du seuil de démarrage I-DIFF> est activée. En fonctionnement normal, le courant de stabilisation est deux fois plus élevé que le courant traversant; le non-dépassement de ce seuil peut servir de critère pour reconnaître l’état déclenché de l’équipement à protéger. Le seuil de sollicitation I-DIFF est alors augmenté d'un facteur réglable (voir figure ci-dessous), les autres portions de la caractéristique Idiff> se décalant également de ce facteur. Le courant DIFF de la phase correspondante est divisé par le facteur FACTEUR DEMAR. avant que la comparaison avec la caractéristique ne soit effectuée. Le seuil de courant différentiel utilisé pour la perturbographie, l'enregistrement des courants coupés, etc. reste inchangé. Le rétablissement du courant de stabilisation indique la fin du démarrage. Dès la durée réglable TPS MAX. DEMAR. écoulée, le décalage de la caractéristique est annulé. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 107 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Figure 2-35 Elévation du seuil de sollicitation de l'échelon IDIFF> au démarrage Mise en route, retombée En règle générale, une protection différentielle n'a pas besoin de "mise en route" puisque la détection des défauts et la condition de déclenchement sont identiques. A l’instar de tous les appareils SIPROTEC 4, la protection différentielle du 7UM62 possède toutefois une mise en route initiant un ensemble de tâches complémentaires. La mise en route constitue ainsi le début du défaut et est sauvegardée en conséquence au sein des protocoles de défaut et des enregistrements perturbographiques. La mise en route pilote également les fonctions internes de l'appareil aussi bien sur défauts internes qu'externes (ex : les actions du détecteur de saturation). La mise en route s'effectue dès que la fondamentale du courant différentiel atteint 85 % de la valeur de réglage ou dès que le courant de stabilisation dépasse 85 % de la limite de zone de stabilisation complémentaire (voir figure ci-dessous). De même, le dépassement du seuil de déclenchement rapide en cas de courts-circuits à forte intensité génère un signal de mise en route. Figure 2-36 Démarrage de la protection différentielle Si la stabilisation par harmonique de rang supérieur est activée, la première opération réalisée par la protection différentielle est l'analyse des harmoniques (ce qui dure environ 1 période) afin de vérifier les conditions de stabilisation. Dans le cas contraire, l'ordre de déclenchement est émis dès que les conditions de déclenchement sont remplies (zone hachurée de la figure 2-31). 108 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Pour des cas particuliers, l'ordre de déclenchement peut être temporisé. La figure ci-dessous donne une représentation simplifiée de la logique de déclenchement. La retombée s'effectue en l'absence de mise en route par critère différentiel sur un intervalle de deux périodes, c'est-à-dire si le courant différentiel devient inférieur à 70 % du seuil de réglage et si les autres conditions de mise en route ne sont plus vérifiées. Le défaut prend fin avec la retombée de mise en route lorsqu'aucun ordre de déclenchement n'a été généré. L'émission de l'ordre de déclenchement est maintenue pendant la durée minimale d'impulsion de commande réglée pour toutes les fonctions de protection dans les paramètres généraux de l'appareil (voir aussi le chapitre Données poste-1). Remarque Les particularités de la protection différentielle selon les différents objets à protéger font l'objet d'un chapitre dédié. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 109 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Figure 2-37 Diagramme logique de déclenchement de la protection différentielle 2.14.1.2 Instructions de réglage Généralités La protection différentielle n'est active et accessible que si le type de l'objet à protéger a été sélectionné au préalable pour cette fonction lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 120, PROT. DIFF. = Générat./Moteur ou Transfo triph.. Seuls les paramètres pertinents sont proposés, 110 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger l'affichage de tous les autres est désactivé. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 2001 PROT. DIFF., la fonction peut être activée En, désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Remarque La protection différentielle est désactivée à la livraison. Motif : la protection ne peut pas être utilisée sans avoir réglé au préalable les couplages et les valeurs de conversion. Si ces réglages ne sont pas définis, l'appareil peut avoir des réactions imprévisibles (ex : un déclenchement) ! Le courant nominal primaire Ip, w des transformateurs de courant utilisés doit en règle générale être supérieur au courrant nominal IN, objet de l'objet à protéger. Cependant, il faut, en tenant compte de la limite supérieure de la plage linéaire de l'appareil de protection 7UM62 de 20 · IN, respecter au moins la condition suivante : Ip, w > 0,75 · IN, objet Autres paramètres Remarque Les indications de réglage pour les autres paramètres se trouvent dans les sous-chapitres pour les objets à protéger correspondants. 2.14.1.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 2001 PROT. DIFF. Hors En Bloc. relais Hors Protection différentielle 2005 ELEVAT. MR KL Hors En Hors Elev. du seuil de m. en route au démar. 2006 2.HARM. INRUSH Hors En En Stabilisation Imagnétisant avec 2. harmon. 2007 STAB n.HARM. Hors Harmonique 3 Harmonique 5 Hors Stabilisation avec harmonique de rang n 2021 I-DIFF> 0.05 .. 2.00 I/InO 0.20 I/InO Seuil de déclenchement IDIFF> 2026A T I-DIFF> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. fonction IDIFF> 2031 I-DIFF>> 0.5 .. 12.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Seuil de déclenchement IDIFF>> 2036A T I-DIFF>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. fonction IDIFF>> 2041A PENTE 1 0.10 .. 0.50 0.25 Pente n°1 de la caractéristique de déclenchement SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 111 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 2042A ORIGINE 1 0.00 .. 2.00 I/InO 0.00 I/InO Origine droite de pente n°1 de la caract 2043A PENTE 2 0.25 .. 0.95 0.50 Pente n°2 de la caractéristique de déclenchement 2044A ORIGINE 2 0.00 .. 10.00 I/InO 2.50 I/InO Origine droite de pente n°2 de la caract 2051A STAB. DEMAR. 0.00 .. 2.00 I/InO 0.10 I/InO Seuil de reconnaissance de démarrage ISTAB 2052A FACTEUR DEMAR. 1.0 .. 2.0 1.0 Elevat. seuil de m. en route sur démarrage 2053 TPS MAX. DEMAR. 0.0 .. 180.0 s 5.0 s Durée maximum de démarrage 2061A STAB. DEF.EXT. 2.00 .. 15.00 I/InO 4.00 I/InO Seuil ISTAB de la stabilisation compl. 2062A T DEF.EXT. STAB 2 .. 250 pér.; ∞ 15 pér. Durée de stab. compl. sur défaut externe 2063A BLC CROIS. D.EX 2 .. 1000 pér.; 0; ∞ 15 pér. Durée de blocage croisé sur déf. externe 2071 2. HARMONIQUE 10 .. 80 % 15 % Seuil de blocage 2072A BLOC.CROISE H.2 2 .. 1000 pér.; 0; ∞ 3 pér. Durée de blocage croisé sur harmonique 2 2076 HARMONIQUE n 10 .. 80 % 30 % Seuil de blocage 2077A BLOC.CROISE.H.n 2 .. 1000 pér.; 0; ∞ 0 pér. Durée de blocage croisé harmonique n 2078A IDIFFmax HM.n 0.5 .. 12.0 I/InO 1.5 I/InO Idiff provoquant une suspension de bloc. 2.14.1.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 5603 >VerProtDiff SgS >Verrouil. protection différentielle 5615 PrDifDésact SgSo Prot. différentielle désactivée 5616 ProtDifVer SgSo Prot. différentielle verrouillée 5617 ProtDifAct SgSo Prot. différentielle active 5620 Diff fact-TC>< SgSo Diff: fact.adapt. I TC trop grand/faible 5631 MRoute Diff SgSo Mise en route générale protection diff. 5644 Diff 2.Harm L1 SgSo Diff: Blocage par 2. Harmonique L1 5645 Diff 2.Harm L2 SgSo Diff: Blocage par 2. Harmonique L2 5646 Diff 2.Harm L3 SgSo Diff: Blocage par 2. Harmonique L3 5647 Diff n.Harm L1 SgSo Diff: Blocage par n. Harmonique L1 5648 Diff n.Harm L2 SgSo Diff: Blocage par n. Harmonique L2 5649 Diff n.Harm L3 SgSo Diff: Blocage par n. Harmonique L3 5651 Diff Déf Ext L1 SgSo Diff: stabil. compl. sur déf. externe L1 5652 Diff Déf Ext L2 SgSo Diff: stabil. compl. sur déf. externe L2 5653 Diff Déf Ext L3 SgSo Diff: stabil. compl. sur déf. externe L3 112 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger N° Information Type d'info Explications 5657 DifBlocCrois 2H SgSo Diff: blocage croisé crit. harmonique 2 5658 DifBlocCrois nH SgSo Diff: blocage croisé crit. harmonique n 5660 DifBlcCrois Ext SgSo Diff: bloc. croisé Isuppl déf ext fort I 5662 VerSurvIL1 SgSo Verrouil. par surveillance courant L1 5663 VerSurvIL2 SgSo Verrouil. par surveillance courant L2 5664 VerSurvIL3 SgSo Verrouil. par surveillance courant L3 5666 DifElevSeuil.L1 SgSo Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L1 5667 DifElevSeuil.L2 SgSo Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L2 5668 DifElevSeuil.L3 SgSo Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L3 5671 DéclPrDif SgSo Déclenchement par protection différentielle 5672 DéclL1PrDif SgSo Déclenchement L1 par protection différentielle 5673 DéclL2PrDif SgSo Déclenchement L2 par protection différentielle 5674 DéclL3PrDif SgSo Déclenchement L3 par protection différentielle 5681 Diff>L1 SgSo PrDiff IDIFF>L1(sans temporisation) 5682 Diff>L2 SgSo PrDiff IDIFF>L2(sans temporisation) 5683 Diff>L3 SgSo PrDiff IDIFF>L3(sans temporisation) 5684 Diff>>L1 SgSo PrDiff IDIFF>>L1(sans temporisation) 5685 Diff>>L2 SgSo PrDiff IDIFF>>L2(sans temporisation) 5686 Diff>>L3 SgSo PrDiff IDIFF>>L3(sans temporisation) 5691 Diff> décl SgSo Echel. de décl. IDIFF> de la protection différentielle 5692 Diff>> décl SgSo Echel. de décl IDIFF>> de la protection différentielle 5701 IDiffL1: SgV I Diff. L1 sur décl. sans tempo (fond.) 5702 IDiffL2: SgV I Diff. L2 sur décl. sans tempo (fond.) 5703 IDiffL3: SgV I Diff. L3 sur décl. sans tempo (fond.) 5704 IStabL1: SgV Istab. L1 sur décl. sans tempo (CCmoyen) 5705 IStabL2: SgV Istab. L2 sur décl. sans tempo (CCmoyen) 5706 IStabL3: SgV Istab. L3 sur décl. sans tempo (CCmoyen) 5713 Diff TC-C1: SgV Diff: facteur d'adaption TC côté 1 5714 Diff TC-C2: SgV Diff: facteur d'adaption TC côté 2 5742 Diff reco CC L1 SgSo Diff: reconnais. compos. continue L1 5743 Diff reco CC L2 SgSo Diff: reconnais. compos. continue L2 5744 Diff reco CC L3 SgSo Diff: reconnais. compos. continue L3 5745 Elév Idiff (CC) SgSo Diff: élév. seuil de MR (comp. continue) 2.14.2 Objet à protéger: générateur et moteur Les particularités des objets à protéger générateurs et moteurs sont décrites ci-dessous. 2.14.2.1 Description fonctionnelle Définition et adaptation des grandeurs de mesure La fonction de protection différentielle du 7UM62 peut être utilisée comme protection différentielle longitudinale ou transversale. Ce type d'utilisation se distingue uniquement par la définition des courants de mesure et la limitation du domaine de protection. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 113 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger 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 à la figure suivante. Le domaine de protection est limité par le jeu de transformateurs de courant dans l'alimentation du point neutre et par le jeu de transformateurs du côté bornes. La protection différentielle de l’appareil 7UM62 rapporte tous les courants au courant nominal de l'équipement à protéger. C’est pourquoi les valeurs caractéristiques de l'objet à protéger (puissance apparente, tension nominale) et les courants nominaux primaires des transformateurs de courant doivent être introduits dans l'appareil de protection. L'adaptation des valeurs de mesure se limite donc aux facteurs concernant les amplitudes de courant. Les défauts proches du générateur ont, en raison des composantes essentiellement inductives, des constantes temporelles de courant continu relativement élevées qui provoquent une magnétisation des transformateurs de courant. Il faut en tenir compte lors de la configuration des transformateurs de courant (voir section 2.14.4). Figure 2-38 Définition du sens conventionnel positif du courant pour une protection différentielle longitudinale Il existe une particularité pour l'application en tant que protection différentielle transversale. Pour ce cas, la figure suivante donne la définition 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. 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 2.5.1 sous „Raccordement des jeux de transformateurs“). Figure 2-39 Définition du sens conventionnel du courant pour une protection différentielle transversale Pour les moteurs, ce sont également les transformateurs de courant qui déterminent les limites de sensibilité. Pour un moteur asynchrone, la procédure de démarrage peut être illustrée différemment par les transformateurs et provoquer des courants différentiels plus importants (voir également le paragraphe "Elévation du seuil d’excitation au démarrage"). 114 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger 2.14.2.2 Instructions de réglage Conditions préalables La protection différentielle de générateur ou de moteur ne peut fonctionner correctement que si, lors de la configuration, elle a été paramétrée à l’adresse 120 PROT. DIFF. = Générat./Moteur. Un réglage important est la position des points neutres des jeux de transformateurs des deux côtés de l'objet à protéger (adresses 201 PN TC ->OBJ C1 pour le côté 1 et 210 PN TC ->OBJ C2 pour le côté 2, voir la section Données poste-1). En outre, les données nominales (SN GÉN/MOTEUR, UN GÉN/MOTEUR) de la machine à protéger et les courants nominaux primaires et secondaires des transformateurs de courant pour les deux côtés sont demandés. C'est à elles que se rapportent les valeurs de réglage. Elles sont en outre utilisées par exemple pour déterminer les valeurs de mesure primaires. La donnée du traitement du point neutre des deux côtés est importante pour la surveillance des valeurs de mesure et a déjà eu lieu lors de la configuration aux adresses 242 POINT NEUTRE C1 et 244 POINT NEUTRE C2 (voir section 2.5.1). Elévation du seuil de sollicitation au démarrage 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. Elle peut être activée à l'adresse 2005 ELEVAT. MR KL. A la livraison, cette fonction est désactivée (). Les paramètres affectés se trouvent aux adresses 2051, 2052 et 2053. 2051 STAB. DEMAR. permet de régler la valeur de réponse pour la détection d'un démarrage. Le réglage I/InO = 0 rend la fonction inactive. FACTEUR DEMAR. permet de fixer le facteur d'élévation des valeurs de réponse au démarrage. Le réglage recommandé pour la protection de générateurs et de moteurs est 2052 FACTEUR DEMAR. = 2.0. Caractéristique de déclenchement Les paramètres de la caractéristique de déclenchement sont définis aux adresses 2021 à 2044. Pour la signification des paramètres, voir la figure 2-40. Les numéros affectés aux plages de la caractéristique correspondent aux adresses de réglage. L'adresse 2021 I-DIFF> est la valeur de démarrage du courant différentiel. La valeur de démarrage se rapporte au courant nominal du générateur ou du moteur. Pour les générateurs et les moteurs, on conseille un réglage entre 0,1 et 0,2. Un second critère de démarrage est disponible en plus du critère de démarrage I-DIFF>. Indépendamment de la grandeur du courant de stabilisation, l’appareil déclenche dès que ce seuil (2031 I-DIFF>>) est franchi (plage de déclenchement instantané non stabilisé). Ce seuil doit être réglé sur une valeur supérieure à IDIFF>. Recommandation : réglage au-dessus de la valeur stationnaire du courant de court-circuit transitoire, cad. : Avec des valeurs pour xd’ entre 0,15 et 0,35, on obtient des valurs de réglage pour I-DIFF>> d'environ (3 à 7) · IN, générateur. La caractéristique de déclenchement se compose de deux plages supplémentaires. L'adresse 2041 PENTE 1 détermine la pente de la première plage dont le point de départ est fixé par le paramètre 2042 ORIGINE 1. Cette plage tient compte de courants parasites proportionnels au courant. Il s'agit essentiellement des erreurs de rapport des transformateurs de courant principaux et des transformateurs d'entrée. En cas de transformateurs de courant identiques, il est possible de réduire la valeur par défaut de 0,25 à 0,15. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 115 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger 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 2044 ORIGINE 2. La pente de la droite est définie à l’adresse 2043 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. La valeur réglée par défaut de 0,5 est appropriée, comme l'a montré l'expérience de la pratique. Figure 2-40 Paramètres définissant la forme de la caractéristique de déclenchement Stabilisation complémentaire en cas de saturation d'un transformateur Une stabilisation supplémentaire est activée dans la zone des courants traversants très élevés en cas de courtcircuit externe ; elle est réglée à l'adresse 2061 STAB. DEF.EXT. (stabilisation de saturation). N'oubliez pas que le courant de stabilisation est la somme arithmétique des courants entrant et sortant dans la zone à protéger et est donc le double du courant traversant proprement dit. Il est donc conseillé de conserver la valeur par défaut de 4.00 I/InO. La durée maximale de stabilisation supplémentaire est réglée à l'adresse 2062 T DEF.EXT. STAB sous forme de multiple d'une période. Ce temps est la durée maximale de blocage une fois qu'on a quitté la zone de stabilisation supplémentaire en cas de défauts externes à fort courant. Le réglage dépend entre autres du temps de déclenchement de la protection en aval. Le réglage par défaut de est tout à fait approprié. 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 2026 T I-DIFF> débute dès qu'un défaut interne est détecté dans le transformateur. 2036 T I-DIFF>> est la temporisation du seuil de déclenchement I-DIFF>>. Pour chaque échelon différentiel et pour chaque phase, il existe un échelon temporel. La retombée de la temporisation est liée à la durée minimale de l'ordre de déclenchement valable pour toutes les fonctions de protection. Tous les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. 116 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger 2.14.3 Objet à protéger: transformateur Les transformateurs sont soumis à plusieurs influences qui provoquent déjà des courants différentiels dans les conditions de service : 2.14.3.1 Description fonctionnelle Erreur de conversion des transformateurs de courant Il est tout à fait possible que les transformateurs de courant soient adaptés différemment au courant nominal du transformateur. Il en résulte un défaut qui provoque un courant différentiel. Commutateurs à plots pour la régulation de tension Le commutateur à plots pour la régulation de tension modifie le rapport de conversion du transformateur et le courant nominal. Cela provoque une erreur de conversion du transformateur de courant et donc un courant différentiel. Courant d'appel Lors de la mise en route d'un transformateur, 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. Ils agissent dès lors comme des courants de défaut alimentés par une extrémité. Le courant magnétisant peut atteindre plusieurs fois la valeur du courant nominal et est caractérisé par une harmonique de rang 2 relativement élevée (fréquence double de la fréquence nominale), alors qu'elle est presque entièrement absente en cas de court-circuit. Surexcitation Si un transformateur est exploité à une forte tension, cela provoque des courants de magnétisation élevés en raison de la caractéristique de magnétisation non linéaire. Ils provoquent un courant différentiel supplémentaire. Groupe de commutation Selon les applications, les transformateurs sont exploités avec des indices de couplage différents qui provoquent un décalage de l'angle de phase entre le côté primaire et le côté secondaire. Sans correction correspondante, le décalage de phase provoquerait un courant différentiel. Les blocs de fonctions essentiels de la protection différentielle permettant de maîtriser les grandeurs influentes nommées sont décrits ci-dessous. Adaptation des grandeurs de mesure 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 et il faut calculer un facteur de correction kw selon le rapport suivant : SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 117 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger où Ip, w courant nominal primaire du transformateur IN,Obj. courant nominal primaire de l'objet à protéger SN puissance apparente nominale de l'équipement à protéger UN tension nominale kw facteur de correction Cette correction est réalisée séparément pour chaque côté de l’équipement à protéger. Une fois l’indice de couplage introduit, l'appareil est capable de comparer les courants selon des règles de calcul prédéfinies. Adaptation de l'indice de couplage Les transformateurs en bloc sont souvent montés en étoile/triangle. Du côté du générateur, on trouve le montage en triangle. Pour permettre une utilisation universelle du 7UM62, le logiciel a été conçu pour tous les indices de couplage imaginables. Le principe de base de la correction numérique des indices de couplage est expliqué dans l'exemple d'un transformateur Y(N)d5. Le côté haute-tension est monté en étoile et le côté basse tension en triangle. La rotation de phases est de n · 30° (donc 5 · 30° = 150°). Le système de référence est le côté 1 (côté haute-tension). La correction des indices de couplage effectue une transformation des courants du côté 2 vers le côté 1. Point neutre non mis à la terre La figure suivante indique l'indice de couplage, le diagramme vectoriel des courants s'écoulant symétriquement ainsi que la règle de transformation pour le cas du point neutre non mis à la terre. Figure 2-41 118 Adaptation de l'indice de couplage illustrée dans l'exemple Y(N) d5 (sans mise à la terre du point neutre) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger En soustrayant du côté 2 les courants IL3 – IL1, on obtient le courant IA qui indique la même direction que IA du côté 1. En multipliant par 1/√3, on effectue l'adaptation des valeurs. La matrice décrit la transformation pour les trois phases. Point neutre d’un transformateur mis à la terre La figure suivante 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 droit de la figure suivante, les courants homopolaires s’annulent 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 gauche, l'élimination du courant homopolaire résulte de l'équation matricielle, p. ex. 1 /3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3) = 1/3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3) = 1/3 · (3 IL1 – 3 I0) = (IL1 – I0). L'élimination du courant homopolaire permet de neutraliser, sans mesures externes particulières, les courants de défaut qui transitent aussi par les transformateurs de courant conséquemment à une mise à la terre dans la zone protégée (point neutre du transformateur ou bobine de mise à la terre), y compris en cas de défauts de terre dans le réseau. Figure 2-42 Adaptation de l'indice de couplage illustrée dans l'exemple Y(N) d5 (avec mise à la terre du point neutre) Dans l'exemple suivant, un défaut externe provoque l'apparition d'un courant homopolaire du côté gauche et pas du côté droit. Une comparaison des courants sans élimination du courant homopolaire donnerait un résultat incorrect (courant différentiel malgré un défaut externe). Le courant homopolaire doit donc être éliminé du côté 1. Le courant homopolaire est déduit des courants de phase. La matrice de gauche à la figure 2-42 indique la règle de calcul. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 119 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Figure 2-43 Exemple de défaut de terre extérieur au transformateur, avec répartition des courants 2.14.3.2 Instructions de réglage Conditions préalables La protection différentielle de transformateur ne peut fonctionner correctement que si, lors de la configuration, elle a été paramétrée à l’adresse 120 PROT. DIFF. = Transfo triph.. Pour garantir la polarité correcte lors de la formation du courant différentiel, il faut indiquer les pôles des jeux de transformateurs. Ce réglage a eu lieu lors de la configuration, grâce à l'indication de la position des points neutres des jeux de transformateurs des deux côtés du transformateur (adresses 201 PN TC ->OBJ C1 pour le côté 1 et 210 PN TC ->OBJ C2 pour le côté 2, voir la section Données poste-1). En outre, les données nominales (SN TRANSFO, UN ENROUL S1, UN ENROUL S2) de la machine à protéger et les courants nominaux primaires et secondaires des transformateurs de courant pour les deux côtés du transformateur ont été demandés. C'est à elles que se rapportent les valeurs de réglage. Elles sont en outre utilisées par exemple pour déterminer les valeurs de mesure primaires. La donnée du traitement du point neutre des deux côtés est importante pour l'élimination du courant homopolaire et pour la surveillance des valeurs de mesure (supervision de la somme des courants) et a déjà eu lieu lors de la configuration aux adresses 242 POINT NEUTRE C1 et 244 POINT NEUTRE C2 (voir section 2.5.1). Adaptation des amplitudes et de l’indice de couplage En tant que protection de transformateur, 7UM62 calcule automatiquement à partir des données nominales du transformateur à protéger les formules d'adaptation du courant pour l'indice de couplage et celles nécessaires pour les différents 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. Pour ce faire, l'appareil a besoin des données suivantes pour chaque enroulement • puissance apparente nominale SN en MVA (v. ci-dessus), • tension nominale UN en kV (v. ci-dessus) • le chiffre de l'indice de couplage, • le courant nominal des jeux de transformateurs en A (v. ci-dessus). L'enroulement 1 est défini comme enroulement de référence et n'a donc pas besoin d'indice ; les autres enroulements se rapportent à l'enroulement 1. En général, l'enroulement haute tension sert d'enroulement de référence. Si un autre enroulement que celui de haute tension est retenu comme enroulement de référence, il ne faut pas oublier de modifier le chiffre de l’indice de couplage : Dy5 vu du côté Y devient donc par exemple Yd7. 120 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger 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. Si le réglage de la protection doit être effectué uniquement en grandeurs secondaires (ex : parce qu'il existe déjà des transformateurs externes d'adaptation), les paramètres des données du transformateur peuvent rester aux valeurs par défaut. Lors du préréglage des données du transformateur, l'adaptation du courant 1 : 1 sans décalage de phase a lieu dans l'appareil. Traitement du courant homopolaire Le traitement des points neutres des enroulements est sans importance dans la mesure où le courant homopolaire est éliminé dans l'appareil. Cela 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. L'élimination est effectuée lors du réglage POINT NEUTRE S* = mis à la terre (voir figure „adaptation du couplage avec point neutre mis à la terre“ dans la description fonctionnelle de cette section). Dans les réseaux à neutre isolé ou compensé, on ne peut renoncer à l'élimination du courant homopolaire que si le point neutre de l'enroulement protégé du transformateur n'a aucun raccordement à la terre, même pas par une bobine de Petersen ou un limitateur de surtension ! Le transformateur est alors toujours éteint en cas de double défaut à la terre ayant son point de contact dans le domaine protégé, indépendamment d'une éventuelle priorisation des défauts doubles de terre (voir paragraphe „Point neutre non mis à la terre“ et la figure „Adaptation des couplages de l'exemple Y(N) d5 sans mise à la terre du point neutre“). Elévation du seuil de sollicitation au démarrage 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. Elle peut être activée à l'adresse 2005 ELEVAT. MR KL. Comme cette possibilité est prévue en particulier pour la protection de générateurs et de moteurs, le réglage par défaut est, en cas de sélection d'objet à protéger Transfo 2 enr., placé sur Hors. Les paramètres affectés se trouvent aux adresses 2051, 2052 et 2053. 2051 STAB. DEMAR. permet de régler la valeur de réponse pour la détection d'un démarrage. Le réglage I/InO = 0 rend la fonction inactive. FACTEUR DEMAR. permet de fixer le facteur d'élévation des valeurs de réponse au démarrage. Pour la protection d'un transformateur, il est recommandé de conserver le préréglage 2052 FACTEUR DEMAR. = 1.0. Il est recommandé d'augmenter à 2.0 lorsque des charges externes, comme des moteurs et des transformateurs, sont couplées. Grâce aux grandes constantes temporelles, la plage de la caractéristique b peut tout à fait être dépassée pour une courte durée en cas de transformateurs de courants différents. Stabilisation par harmoniques La stabilisation à l'enclenchement de l'appareil peut être activée et désactivée à l’adresse 2006 2.HARM. INRUSH. Elle repose sur l'évaluation de la 2e harmonique présente dans le courant d'appel. Le réglage à la livraison est un rapport I2fN/IfN de 15%, qui, en règle générale, peut être repris tel quel. La fraction de courant nécessaire à la stabilisation peut cependant être configurée librement. Pour pouvoir intensifier exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenchement très défavorables, une valeur inférieure peut être réglée à l'adresse 2071 2. HARMONIQUE. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 121 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Blocage croisé La stabilisation à l'enclenchement peut être accrue avec la fonction de blocage croisé (“crossblock“). Ceci signifie qu'en cas de dépassement du taux d'harmonique dans une phase seulement, les trois phases du seuil IDIFF> seront bloquées. Le temps pendant lequel le blocage croisé doit être actif après détection d’un dépassement du seuil de courant différentiel est réglé à l’adresse 2072 BLOC.CROISE H.2. Ce réglage est introduit en multiples d'une période. La valeur de réglage 0 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 ∞. La durée de blocage à régler est fixée lors de la mise en service. La valeur réglée par défaut de 3 périodes est appropriée, comme l'a montré l'expérience de la pratique. Outre la deuxième harmonique, une autre harmonique, la énième harmonique, peut intervenir dans la stabilisation dans la 7UM62. L’adresse 2007 STAB n.HARM. permet de désactiver cette stabilisation par harmoniques ou de choisir l'harmonique. 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 conviennent dans ce cas pour la stabilisation. Comme, dans le cas de transformateurs, la troisième harmonique est souvent éliminée dans le transfo (ex : dans un enroulement en triangle), c'est la cinquième qui est appliquée la plupart du temps. Les harmoniques impaires absentes sur court-circuit interne jouent également un rôle stabilisant dans le cas de transformateurs-redresseurs. La proportion d'harmoniques bloquant la protection différentielle est réglée à l’adresse 2076 HARMONIQUE n. Si la 5e harmonique est utilisée pour stabiliser la surexcitation, elle peut, par exemple, être réglée sur une proportion de (valeur par défaut). La stabilisation par harmoniques fonctionne individuellement pour chaque phase. Comme pour la stabilisation à l'enclenchement, il est cependant possible de régler la protection de manière à ce que le dépassement du taux d’harmoniques admissible dans le courant sur une seule phase bloque également le seuil pour les phases restantes IDIFF> (fonction "blocage croisé"). Le temps pendant lequel le blocage croisé doit être actif après détection d’un dépassement du seuil de courant différentiel est réglé à l’adresse 2077 BLOC.CROISE.H.n. Ce réglage est introduit en multiples d'une période. La valeur de réglage (valeur par défaut) permet à la protection de déclencher si le transformateur est enclenché sur un défaut monophasé, même avec un pourcentage élevé d'harmonique dans une autre phase. La fonction "blocage croisé" reste active en continu avec un réglage ∞. Si le courant différentiel excède un multiple du courant nominal du transformateur qui a été défini à l’adresse 2078 IDIFFmax HM.n, la énième harmonique n'opère plus de stabilisation. Caractéristique de déclenchement Les paramètres de la caractéristique de déclenchement sont définis aux adresses 2021 à 2044. Pour la signification des paramètres, voir la figure suivante. Les numéros affectés aux plages de la caractéristique correspondent aux adresses de réglage. L'adresse 2021 I-DIFF> 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 enroulements du transformateur à protéger. La valeur de démarrage se rapporte au courant nominal correspondant à la puissance nominale apparente du transformateur. Pour les transformateurs, la valeur de réglage se trouve entre 0,2 et 0,4. Il faut vérifeir lors de la mise en service si le seuil de réponse choisi est au moins le double du courant différentiel stationnaire maximal survenant en service. Un second critère de démarrage est disponible en plus du critère de démarrage I-DIFF>. Indépendamment de la grandeur du courant de stabilisation, l’appareil déclenche dès que ce seuil (2031 I-DIFF>>) est franchi (plage de déclenchement instantané non stabilisé). Ce seuil doit être réglé sur une valeur supérieure à IDIFF>. Valeur de maintien : supérieure à l'inverse de la réactance de la tension relative de court-circuit du transformateur 1/uk fois le courant nominal du transformateur. 122 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger La caractéristique de déclenchement se compose de deux plages supplémentaires (voir figure suivante). L'adresse 2041 PENTE 1 détermine la pente de la première plage dont le point de départ est fixé par le paramètre 2042 ORIGINE 1. 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. Cette plage de la caractéristique limite la zone de stabilisation. Le réglage par défaut de 0,25 devrait suffir pour les plages de réglage jusqu'à 20 %. Pour des plages de réglage supérieures, le réglage doit être plus élevé. Figure 2-44 Paramètres définissant la forme de la caractéristique de déclenchement 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 2044 ORIGINE 2 et se rapporte au courant nominal du transformateur. La pente de la droite est définie à l’adresse 2043 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. Stabilisation complémentaire en cas de saturation d'un transformateur Une stabilisation supplémentaire est activée dans la zone des courants traversants très élevés en cas de courtcircuit externe ; elle est réglée à l'adresse 2061 STAB. DEF.EXT. (stabilisation de saturation). N'oubliez pas que le courant de stabilisation est la somme arithmétique des courants traversant les enroulements et est donc le double du courant traversant proprement dit. Il est donc conseillé de conserver la valeur par défaut de . La durée maximale de stabilisation supplémentaire est réglée à l'adresse 2062 T DEF.EXT. STAB sous forme de multiple d'une période. Ce temps est la durée maximale de blocage une fois qu'on a quitté la zone de stabilisation supplémentaire en cas de défauts externes à fort courant. Le réglage dépend entre autres du temps de déclenchement de la protection en aval. Le réglage par défaut de est tout à fait approprié. 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 2026 T I-DIFF> débute dès qu'un défaut interne est détecté dans le transformateur. 2036 T I-DIFF>> est la temporisation du seuil de déclenchement 2031 I-DIFF>>. Pour chaque échelon différentiel et pour chaque phase, il existe un échelon SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 123 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger temporel. La retombée de la temporisation est liée à la durée minimale de l'ordre de déclenchement valable pour toutes les fonctions de protection. Tous les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. 2.14.4 Conformité des transformateurs de courant La fonction de protection différentielle définit les exigences à respecter dans le choix des transformateurs de courant. Le seuil de déclenchement rapide (IDiff >>) déclenche les courts-circuits internes de forte intensité à l'aide du traitement de valeur instantanée. Pour choisir le courant primaire nominal du transformateur de courant, il faut recourir à la procédure la plus utilisée dans la pratique. Il doit être sélectionné de façon à être ≥ au courant nominal de l'objet à protéger. 2.14.4.1 Description fonctionnelle Recommandations de dimensionnement Les exigences applicables au comportement des transformateurs de courant correspondent au cas de courtcircuit externe en raison de la présence d'une éventuelle composante continue. La durée s'écoulant avant la saturation du TC doit être d'au moins 5 ms sur courant de court-circuit traversant. Les deux tableaux ci-dessous contiennent les recommandations relatives au dimensionnement. Les normes CEI 60044-1 et 60044-6 ont été respectées pour établir ces recommandations. Les équivalences nécessaires à la transcription de ces exigences en tensions sont données dans le tableau 2-7. Tableau 2-5 Facteur de surcharge Facteur limite de précision effectif requis Facteur limite de précision nominal associé où Ktd Facteur de dimensionnement transitoire IpCC Courant de court-circuit primaire symétrique IpN Courant nominal primaire des transformateurs RBC charge raccordée RBN Charge nominale RCt Charge interne Tableau 2-6 Contraintes de dimensionnement des transformateurs de courant Transformateur Facteur de dimensionnement transitoire Ktd ≥4 pour τN ≤ 100 ms Générateur > (4 à 5) pour τN > 100 ms Courant de court-circuit symétrique IpCC 124 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.14 Protection différentielle et ses éléments à protéger Transformateur Exemple uCC = 0,1 n’ > 40 Notes: Puissance ≥ 10 ou 15 VA utiliser de préférence des transformateurs de courant Exemple transfo réseau: identiques 10P10 10 à 15 VA (IsN = 1 A ou 5 A) Générateur xd’’ = 0,12 n’ > (34 à 42) Tenir compte de la charge interne Exemple : IN, G env. 1000 à 2000 A 5P15 15 VA (IsN = 1 A ou 5 A) IN, G = 5000 A 5P20 30 VA (IsN = 1 A ou 5 A) où uk Tension de court-circuit xd’’ réactance longitudinale subtransitoire IsN courant nominal secondaire du transformateur de courant τN constante de temps réseau Tableau 2-7 Tensions de coude IEC British Standard ANSI où U Tension coude n Chiffre de surintensité nominale IsN Courant nominal secondaire du transformateur RCN Charge nominale RTC Charge interne SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 125 Fonctions 2.15 Protection différentielle de terre 2.15 Protection différentielle de terre La protection différentielle du courant de terre détecte les défauts terre dans les générateurs et les transformateurs pour lesquels le point neutre est mis directement à la terre ou via une impédance de faible valeur. Elle est sélective et plus sensible que la protection différentielle classique (voir chapitre 2.14.1). La fonction de protection est utilisée notamment lorsque plusieurs générateurs sont raccordés sur un même jeu de barres et qu'un générateur est mis à la terre en régime de basse impédance. Une autre application est la protection de l'enroulement "étoile" du transformateur. Il est recommandé d'utiliser l'appareil de protection 7UT612 pour la protection des autotransformateurs, bobines de mise à la terre et bobines d'inductance. La protection homopolaire (chapitre 2.28) est utilisée en cas de mise à la terre à haute impédance des générateurs. 2.15.1 Description fonctionnelle Modes de raccordement La figure ci-dessous illustre deux types de réalisation caractéristiques. Dans le mode de raccordement 1, le courant homopolaire est calculé à partir des courants de phase mesurés et le courant du point neutre est mesuré directement. Ce principe est utilisé pour les transformateurs et les générateurs dont le neutre est directement mis à la terre (basse impédance). Dans le mode de raccordement 2, les deux courants homopolaires sont calculés à partir des courants de phase mesurés. L'objet à protéger se situe entre les transformateurs de courant. Cette méthode de mesure peut être utilisée pour les générateurs directement connectés au jeu de barres lorsque plusieurs générateurs alimentent le jeu de barres et que le neutre d'un des générateurs est mis à la terre. Figure 2-45 Variantes de raccordement de la protection différentielle de courant de terre Principe de mesure Les 2 modes de réalisation possibles de la protection différentielle de courant de terre ne se distinguent que par la mesure du courant homopolaire. C'est ce que montre la figure ci-dessous dans laquelle la définition du sens de circulation du courant est également indiquée. Ici s'applique la règle suivante: le sens conventionnel positif s'entend pour les courants circulant vers l'objet à protéger. 126 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.15 Protection différentielle de terre Figure 2-46 Raccordement et définition du sens conventionnel positif du courant Dans les deux principes, les courants de phase mesurés par les TCs placés côté ligne (il s'agit toujours du côté de raccordement 1 pour le 7UM62), sont additionnés vectoriellement pour former le courant homopolaire. La règle de calcul pour le côté 1 est la suivante: 3I01 = IL1C1 + IL2C1 + IL3C1 Il existe deux possibilités d'acquisition pour le deuxième courant homopolaire: Celui-ci peut être mesuré directement en tant que courant de neutre via l'entrée ITT2 (Ipn = ITT2). Le courant homopolaire peut être par ailleurs calculé à partir des courants de phase mesurés par les TCs placés côté point neutre (toujours le côté 2 pour le 7UM62. Les formules applicables sont les suivantes: 3I02 = Ipn = ITT2 ou 3I02 = IL1C2 + IL2C2 + IL3C2 En cas de défaut terre dans la zone protégée (cf figure 2-46, position de défaut 1), un courant Ipn circule systématiquement dans le neutre. Un courant homopolaire (3I02) traverse également les transformateurs de courants du côté 2. Un courant de terre (3I01) peut également alimenter le défaut (flèche en pointillés) suivant les conditions de mise à la terre dans le réseau. Ce courant est mesuré via les transformateurs de courants du côté 1. En raison de la définition du sens du courant, le courant homopolaire 3I01 est donc approximativement en phase avec le courant de neutre. Dans le cas d'un défaut terre en dehors de la zone protégée (voir figure ci-dessous, position de défaut 2), on constate également la présence d'un courant de neutre Ipn, d'un courant homopolaire mesuré via les transformateurs de courant du côté 2 (3I02) et d'un courant homopolaire mesuré via les transformateurs de courant du côté 1 (3I01). La valeur correspondante du courant homopolaire doit être la même aux trois points de mesure possibles. Etant donné la définition du sens conventionnel positif du courant (positif = circulation vers l'objet protégé) le courant homopolaire circulant côté 1 (3I01) est en opposition de phase par rapport au courant de neutre Ipn et au courant homopolaire calculé côté 2 (3I02). Figure 2-47 Exemple de défaut externe SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 127 Fonctions 2.15 Protection différentielle de terre En présence de défauts externes isolés de la terre caractérisés par de forts courants de défaut traversant la zone protégée, les phénomènes de saturation affectant les transformateurs de courant peuvent entraîner une restitution de courant secondaire non homogène selon les phases. Un déclenchement par ce courant de défaut doit être empêché. Le même phénomène est possible à l'enclenchement de fortes charges possédant une composante inductive élevée (caractérisées par de fortes constantes de temps) telles que les moteurs ou les transformateurs. La protection différentielle de terre dispose à cet effet de nombreuses fonctions de stabilisation qui se distinguent notablement des méthodes de stabilisation courantes (voir le chapitre "Mesures de stabilisation"). Evaluation des grandeurs de mesure La protection différentielle de terre compare la composante fondamentale des courants homopolaires mesurés de chaque côté (3I01 et 3I02) et en déduit le courant différentiel et de stabilisation. I0-Diff = | 3I01 + 3I02 | I0-Stab = | 3I01 | + | 3I02 | Le courant 3I02 peut être suivant l'application un courant homopolaire calculé à partir des courants de phase mesurés côté 2 ou le courant Ipn mesuré directement sur le neutre. En l'absence de défauts et avec des transformateurs de courant idéaux, les courants homopolaires ainsi que le courant différentiel et le courant de stabilisation sont nuls. L'influence des erreurs de mesure des transformateurs de courant est prise en compte à l'aide des fonctions de stabilisation illustrées par la caractéristique de déclenchement (voir figure ci-dessous). Sur défaut terre externe, le courant différentiel est nul ou faible et le courant de stabilisation est égal au double du courant de défaut. Le point défini par le couple de grandeurs se trouve dans la zone de stabilisation. Un défaut terre génère en revanche un courant différentiel et un courant de stabilisation de même valeur. On se trouve alors dans la zone de déclenchement (délimitée par la ligne en pointillés). Le seuil de mise en route est réglé au moyen du paramètre I-DIFF TERRE>. Figure 2-48 Caractéristique de déclenchement et de stabilisation Pour les applications dans lesquelles le courant de neutre est mesuré directement (ex : protection différentielle de terre pour transformateurs), la protection effectue, en plus de l'évaluation selon la caractéristique, une vérification du courant de neutre. Ce traitement complémentaire permet de faire face aux problèmes affectant les transformateurs de courant (restitution erronée du courant homopolaire par les TCs côté 1). Le courant de neutre doit ainsi dépasser le seuil de mise en route I-DIFF TERRE>. 128 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.15 Protection différentielle de terre Les courants sont exprimés par rapport au courant nominal de l'objet à protéger pour tenir compte des différentes valeurs de courant nominal primaire des transformateurs de courant côté 1 et côté 2. Mesures de stabilisation La protection différentielle de courant de terre a pour objet la détection des défauts caractérisés par un faible courant. Ceci implique un réglage sensible. Les différences de rapports de transformation observées entre les transformateurs de courants de chaque phase en mode transitoire constituent la véritable source d'erreur pour cette fonction de protection. Ces phénomènes proviennent des différences de restitution au secondaire du courant continu et du comportement du TC en cas de saturation. La protection doit donc répondre à l'exigence de sensibilité tout en évitant un fonctionnement intempestif en cas de défaut terre externe. Une règle de base veut que soient utilisés des transformateurs de courant de phase calibrés les uns par rapport aux autres afin que l'erreur de mesure (courant homopolaire résultant) soit minimale sur conditions stationaires. Les autres mesures stabilisantes sont: • l'évaluation complémentaire du courant de neutre (voir aussi ci-dessus) La mesure d'un courant via le TC point neutre signifie obligatoirement la présence d'un défaut terre. Ce critère permet de prévenir tout fonctionnement intempestif notamment en cas d'erreurs de mesure affectant les transformateurs de courant de phase. Cette mesure est également efficace en cas de courts-circuits sans contact à la terre. Sa mise en oeuvre suppose le raccordement de la protection à un transformateur de courant mesurant le courant de neutre. Elle n'est généralement pas possible avec les générateurs directement raccordés au jeu de barres. • Evaluation du sens du courant homopolaire Cette surveillance a pour objectif d'inhiber tout fonctionnement intempestif sur défaut terre externe. Le sens du courant homopolaire est évalué à cet effet. Dans des conditions idéales et en tenant compte de la définition du sens conventionnel positif du courant, les courants sont en phase sur défaut terre interne et en opposition de phase dans le cas d'un défaut externe. L'angle limite est 90°. La surveillance est divisée en 2 zones conformément à la figure ci-dessous. Une libération immédiate (zone I) ou un blocage (zone III) se produisent si le diagnostic est suffisamment clair. Le calcul d'un déphasage en zone II provoque la répétition du calcul. La décision est prise à l'issue de ce calcul. Si les courants homopolaires sont faibles (zone IV), le critère directionnel est sans effet. Dans ce cas, on prend 0°. Figure 2-49 Zones de fonctionnement du critère directionnel SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 129 Fonctions 2.15 Protection différentielle de terre • Surveillance du courant de phase La fonction de protection est bloquée sur dépassement d'un seuil maximum de courant de phase afin d'exclure tout fonctionnement intempestif sur saturation des transformateurs de courant suite à des courts-circuits externes. Les courants de phase mesurés côté 1 sont surveillés à cet effet. Le blocage est actif si un courant de phase dépasse le seuil. Ces blocages ne constituent pas un inconvénient étant donné que les défauts à fort courant sont détectés par d'autres fonctions de protection telles que la protection différentielle, la protection d'impédance et la protection à maximum de courant. • Surveillance de la tension homopolaire La surveillance du niveau de tension homopolaire est un critère recommandé si l'enclenchement de charges provoque la circulation de courants homopolaires au secondaire des TCs phases alors que le courant de neutre n'est pas directement évalué. Elle assure également une stabilisation en cas de courts-circuits externes sans contact à la terre. La tension homopolaire est calculée à partir des tensions phase-terre. La détection d'une tension homopolaire par la protection provoque l'émission d'un signal de libération. Logique Le traitement logique de tous les signaux, les principaux paramètres de réglage ainsi que les signalisations émises sont représentés sur le diagramme de la figure . La fonction peut être bloquée via l'information „>VerDiffTerre“ affectable sur entrée binaire. Cette information permet de procéder à d'autres blocages en utilisant la logique programmable CFC, lorsque par exemple la tension homopolaire mesurée sur l'entrée UT doit également être prise en considération. Cela est nécessaire en cas de raccordement des entrées de tension à un transformateur de tension avec connexion en V. La figure ci-dessous illustre le blocage par critère de courant de phase et la libération via la tension homopolaire calculée. S'y ajoutent la surveillance de la caractéristique de stabilisation par l'analyse du courant de neutre et la libération sur critère directionnel. La mise en route de la protection différentielle de terre s'effectue si toutes ces conditions sont remplies. En règle générale, la temporisation définie grâce au paramètre T IDIFF TERRE> est réglée sur zéro. 130 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.15 Protection différentielle de terre Figure 2-50 Logique de fonctionnement de la protection différentielle de terre avec 1) Application du générateur : Application du transformateur : 2.15.2 ILxCm toujours côté 1 ILxCm selon l'assignation des côtés Instructions de réglage Généralités Le fonctionnement de la protection différentielle de terre implique la configuration de la fonction de protection adaptée à l'application (cf chapitre 2.4) grâce au paramètre 121 DIFF. TERRE. Si l'objet à protéger est un générateur, il est possible de choisir entre l'application avec courant de neutre mesuré directement via ITT2 (Gén. avec ITT2) ou l'application avec courant calculé (Gén avec 3I0-C2). Le courant homopolaire mesuré directement est toujours utilisé sur protection transformateur. Il existe cependant une option concernant l'affectation des côtés (Transformat. C1 ou Transformat. C2). Les réglages adéquats sont à effectuer dans la rubrique "données de poste 1". Ceux-ci sont indispensables pour la mise à l'échelle et la définition du sens conventionnel positif (voir aussi paragraphes 2.5 et 2.14.1). Si l'entrée ITT2 est utilisée, le rapport de transformation (prim./sec.) du transformateur de courant de neutre et la borne de l'entrée ITT2 correspondant au raccordement à la terre du transformateur de courant doivent être déclarés (voir explications au paragraphe 2.5). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 131 Fonctions 2.15 Protection différentielle de terre Remarque Il faut tenir compte du fait que l'entrée ITT2 est de type sensible. L'amplitude de courant mesurable est limitée à √2 1,6 A. Il faut ainsi utiliser un transformateur de courant de point neutre dont le courant nominal secondaire est de 1 A. Si un transformateur de courant de 5 A est utilisé, il est recommandé d'utiliser un rapport de transformation plus élevé (de préférence supérieur d'un facteur 5). A l'adresse 2101 DIFF-TERRE la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Remarque La protection différentielle de terre est en position 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. Si ces réglages ne sont pas définis, des réactions imprévisibles peuvent survenir (y compris un déclenchement) ! Seuils de réponse Le réglage I-DIFF TERRE> (adresse 2110) est déterminant pour la sensibilité de la protection. Il correspond au courant de défaut terre qui entre par la mise à la terre du point neutre de l'élément à protéger (transformateur, générateur) ou qui provient du réseau. Pour ce réglage, il faut considérer le cas le plus défavorable qui est l'alimentation du défaut à partir d'un seul côté. La valeur de courant à régler se rapporte au courant nominal de l'objet ou du côté à protéger. La limite de sensibilité est en général définie par les transformateurs de courant. Une valeur de réglage comprise entre 0,1 et 0,15 I/InO est généralement appropriée. Les réglages d'usine peuvent être utilisés pour la caractéristique de stabilisation. Leur modification est possible avec le logiciel de dialogue DIGSI. Les paramétres avancés décrivent la pente de la caractéristique (2113 Pente) et l'origine de la demi-droite correspondante (2114 ORIGINE). Le paramètre 2102 permet de définir le blocage sur critère de courant de phase (DIFT I> BLOCAGE). Le seuil ne doit jamais, en règle générale, être supérieur au double du courant nominal. En cas de mise à la terre à basse impédance du point neutre, on peut appliquer la formule empirique suivante: Seuil = courant nominal + courant de terre résultant de la résistance au point neutre. La libération sur critère de tension homopolaire est choisie par rapport au domaine d'action de la fonction de protection. Une valeur du seuil de surveillance de 95 % de l'enroulement stator d'un générateur est en général appropriée. C'est pour cette raison que la valeur côté secondaire a été réglée sur 5,0 V (2103 DIFT LIBER. U0>). Si l'on ne veut pas utiliser la libération par critère de tension homopolaire, il faut régler le seuil sur 0,0 V. Remarque La tension homopolaire calculée à partir des tensions phase-terre est multipliée dans cette application par √3 et correspond ainsi à la tension sur un enroulement de type triangle ouvert. Aucun réglage n'est nécessaire pour la libération par critère directionnel (déphasage) ni pour l'évaluation complémentaire du courant de neutre mesuré directement. Dans certains cas de figure, il peut s'avérer utile de temporiser un peu l’ordre de déclenchement de la protection. Pour ce faire, il est possible de régler une temporisation supplémentaire (adresse 2112 T I-DIFF TERRE>). Normalement, cette temporisation est fixée à 0. Une durée de commande de déclenchement minimum est réglée de manière commune pour toutes les fonctions de protection (voir paragraphe 2.5.1, alinéa „Durée de commande“). 132 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.15 Protection différentielle de terre 2.15.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 2101 DIFF-TERRE Hors En Bloc. relais Hors Protection différentielle de terre 2102 DIFT I> BLOCAGE 1.0 .. 2.5 I/InO 1.5 I/InO Seuil du blocage courant de phase DIFT 2103 DIFT LIBER. U0> 1.0 .. 100.0 V; 0 5.0 V Seuil de tension homop. de lib. DIFT 2110 I-DIFF TERRE> 0.05 .. 2.00 I/InO 0.10 I/InO Seuil de mise en route Idiff terre 2112 T I-DIFF TERRE> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. I-DIFFTERRE 2113A Pente 0.00 .. 0.95 0.25 Pente caract. I-DIFF-TERRE> = f(SOM-I) 2114A ORIGINE 0.00 .. 2.00 I/InO 0.00 I/InO Origine pente de caract. de décl. 2.15.4 Liste d’informations N° 5803 Information Type d'info Explications >VerDiffTerre SgS >Verrouil prot. différentielle terre 5811 DifTer dés. SgSo Prot. diff. terre désactivée 5812 DifTer ver. SgSo Prot. diff. terre verrouillée 5813 DifTer active SgSo Prot. diff. terre active 5817 Dém DifTerre SgSo Démarrage général prot. diff. terre 5821 DéclDifTerre SgSo Déclenchement par prot. dif. terre 5833 DifT TC-PN: SgV Diff. terre: facteur d'adaption TC PN 5836 DifT fact-TC >< SgSo Diff.terre: fact.adapt TC trop gd/faible 5837 DifT TC-C1: SgV Diff. terre: fact. adaptation TC côté 1 5838 DifT TC-C2: SgV Diff. terre: fact. adaptation TC côté 2 5840 DIFT I> bloq. SgSo - 5841 Lib.DIFT p. U0> SgSo Libération DIFT par tension homopolaire 5845 I-DIFT> MR SgSo DIFT Mise en route -seuil I-DIFT> (Test) 5846 MRoute Caract. SgSo DIFT mise en route caractérist. (Test) 5847 I0-Diff: SgV I0-Diff sur décl. DIFT 5848 I0-Stab: SgV I0-Stab sur décl DIFT SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 133 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation 2.16 Protection contre les pertes d'excitation La protection contre les pertes d'excitation protège une machine synchrone d'un fonctionnement asynchrone et d'un suréchauffement local dans le rotor, en cas d'une excitation ou régulation défectueuse. En plus, elle empêche une menace de la stabilité du réseau, provoquée par une perte d'excitation d'une machine synchrone grande. 2.16.1 Description fonctionnelle Identification de la perte d'excitation La protection détecte les pertes d'excitation à partir des mesures des trois courants de phase, des trois tensions (critère statorique) et à partir de la tension d'excitation mesurée via l'entrée convertisseur de mesure CM3 (critère rotorique). La protection effectue un calcul d'admittance à partir des composantes directes de courant et de tension. Cette mesure de "résistivité" permet de s'affranchir des écarts de tension (par rapport à la tension nominale) dans l'évaluation de la limite de stabilité. De même, la caractéristique réglée dans la protection peut être adaptée de façon optimale à la caractéristique de stabilité de la machine. L'utilisation de la composante directe, assure un fonctionnement correct même en cas de déséquilibre en courant ou tension. Caractéristiques La figure suivante illustre le diagramme de fonctionnement de la machine synchrone dans le plan d'admittance (P/U2; –Q/U2) avec la limite de stabilité statique qui coupe l'axe imaginaire en 1/Xd (inverse de la réactance longitudinale synchrone). Figure 2-51 Diagramme d'admittance d'un turboalternateur La protection contre les pertes d'excitation de la 7UM62 dispose de trois caractéristiques (indépendantes), que l'on peut combiner librement. Il est ainsi possible de délimiter la caractéristique de stabilité statique de la machine à l'aide de deux caractéristiques partielles possédant les mêmes temporisations (T car 1 = T car 2), comme le montre la figure ci-dessous. Les caractéristiques partielles sont déterminées par la distance à l'origine (1/xd Kl.1) et (1/xd Kl.2) ainsi que par leur angle d'inclinaison α1 et α2. Le dépassement de la caractéristique ainsi constituée (1/xd cl.1)/α1; (1/xd cl.2)/α2 (dans l'image suivante côté gauche), provoque l'émission d'une alarme ou d'un signal de déclenchement temporisés (ex : 10 s). Cette temporisation est nécessaire pour permettre au régulateur de tension d'augmenter la tension d'excitation. 134 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation Figure 2-52 Critère statorique: Caractéristique de mise en route dans le diagramme d'admittance Une autre caractéristique (1/xd cl.3) /α3 peut être adaptée à la caractéristique de stabilité dynamique de la machine synchrone. Comme, lorsque cette caractéristique est dépassée, un fonctionnement stable de la machine n'est plus possible, il faut l’arrêter rapidement (Temporisation T CARACT. 3). Vérification de présence de la tension d'excitation Il est possible, en cas de panne du régulateur de tension ou de perte de tension d'excitation, de déclencher plus rapidement (temporisation T RAPIDE U<, ex : 1,5 s). Pour cela il faut informer la protection de la perte de tension d'excitation via une entrée binaire ou ramener la tension d'excitation via un diviseur de tension sur l'entrée CM3 tout en activant la fonction de supervision de la tension d'excitation grâce au paramètre 3012 MESURE UEXC (valeur à choisir =En). Le passage de la tension d'excitation mesurée en dessous d'un seuil réglable grâce au paramètre 3013 U EXCIT.< provoque un déclenchement rapide. La surveillance du niveau de tension d'excitation peut être remplacée ou complétée par une surveillance externe de tension d'excitation dont la mise en route est ramenée sur une entrée binaire de l'appareil. Un déclenchement rapide s'effectue également dans ce cas sur signalisation de perte de la tension d'excitation. Filtre passe bas De fortes harmoniques pouvant se superposer à la tension continue d'excitation (ex : du fait de la commande thyristor), la protection met en oeuvre, en plus du filtre numérique intégré, un filtre passe bas analogique sur le module C-I/O-6 destiné à l'acquisition de la tension d'excitation via l'entrée convertisseur de mesure. Ceci permet d'atténuer surtout les signaux de fréquences multiples de la fréquence d'échantillonnage, le filtre numérique ne pouvant pas amoindrir suffisamment ces composantes. La position des cavaliers enfichables à choisir pour l'activation de ce filtre est décrite dans le chapitre Montage et mise en service. Le filtre est activé à la livraison de l'appareil. La position des cavaliers et le réglage du paramètre 297 CONVERTISSEUR 3 (voir données du poste, paragraphe 2.5.1) doivent concorder. Dans le cas contraire, une signalisation de défaillance est émise et l'appareil est en mode "erreur" et non opérationnel. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 135 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation Blocage par manque de tension Le calcul de l'admittance nécessite une valeur minimale de la tension mesurée. Le calcul de l'admittance nécessite une valeur minimale de la tension mesurée. En cas de forte chute de tension (suite à un court-circuit) ou en cas de perte des tensions stator, la protection est bloquée par une surveillance intégrée de tension, dont le seuil de réponse 3014 Umin est préréglé à 25 V. La valeur du paramètre se réfère à des grandeurs composées (tension phase-phase). La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection contre les pertes d'excitation. Figure 2-53 136 Logique de fonctionnement de la protection contre les pertes d'excitation SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation 2.16.2 Instructions de réglage Généralités La protection de sous-excitation n'est active et accessible que si elle a été déclarée au préalable lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 130, PERTE EXCITAT. = Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 3001 PERTE EXCITAT., la fonction peut être activée En, désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Une autre condition préliminaire à remplir pour la configuration de cette protection est la saisie correcte des données de poste d'après le chapitre 2.5. Les caractéristiques de déclenchement de la protection contre les pertes d'excitation sont dans le diagramme de conductance, constituées de droites, qui, elles, sont définies par leur composante réactive d'admittance 1/xd (= distance aux coordonnées) et leur angle d'inclinaison α. Les droites (1/xd car.1)/α1 (caractéristique 1) et (1/xd car.2)/α2 (caractéristique 2) constituent la caractéristique statique de la protection contre les pertes d'excitation (voir la figure ci-dessous). (1/xd car.1) correspond à l'inverse de la réactance longitudinale synchrone Si le régulateur de tension de la machine synchrone possède une limitation de manque d'excitation, les caractéristiques statiques sont paramétrées de façon que ce dispositif puisse intervenir, avant que la caractéristique 1 ne soit atteinte (voir image 2-56). Figure 2-54 Caractéristique de la protection contre les pertes d'excitation dans le plan d'admittance Définition des caractéristiques Si le diagramme de puissance du générateur (voir la figure ci-dessous) est transformé dans la représentation favorisée (abscisse = puissance réactive positive; ordonnée = puissance active positive) envers le plan d'admittance (division par U2), la caractéristique de déclenchement peut directement être adaptée à la caractéristique de stabilité de la machine. Si l'on divise les grandeurs d'axe par la puissance nominale apparente, on obtient le diagramme de générateur en "per unit" (correspond à une représentation "per unit" du diagramme d'admittance). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 137 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation Figure 2-55 Diagramme de puissance d'un générateur à pôles saillants par unité Les paramètres de réglage primaires peuvent être directement lus sur le diagramme. Pour le réglage dans la protection, il faut les convertir en valeurs relatives. On peut utiliser la même formule de conversion, quand le réglage est effectué à partir de la donnée de la réactance longitudinale synchrone. où xdsec réactance longitudinale synchrone secondaire relative, xdMach réactance longitudinale synchrone relative de la machine, INmach Courant nominal de la machine UNMach tension nominale de la machine UN transf prim tension nominale primaire des transformateurs de tension IN transf prim courant nominal primaire des transformateurs de courant Au lieu de 1/xdMach on peut urtiliser approximativement la valeur IK0/IN, (avec IK0 = courant de défaut sur excitation à vide). 138 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation Exemple de réglage : Machine: UN machine = 6,3 kV IN machine = SN/√3 UN = 5270 kVA/√3 · 6,3 kV = 483 A xdMach = 2,47 (déterminé à partir des données du constructeur de la figure 2-55) transformateurs de courants IN transf prim = 500 A transformateurs de tension UN transf prim = 6,3 kV En multipliant cette valeur avec un facteur de sécurité d'environ 1,05 on obtient la valeur 1/xd CARACT. 1 à régler à l'adresse 3002. Pour la valeur de α1, on choisit soit l'angle limite de perte d'excitation du régulateur de tension, soit l'angle d'inclinaison lu sur la caractéristique de stabilité de la machine. La valeur de réglage ANGLE 1 se situe donc normalement entre 60° et 80°. Les constructeurs recommandent normalement une excitation minimale en ce qui concerne les faibles valeurs de puissance active. C'est pourquoi la caractéristique 1 est dissociée de la caractéristique 2 sur dans le domaine de faible puissance active. 1/xd CARACT. 2 est donc réglé sur 0,9 environ· (1/xd CARACT. 1), ANGLE 2 sur 90°. Ceci a pour résultat la limite de déclenchement pliée d'après la figure 2-54 (C1, C2), si les temporisations correspondantes T CARACT. 1 et T CARACT. 2 des deux caractéristiques sont pareilles. La caractéristique 3 nous permet d'adapter la protection aux limites de stabilité dynamiques de la machine. Si des données précises manquent, on choisit une valeur 1/xd CARACT. 3, qui se trouve approximativement entre la réactance longitudinale synchrone xd et la réactance transitoire xd'; dans tous les cas, elle doit être supérieure à 1. La valeur du paramètre ANGLE 3 est choisie en général entre 80° et 110°, afin que le déclenchement selon la caractéristique 3 ne soit provoqué que par la seule instabilité dynamique. La temporisation correspondante se règle à l'adresse 3010 T CARACT. 3 sur la valeur proposée dans le tableau 2-8. Figure 2-56 Diagramme de conductance d'un turboalternateur SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 139 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation Temporisations Quand une courbe de limite statique, constituée des caractéristiques 1 et 2, est dépassée, il faut tout d'abord permettre au régulateur de tension d'augmenter l'excitation; c'est la raison pour laquelle un avertissement dû à ce critère est temporisé de longue durée (au moins 10 s pour 3004 T CARACT. 1 et 3007 T CARACT. 2). Si en même temps, la tension d'excitation manque ou est trop faible, le critère rotorique est également excité, lorsque la vérification de présence de la tension d'excitation a été activée à l'adresse 3012 MESURE UEXC En et que le seuil paramétré U EXCIT.< à l'adresse 3013 a été dépassé par le bas ou que le manque de tension d'excitation est signalé à l'appareil via une entrée binaire. Dans ces cas, le démarrage doit être effectué avec une temporisation brève. Le réglage a lieu grâce au paramètre 3011 T RAPIDE U<. Les messages et ordres de déclenchement suivants sont habituellement attribués : Tableau 2-8 Configuration de la protection contre les pertes d'excitation Caractéristique 1 et 2 stabilité statique à action instantanée Signalisation d'excitation: exc < dec Caractéristique 1 et 2 stabilité statique longuement temporisé Déclenchements T CARACT. 1 = T CARACT. 2 ≈ Exc<1 DEC / Exc<2 DEC 10 s Caractéristique 1 et 2 perte de la tension d'excitation temporisation rapide T RAPIDE U< ≈ 1,5 s Déclenchement exc < surex < DECL caractéristique 3 stabilité dynamique temporisation rapide T CARACT. 3 ≈ 0,5 s Déclenchement Exc<3 DECL Remarque Une temporisation trop courte peut provoquer un fonctionnement intempestif en raison des phénomènes dynamiques de compensation. Nous conseillons alors de ne bas abaisser ces temps sous 0,05 s. Vérification de présence de la tension d'excitation La surveillance de la tension d'excitation est réglée à env. 50 % de la tension d'excitation à vide. En cas d'utilisation du générateur en fonctionnement de décalage de phase, le réglage du seuil de démarrage doit être encore plus faible et déterminé en fonction du cas d'application. Il faut tenir compte du fait que l'appareil est en général raccordé à la tension d'excitation par un diviseur de tension. où UExc 0 tension d'excitation à vide, kU rapport de transformation du diviseur de tension Exemple : 140 UExc N = 110 V UExc 0 = 40 V kU =0:1 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation 2.16.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 3001 PERTE EXCITAT. Hors En Bloc. relais Hors Protection contre perte d'excitation 3002 1/xd CARACT. 1 0.20 .. 3.00 0.41 Seuil de mise en route 1/xd caract. 1 3003 ANGLE 1 50 .. 120 ° 80 ° Inclinaison de la caractéristique 1 3004 T CARACT. 1 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Temporisation de la caractéristique 1 3005 1/xd CARACT. 2 0.20 .. 3.00 0.36 Seuil de mise en route 1/xd caract. 2 3006 ANGLE 2 50 .. 120 ° 90 ° Inclinaison de la caractéristique 2 3007 T CARACT. 2 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Temporisation de la caractéristique 2 3008 1/xd CARACT. 3 0.20 .. 3.00 1.10 Seuil de mise en route 1/xd caract. 3 3009 ANGLE 3 50 .. 120 ° 90 ° Inclinaison de la caractéristique 3 3010 T CARACT. 3 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporisation de la caractéristique 3 3011 T RAPIDE U< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation échelon rapide U< 3012 MESURE UEXC En Hors Hors Mesure de la tension d'excitation 3013 U EXCIT.< 0.50 .. 8.00 V 2.00 V Seuil de m. en route (tension d'excit.) 3014A Umin 10.0 .. 125.0 V 25.0 V Seuil de blocage à manque de tension SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 141 Fonctions 2.16 Protection contre les pertes d'excitation 2.16.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 5323 >Bloc SSE SgS >Blocage protection de sous-excitation 5327 >Bloc Caract. 3 SgS >Blocage prot. SSE caractéristique 3 5328 >UExcit.Manque SgS >SSE tension d'excitation manquante 5329 >Bloc Caract. 1 SgS >Blocage prot. SSE caractéristique 1 5330 >Bloc Caract. 2 SgS >Blocage prot. SSE caractéristique 2 5331 SSE inactive SgSo Protection de sous-excitation inactive 5332 SSE verrouill. SgSo Protection de sous-excitation verrouillée 5333 SSE active SgSo Protection de sous-excitation active 5334 SSE bloc. U1< SgSo Protection ss-excit. bloquage par ss-tension 5336 Uexcit.< SgSo Protection ss-excit. U d'excit. trop faible 5337 Excit.Prot.SSE SgSo Excitation protection sous-excitation 5343 Décl.SSE u<< SgSo Décl. SSE caractéristique 3 5344 Décl.SSE u<1 SgSo Décl. SSE caractéristique 1 5345 Décl.SSE u<2 SgSo Décl. SSE caractéristique 2 5346 DECL car.+Uexc< SgSo Déclenchement caractéristique + Uexcit.< 142 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.17 Protection retour de puissance 2.17 Protection retour de puissance La protection à retour de puissance sert comme protection pour une combinaison de turbine et générateur, si, au moment d'une perte de l'énergie d'entraînement, la machine synchrone entraîne comme moteur la turbine, et quand elle obtient la puissance traînée du réseau. Cette situation met en danger les aubes de turbine et doit être résolue rapidement par le déclenchement du disjoncteur principal. En plus, il y a le danger que, si la vapeur résiduelle n'est pas correctement transmise (clapets antiretour défectueux) après le déclenchement du disjoncteur, l'unité de générateurs à turbines accélère et dépasse la limite permise. C'est pourquoi, la déconnexion du réseau doit s'effectuer seulement après détection d'une consommation de puissance active. 2.17.1 Description fonctionnelle Identification du retour de puissance La protection de retour de puissance du 7UM62 calcule cette puissance active à la base des composantes symétriques des harmoniques des courants et tensions, et chaque fois en considérant les 16 dernières périodes. Le traitement des composantes directes rend la détection de retour de puissance indépendante des déséquilibres dans les courants/tensions, et correspond à la contrainte réelle à laquelle est soumis l'entraînement. La valeur calculée de la puissance active correspond à la puissance active totale. Comme l'angle de défaut entre les transformateurs de tension et de courant est pris en considération, la puissance est calculée exactement, même avec une grande puissance apparente et un petit cos ϕ. Le recalage se fait par un angle de correction constant W0 qui est déterminé lors de la mise en service de la protection. Cet angle de corection est configuré dans les données de poste 1 (voir chapitre 2.5). Temps de maintien de la mise en route Afin que les mises en route courtes puissent mener à un déclenchement, il est possible de prolonger la durée des impulsions de détection de retour de puissance. Pour cela on utilise le paramètre 3105 Temps de pose. Chaque flanc positif de l'impulsion déclenche cet échelon de nouveau, ce qui fait qu'un assez grand nombre d'impulsions aggrandit le signal de déclenchement au-delà des durées de temporisation. Ordre de déclenchement La commande de déclenchement est temporisée d'une durée réglable T sans ferm rap afin d'éviter le déclenchement sur retour de puissance de courte durée (pendant la synchronisation) ou sur oscillation de puissance (provoquée par un défaut sur le réseau). Lorsque la soupape à fermeture rapide est fermée, il suffit une faible temporisation. Si la position du soupape est prise en compte via entrée binaire (fermée), la temporisation courte T avec ferm rap est activée. La temporisation T sans ferm rap agissant en tant qu'échelon de réserve. Il est possible de bloquer le déclenchement par un signal externe. La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection à retour de puissance. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 143 Fonctions 2.17 Protection retour de puissance Figure 2-57 2.17.2 Diagramme logique de la protection de retour de puissance Instructions de réglage Généralités La protection de retour de puissance n'est active et accessible que si elle a été déclarée au préalable lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 131, RETOUR PUISS = Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 3101 RETOUR PUISS, la fonction peut être activée En, désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Il est impératif, en cas de retour de puissance, de déconnecter le turboalternateur du réseau, car l'exploitation de la turbine sans un minimum de transmission de vapeur (effet redroidissant) n'est pas permise. En ce qui concerne par ailleurs les turbines à gaz, la charge moteur est trop importante pour le réseau. Seuils de réponse La valeur de la puissance active consommée dépend des pertes par friction à dépasser, et elle a les dimensions suivantes: • turbines à vapeur: Pret/SN ≈ 1 % à 3 % • turbines à gaz: Pret/SN ≈ 3 % à 5 % • moteurs Diesel: Pret/SN > 5 % Mais nous conseillons de mesurer soi-même le retour de puissance avec la protection lors de l'essai primaire. Comme valeur réglée, on choisit la moitié de la puissance traînée mesurée, lisible des mesures d'exploitation (en pourcentage). Surtout pour les machines grandes avec une puissance traînée très petite, il est recommandé d'utiliser la possibilité de correction des défauts d'angle des transformateurs de courant/tension (voir sections 2.5 et 3.3). Le seuil de mise en route 3102 RETOUR PUISS> doit être réglé en pourcentage de la puissance nominale apparente secondaire SNsec = √3 · UNsec · INsec. La valeur primaire de puissance d'inertie est à convertir en valeur secondaire selon la formule suivante: 144 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.17 Protection retour de puissance où Psec puissance secondaire selon valeur à régler SNsec puissance nominale secondaire = √3 · UNsec · INsec Pmach puissance de la machine selon valeur à régler SN mach puissance nominale apparente de la machine UN mach tension nominale de la machine IN Mach Courant nominal de la machine UN prim tension nominale primaire des transformateurs de tension IN prim courant nominal primaire des transformateurs de courant temps de maintien de la mise en route A l'aide du temps de maintien d'excitation 3105 Temps de pose des excitations pulsées sont prolongées à la durée minimale réglée. Temporisations La détection d'un retour de puissance sans fermeture de la soupape rapide doit initier une temporisation avant déclenchement. Ceci autorise les brèves consommations de puissance suite à synchronisation de la machine ou lors des oscillations de puissance consécutives à un défaut sur le réseau. (ex : court-circuit triphasé). Normalement, une temporisation 3103 T sans ferm rap d'environ 10 s est réglée. Les défauts provoquant une fermeture de la soupape, (effectuée à l'aide d'un dispositif de surveillance de pression d'huile ou d'un contact de fin de position), sont déclenchés à l'échéance d'une faible temporisation. Le déclenchement ne peut s'opérer que s'il est acquis que le retour de puissance provient exclusivement du manque de puissance motrice de la part de la turbine. Une temporisation de déclenchement est donc nécessaire pour s'affranchir des oscillations de puissance active apparaissant lors d'une fermeture brusque de la valve, et attendre l'établissement d'une valeur stationnaire de puissance active. Ici, une valeur 3104 T avec ferm rap d'environ 1 à 3 s suffit, pour les turbines à gaz, on conseille environ 0,5 s. Les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 145 Fonctions 2.17 Protection retour de puissance 2.17.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 3101 RETOUR PUISS Hors En Bloc. relais Hors Protection de retour de puissance 3102 RETOUR PUISS> -30.00 .. -0.50 % -1.93 % Seuil de retour de puissance 3103 T sans ferm rap 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Temporisation sans fermeture rapide 3104 T avec ferm rap 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation avec fermeture rapide 3105A Temps de pose 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temps de pose 2.17.4 Liste d’informations N° Information Type d'info >blocage PRP 5086 >FermRapideValv SgS >PRP Fermeture Rapide Valve 5091 PRP inactive SgSo PRP protection retour puissance inactive 5092 PRP verrouillée SgSo PRP protection retour puiss. verrouillée 5093 PRP active SgSo PRP protection retour puissance active 5096 Excit. PRP SgSo Excit. protection retour de puissance 5097 Décl. PRP SgSo Décl. protection retour de puissance 5098 Décl.Valve SgSo Prot.ret. puiss:décl. + rapide valve 146 SgS Explications 5083 >blocage protection retour de puissance SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.18 Surveillance puissance aval 2.18 Surveillance puissance aval La protection de machine 7UM62 possède une surveillance du niveau de puissance réelle, qui reconnaît d'une part quand la valeur tombe sous le seuil de puissance réelle (réglable) et d'autre part le dépassement d'un autre seuil, réglable séparément. Chacune de ces fonctions peut initier différentes opérations de commande. Si, dans le cas de générateurs montés en parallèle, la puissance active délivrée par une des machines est si minime (qu'elle pourrait être fournie par les autres générateurs), il est souhaitable de mettre hors service la machine peu chargée. Le critère pour cela est que la puissance "aval" de la machine, transférée dans le réseau, tombe sous une certaine valeur. Il est souhaitable dans d'autres situations de lancer une opération de conduite, lorsque la puissance active mesurée dépasse une valeur donnée. La persistance d'un défaut électrique au sein d'un réseau doit parfois se traduire par l'ilôtage du réseau ou la séparation entre le réseau industriel et celui de la compagnie d'électricité. Les critères pour un tel ilôtage réseau sont, en dehors de la direction du flux de puissance, la tension (critère à minimum de tension), le courant (critère à maximum de courant) et la fréquence. Le 7UM62 peut ainsi être utilisé comme appareil de découplage de la machine du réseau. 2.18.1 Description fonctionnelle Mesure de la puissance active Il est possible de choisir en fonction de l'application entre une procédure de calcul lente mais précise (faisant la moyenne sur 16 périodes) et une procédure rapide (sans calcul de la moyenne). La procédure rapide convient particulièrement lorsque la protection est utilisée pour découpler la machine du réseau. La protection calcule la puissance active à la base de la composante directe des courants et tensions du générateur. La valeur calculée est alors comparée avec les valeurs réglées. Chacune des sous-fonctions peut être bloquée séparément par le biais d'informations affectables sur entrée binaire. Un blocage via entrée binaire peut également affecter l'ensemble de la fonction. La figure suivante représente le diagramme logique de la détection de la puissance aval. Figure 2-58 Logique de fonctionnement de la surveillance de puissance "aval" SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 147 Fonctions 2.18 Surveillance puissance aval 2.18.2 Instructions de réglage Généralités La protection à critère de puissance aval n'est active et accessible que si elle a été déclarée au préalable lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 132, PUISS AVANT = Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 3201 PUISS AVANT, la fonction peut être activée En, désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Seuils de mise en route, temporisations La configuration de la protection diffère beaucoup selon l'utilisation prévue. Il n'est pas possible de donner des indications universellement applicables. Les seuils de démarrage sont à régler en pourcentage de la puissance nominale apparente secondaire SNsec = √3 · UNsec · INsec. La puissance de la machine est alors à convertir en grandeurs secondaires. où Psec puissance secondaire selon valeur à régler SNsec puissance nominale secondaire = √3 · UNsec · INsec Pmach puissance de la machine selon valeur à régler SN mach puissance nominale apparente de la machine UN mach tension nominale de la machine IN Mach Courant nominal de la machine UN prim tension nominale primaire des transformateurs de tension IN prim courant nominal primaire des transformateurs de courant L'adresse 3202 permet le réglage du seuil inférieur de la puissance aval (P< AVANT) et l'adresse 3203 (P> AVANT) est responsable pour le réglage pour le seuil supérieur. Les adresses 3204 T P< et 3205 T P> permettent de paramétrer les temporisations correspondantes. Le paramètre 3206 COMPORT MESURE permet d'effectuer le choix entre la méthode de mesure rapide et la méthode de mesure précise pour le calcul de la puissance aval. Lorsque l'appareil est utilisé en tant que protection alternateur de centrale électrique, on préfèrera la méthode de mesure précise (cas normal). Si l'appareil est employé dans le cadre d'une fonction de découplage du réseau, il est conseillé d'adopter la méthode rapide. Les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. 148 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.18 Surveillance puissance aval 2.18.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 3201 PUISS AVANT Hors En Bloc. relais Hors Surveillance de puissance aval 3202 P< AVANT 0.5 .. 120.0 % 9.7 % Seuil de démarrage P< 3203 P> AVANT 1.0 .. 120.0 % 96.6 % Seuil de démarrage P> 3204 T P< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Temporisation T P< 3205 T P> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Temporisation T P> 3206A COMPORT MESURE précis rapide précis Type de comportement de mesure 2.18.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 5113 >Bloc SPA SgS >Blocage surveillance puissance aval 5116 >Bloc. Pa< SgS >Blocage SPA échelon Pa< 5117 >Bloc. Pa> SgS >Blocage SPA échelon Pa> 5121 SPA inactive SgSo Surv. puissance avant désactivée 5122 SPA verr. SgSo Surv. puissance avant verrouillée 5123 SPA active SgSo Surv. puissance avant active 5126 Excit. Pa < SgSo Excitation SPA échelon Pa< 5127 Excit. Pa > SgSo Excitation SPA échelon Pa> 5128 Décl. Pa < SgSo Déclenchement SPA échelon Pa< 5129 Décl. Pa > SgSo Déclenchement SPA échelon Pa> SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 149 Fonctions 2.19 Protection d'impédance 2.19 Protection d'impédance La protection à critère d'impédance est utilisée dans des schémas à temporisations échelonnées afin d'obtenir des temps de déclenchement courts, en cas de court-circuits au sein d'une machine synchrone, sur la liaison de raccordement vers le transformateur élévateur ou au sein du transformateur même. Elle assume par ailleurs la réserve de la protection principale du bloc machine et des protections situées en aval (protection différentielle générateur, protection différentielle du transformateur élévateur ou protection réseau). La protection à critère d'impédance du 7UM62 fonctionne toujours avec des courants du côté 2 (IL1, 2 ,3; S2). 2.19.1 Description fonctionnelle Démarrage La mise en route a pour objet la détection du défaut éléctrique et le lancement des mesures appropriées: • lancement de la temporisation de stade final t3, • identification des boucles de mesure concernées par le défaut, • libération du calcul de l'impédance, • libération de l'ordre de déclenchement, • signalisation de la phase en défaut. La mise en route s'effectue selon un critère à maximum de courant, au choix avec ou sans automaintien sur critère de minimum de tension. Après un filtrage numérique, les courants sont comparés à un seuil réglable. Le dépassement du seuil de courant est signalé pour chaque phase. Les signaux de mise en route sont utilisés afin de choisir les valeurs de mesure exploitables au diagnostic. En l'absence de maintien par critère à minimum de tension, la mise en route retombe dès que les courants repassent en dessous de 95 % du seuil de démarrage. Maintien à minimum de tension La tension d'excitation, lorsqu'elle est fournie par le réseau, peut chuter en cas de court-circuit proche. Ceci a pour conséquence la diminution du courant de défaut et peut même entraîner sa retombée en dessous du seuil de mise en route malgré la persistance du défaut. L'auto-maintien à basse tension (composante directe U1 des tensions) maintient l'excitation dans ce cas-là pour une durée réglable. La mise en route retombe à l'expiration de ce temps ou lorsque la tension remonte à 105 % du seuil à minimum de tension. Le maintien considère les phases, et commence avec l'excitation de T-MAINTIEN. La figure 2-59 illustre la logique de fonctionnement de la protection d'impédance. Détermination de l'impédance de défaut Le calcul de l'impédance de défaut est effectué à partir des courants et tensions des boucles directement concernées par le défaut. Le choix des grandeurs exploitables est ainsi réalisé à partir des informations issues de la mise en route (voir aussi tableau 2-9). 150 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.19 Protection d'impédance Choix de la boucle - Lors d'une mise en route monphasée, c'est la boucle phase-terre correspondante qui est utilisée. - Lors d'une excitation biphasée, la boucle phase-phase concernée est utilisée, et avec la tension composée correspondante pour le calcul de l'impédance. - Lors d'une mise en route triphasée, c'est la boucle phase-terre avec la valeur de courant la plus importante qui est utilisée. Si plusieurs phases possèdent la même valeur de courant, on procède selon la dernière ligne du tableau ci-dessous. Tableau 2-9 Sélection de la boucle de mesure Démarrage Boucle de mesure 1 broches L1 L2 L3 Phase-terre L1-T L2-T L3-T 2 broches L1, L2 L2, L3 L3, L1 Phase-phase, Calcul de UPP et IPP L1-L2 L2-L3 L3-L1 triphasée, L1,2*L2,L3 avec amplitudes dif- L2,2*L3,L1 férentes L3,2*L1,L2 phase-terre, sélection de la boucle avec le courant le plus grand UL (Imax) et IL (Imax) L2-T L3-T L1-T triphasée, avec amplitudes identiques phase-terre (quelconque, valeur de courant maximale) IL1=IL2=IL3 alors IL1 IL1=IL2 > IL3 alors IL1 IL2=IL3 > IL1 alors IL2 IL3=IL1 > IL2 alors IL1 L1, L2, L3 Cette méthode de sélection garantit la validité du calcul d'impédance notamment en cas de défaut côté réseau alimenté par la machine via le transformateur élévateur. Pour le défaut monophasé, cependant, il se produit une erreur de mesure, puisque la composante homopolaire n'est pas transmise par le transformateur élévateur (couplage ex : Yd5). Le tableau suivant décrit les défauts concernés et les erreurs de mesure induites. Tableau 2-10 Représentation des erreurs de mesure côté du générateur lors de défauts réseau (couplage via transformateur élévateur) Défaut réseau Représentation du défaut côté générateur Choix de la boucle Erreurs de mesure défaut triphasé défaut triphasé Phase-terre mesure toujours correcte défaut biphasé défaut triphasé Boucle phase-terre avec le plus grand courant mesure toujours correcte défaut monophasé défaut biphasé Boucle phase-phase impédance surestimée d'une valeur correspondant à l'impédance homopolaire SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 151 Fonctions 2.19 Protection d'impédance Figure 2-59 Logique de fonctionnement de la mise en route de la protection d'impédance Caractéristique de déclenchement La caractéristique de déclenchement de la protection est constituée par un polygone (voir aussi figure 2-60). Celui-ci est symétrique, bien que des défauts en amont (R et/ou X négatif) sont physiquement impossibles, si (comme dans la plupart des cas) le raccordement des transformateurs de courant s'effectue côté point neutre. Le polygone peut être décrit entièrement à l'aide d'un paramètre (impédance Z). Le calcul d'impédance est effectué à partir des vecteurs de courant et de tension associés aux boucles de calcul sélectionnées, et ceci tant que les conditions de mise en route sont réunies. Si l'impédance calculée se trouve à l'intérieur de la caractéristique de déclenchement, la protection lance, à l'échéance de la temporisation correspondante, un ordre de déclenchement. Comme la protection est construit à plusieurs étages, les zones de protection peuvent être choisies de façon que la première zone (ZONE Z1, ZONE1 T1) comprene p. ex. le générateur et l'enroulement basse tension du transformateur de machine, et la deuxième zone (ZONE Z2, ZONE2 T2) le bloc entier de la centrale électrique. Cependant, remarquez que le défaut terre uniphasé du côté haute tension est faussé par le montage en étoile/triangle du transformateur du côté basse tension. Un fonctionnement intempestif du stade concerné en cas de défaut réseau est pourtant exclu puisque les impédances mesurées à cette occasion sont trop importantes pour provoquer un déclenchement. Les erreurs en dehors de cette zone vont être déclenchées par l'échelon final de temps T ULTIME. Selon l'état de commutation du poste, il peut être souhaitable d'agrandir la zone à délai court ZONE Z1, ZONE1 T1. Si p.ex. le disjoncteur de puissance du côté haute tension est ouvert, le défaut peut, en cas d'un démarrage, seulement être dans le bloc de la centrale électrique. La position ("ouverte") des contacts auxiliaires du disjoncteur HT (si disponible) peut être ainsi utilisée pour asservir le fonctionnement d'une zone de "recouvrement" (portée plus importante) RECOUV. Z1B (voir aussi chapitre 2.19.3, figure „Echelonnement de la protection d'impédance“). 152 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.19 Protection d'impédance Figure 2-60 Caractéristiques de déclenchement de la protection d'impédance Logique de déclenchement La mise en route de la protection provoque le lancement de la temporisation T ULTIME ainsi que la sélection de la meilleure boucle de calcul exploitable. Les composantes de l'impédance associée à la boucle sont comparées avec les valeurs limites des zones configurées. Le déclenchement est effectué si l'impédance se trouve au sein d'une zone donnée jusqu'à l'échéance de la temporisation associée. La temporisation de la première zone Z1 ainsi que celle de la zone de recouvrement Z1B, sont en général nulles ou de faible valeur, c'est-à-dire, que le déclenchement se produit dès qu'il est acquis que le défaut se trouve dans cette zone. Le stade Z1B peut être activé de l'extérieur via une entrée binaire. La zone Z2, dont la portée peut couvrir une partie du réseau, est temporisée par rapport au premier stade (Z1). La retombée ne se produit qu'à la retombée de la mise en route à critère de courant, et non pas lorsque l'impédance quitte le polygone de déclenchement. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 153 Fonctions 2.19 Protection d'impédance Figure 2-61 2.19.2 Logique de fonctionnement de la protection d'impédance Blocage par antipompage Généralités La présence de phénomènes dynamiques comme par ex. les sauts de puissance, les courts-circuits, de courtes interruptions ou des manoeuvres de commutation peut produire des processus oscillatoires. La protection d'impédance est donc complétée par une fonction antipompage pour éviter tout déclenchement intempestif. Les oscillations de puissance constituent des phénomènes symétriques triphasés. La première condition à remplir est donc la symétrie complète des trois courants de phases qui est surveillée par le calcul des composantes inverses. Des courts-circuits asymétriques (tous les mono et biphasés) ne peuvent donc pas mettre 154 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.19 Protection d'impédance en route l'antipompage. La protection reconnaît par ailleurs l'apparition de courts-circuits asymétriques même si un pompage est en cours (et détecté comme tel). La fonction antimpompage est dans ce cas inhibée ce qui permet le déclenchement par la protection d'impédance. Le pompage est un phénomène lent en comparaison du court-circuit. La vitesse d'évolution de l'impédance peut donc être considérée comme un critère fiable de détection. Le pompage étant par ailleurs un phénomène symétrique, l'évaluation s'effectue grâce à l'impédance directe calculée à partir des composantes directes de courant et tension. Logique La figure ci-dessous représente la logique de fonctionnement du dispositif d'antipompage. La surveillance de la symétrie des courants est identifiable dans la partie supérieure. Une libération est générée sur mise en route triphasée sous réserve de l'absence de composante inverse de courant. La détection de pompage s'appuie sur un polygône de pompage (PPOL) englobant le polygône de déclenchement de la protection (APOL). L'écart entre les deux polygônes est réglage (pour les directions R et X). Il est possible de spécifier par réglage si le polygône de déclenchement se rapporte uniquement à la caractéristique Z1 ou aux caractéristiques Z1 & Z2. Dans le dernier cas, le polygône de déclenchement correspond à la valeur d'impédance maximale. Principe de mesure Le polygône de pompage, l'écart entre celui-ci et le polygône de déclenchement, le polygône de déclenchement ainsi que la vitesse d'évolution de la valeur d'impédance constituent le critère de détection utilisé par le dispositif d'antipompage. La première valeur d'impédance calculée suite à l'entrée dans le polygône de pompage (au temps Ten) est comparée à la dernière valeur hors du polygône (au temps Ten-Δt). Le temps Δt est défini par l'intervalle de mesure égal à une période. Si la vitesse d'évolution de l'impédance est inférieure à la valeur réglée ΔZ/Δt, la protection détecte un pompage. Le blocage de la protection d'impédance se produit dès que le vecteur d'impédance pénètre dans le polygône de déclenchement APOL. Si la première valeur d'impédance (première au sens chronologique) reconnue à l'intérieur de PPOL se trouve simultanément dans APOL, la protection diagnostique un court-circuit puisque la détection de pompage nécessite la reconnaissance (dans la chronologie d'évolution) d'au moins une impédance dans la bande de pompage (domaine situé entre PPOL et APOL). L'écart entre le polygône de pompage PPOL et le polygône de déclenchement APOL ainsi que la vitesse d'évolution ΔZ/Δt sont ajustés l'un à l'autre de façon à ce que les pompages soient enregistrés de façon sûre et que le blocage s'effectue sur la zone d'impédance souhaitée (Z1 ou Z1 & Z2) de la protection d'impédance. Le blocage est interrompu si au moins une des conditions suivantes est remplie: le vecteur d'impédance mesuré quitte le polygône de déclenchement ou de pompage, la vitesse limite d'évolution de l'impédance est franchie ou les critères de pompage ne sont plus vérifiés en raison de l'asymétrie des courants. La durée du blocage est, de plus, limitée par une durée paramétrable (T ACTION). Blocage des stades d'impédance En règle générale, le dispositif antipompage est appliquée au stade Z1 puisque sa temporisation T1 est faible. La temporisation T2 de la zone Z2 doit être dans ce cas réglée à une valeur élevée. La zone de recouvrement Z1B ne peut être par définition affectée d'aucun pompage puisqu'aucune autre machine n'est raccordée à la machine protégée en cas de disjoncteur de réseau ouvert. Le stade à maximum de courant non directionnel (T3) n'est pas soumis non plus au blocage par le dispositif antipompage. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 155 Fonctions 2.19 Protection d'impédance Figure 2-62 Logique de focntionnement du dispositif antipompage de la protection d'impédance Z(Tencl) Premier valeur dans le polygone de pompage (au moment Tencl) Z(Tencl-Δt) Dernier valeur à l'extérieur du polygone de pompage PPOL Polygone de pompage APOL Polygone de déclenchement ΔZ/Δt Vitesse d'évolution du vecteur d'impédance 2.19.3 Instructions de réglage Généralités La protection d'impédance n'est active et accessible que si elle a été déclarée au préalable lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 133, PROT. IMPEDANCE = Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 3301 PROT. IMPEDANCE la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Démarrage La valeur du courant de charge maximum est particulièrement dimensionnante pour le réglage de la fonction de mise en route (à maximum de courant). Une mise en route provoquée par une surcharge doit impérativement être exclue! Le seuil de mise en route 3302 IMP I> doit donc être réglé au-dessus du courant de (surcharge) maximal attendu. Réglage recommandé: 1,2 à 1,5 fois le courant nominal de la machine. La logique de démarrage correspond à celle de la protection à maximum de courant temporisée indépendante UMZ I>. Si l'excitation vient des bornes de générateur, et si alors le courant de défaut peut baisser sous le seuil de démarrage (adresse 3302), l'auto-maintien à basse tension est activé, c'est-à-dire l'adresse 3303 MAINTIEN U< est réglée sur En. Le réglage de l'auto-maintien à basse-tension U< (adresse 3304) est effectué sur une valeur située juste en dessous du minimum admissible de la tension composée, p.ex. sur U< = 75 % à 80 % de la tension nominale. Le temps de maintien (adresse 3305 T-MAINTIEN) doit être supérieur au temps maximal de résolution de défaut en cas de réserve (conseil: adresse 3312 T ULTIME + 1 s). 156 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.19 Protection d'impédance Impédance (grades d') La protection possède les caractéristiques suivantes, qui peuvent être réglées indépendamment: 1. zone (zone rapide Z1) avec les paramètres de réglage ZONE Z1 réactance = portée, ZONE1 T1 = 0 ou temporisation courte, si nécessaire. Zone de recouvrement Z1B, contrôlée de manière externe via entrée binaire, avec les paramètres de réglage RECOUV. Z1B réactance = portée, RECOUV.T1B T1B = 0 ou temporisation courte, si nécessaire. 2. zone (zone Z2) avec les paramètres de réglage ZONE Z2 réactance = portée, ZONE2 T2 Il faut choisir la valeur de T2 de façon qu'elle dépasse la durée échelonnée de la protection de réseau. Etage final non-directionnel avec le paramètre de réglage T ULTIME T ULTIME est à choisir de façon qu'elle suréchelonne la deuxième ou troisième étage de la protection préliminaire à distance du réseau. La protection d'impédance couvre en général une partie du transformateur élévateur de la machine, il faut choisir un réglage en considérant la plage de régulation du transformateur. Pour la ZONE Z1, on choisit normalement une portée d'environ 70 % de la zone à protéger (c'est-à-dire environ 70 % de la réactance du transformateur) sans ou avec une temporisation courte (c'est-à-dire ZONE1 T1 = 0,00 s à 0,50 s). La protection éliminera alors les défauts sur cette portée à l'issue de son temps de fonctionnement et à l'échéance de la courte temporisation paramétrée. Une temporisation de 0,1 s est préférée. Pour la ZONE Z2, on pourrait régler la portée sur environ 100 % de la réactance du transformateur respectivement avec une impédance de réseau ajoutée. La zone correspondante ZONE2 T2 est à choisir de façon qu'elle suréchelonne les appareils de protection de réseau des lignes suivantes. Le temps T ULTIME correspond à la temporisation de ultime réserve. L'impédance primaire (limitation de portée au transformateur élévateur) peut en général se calculer comme suit: où kR portée de la zone de protection [%] uK tension de court-circuit relative du transformateur [%] SN puissance nominale du transformateur [MVA] UN tension nominale du transformateur côté machine [kV] Les impédances primaires asont à convertir en valeurs secondaires (BT) Comme suit: Le courant nominal de la protection (= courant nominal secondaire des transformateurs de courant) est automatiquement pris en compte par l'appareil. Les rapports des transformateurs de courant et de tension ont par ailleurs été déclarés (ou sont à déclarer) à l'appareil dans la rubrique de réglage des données poste (voir chapitre 2.5). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 157 Fonctions 2.19 Protection d'impédance Exemple : Données du transformateur: uK =7% SN = 5,3 MVA UN = 6,3 kV Rapports de transformation: Rapport transformateur de courant = 500 A/1 A Ceci permet de calculer la valeur primaire à choisir en zone 1 pour obtenir une portée de 70 %: On obtient une valeur de réglage pour le côté secondaire de la zone 1 sous l'adresse 3306 ZONE Z1 de: Remarque En présence d'un appareil 5-A et d'un courant nominal TC de 5-A, le calcul devient: De la même façon, on peut calculer, la réactance primaire de la zone 2 correspondant à une portée de 100%: On obtient une valeur de réglage pour le côté secondaire de la zone 2 sous l'adresse 3310 ZONE Z2 de: 158 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.19 Protection d'impédance Figure 2-63 Plan d'échelonnement de la protection d'impédance de la machine – Exemple Zone de recouvrement Z1B La zone de recouvrement Z1B (adresse 3308 RECOUV. Z1B) est un échelon commandé de l'extérieur. Elle n'a pas d'influence sur la zone Z1. Il ne se produit donc aucune permutation de zone: la zone de recouvrement peut être activée ou désactivée en fonction de la position du disjoncteur de puissance du côté haute tension. En règle générale, la zone Z1B est activée, sur détection de position "ouverte" du disjoncteurr côté haute tension. Dans ce cas, la mise en route de la protection d'impédance ne peut être provoquée que par un défaut dans le domaine du bloc "machine + transformateur". C'est pourquoi, la zone à déclenchement rapide peut sans problème être élargie à 100 % - 120 % du domaine protégé, sans perte de sélectivité. La zone Z1B est activée à l'aide d'une entrée binaire, commandée par le contact auxiliaire du disjoncteur (voir figure 2-63). La temporisation 3309 RECOUV.T1B est associée à la zone de recouvrement. Stade ultime Pour les défauts extérieurs aux zones Z1 et Z2, la fonction agit comme une protection de surintensité temporisée. Son temps non-directionnel T ULTIME est réglé de façon qu'il suréchelonne la deuxième ou troisième étage de la protection préliminaire à distance du réseau. Blocage par antipompage Le blocage par antipompage n'est activé que si l'adresse 3313 ANTIPOMPAGE a été réglée sur En. Pour la distance entre le polygone de pompage et le polygone de déclenchement (paramètre : POL.P-POL. DEC (adresse 3314)) ainsi que de la vitesse de changement (paramètre : dZ/dt (adresse 3315)), il faut trouver un compromis pertinent. Il faut tenir compte du fait que la vitesse de changement n'est pas constante. Plus on s'approche de l'origine des ordonnées, plus elle est faible. Les rapports du poste, comme l'impédance entre les systèmes de pompage et la fréquence de pompage déterminent en outre la vitesse de changement (voir également la section 2.20 protection contre perte de synchronisme). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 159 Fonctions 2.19 Protection d'impédance La formule suivante permet d'estimer la vitesse de changement : Signification des abréviations : X réactance entre les sources de pompage fp fréquence de pompage δ angle de pompage La figure 2-64 montre un exemple d'évolution de la vitesse de changement fonction de l'angle de pompage. Pour un angle de 180°, la vitesse de changement est la plus faible. Plus on regarde largement dans le réseau (donc angle plus grand ou plus petit), plus l'accélération est grande. Figure 2-64 Tracé de la vitesse d'évolution (fp = 1 Hz; X = 10 Ω) Pour cette raison, il faut encore coordonner la valeur de réglage dZ/dt avec le saut d'impédance en cas de survenue de court-circuit. On détermine l'impédance minimale de service (ZL, min), forme la différence avec la valeur de réglage de la zone d'impédance (p. ex. Z1) et on calcule les gradients d'impédance en tenant compte de l'intervalle de mesure d'une période. Exemple : Umin = 0,9 UN, Imax = 1,1 IN, uK = 10 %, Δ t = 20 ms 160 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.19 Protection d'impédance UN = 100 V, IN = 1 A Si on choisit le facteur de sécurité 4, dZ/dt ne doit jamais être réglé à plus de 500 Ω/s (ou 100 Ω/s pour les transformateurs 5 A). Le réglage par défaut est choisi avec une valeur dZ/dt de 300 Ω/s, suffisante pour la plupart des applications. On en déduit également la distance minimale PPOL - APOL à condition qu'une valeur d'impédance existe entre PPOL et APOL pour la détection de pompage. PPOL - APOL > dZ/dt · Δt = 300 Ω/s · 0,02 s = 6 Ω (valeur de réglage choisie : 8 Ω) Les autres paramètres réglables sont des paramètres avancés et n'ont, en général, pas besoin d'être modifiés. Adresse : Paramètre Commentaire 3316 BLOCAGE PAR Le réglage est , puisque cet échelon est faiblement temporisé ou pas du tout. La temporisation de Z2 est déterminée par la protection de résau et elle est supérieure. (voir également les indications ci-dessous) 3317 T ACTION L'option sélectionnée par défaut est . Le temps est fonction de la fréquence de pompage minimale. La question de savoir si un pompage peut conduire ou non à un fonctionnement intempestif de la protection d'impédance dépend pour l'essentiel de la durée de présence du vecteur d'impédance dans le polygone de déclenchement. Cette durée ne peut être déterminée de façon fiable que par des calculs "transitoires". Si l'on connaît la vitesse d'évolution à 180°, on peut prévoir approximativement la durée. T = 2 · Zcaractéristique /dZ/dt (180°) On obtient les valeurs ci-dessous: Zcaractéristique = Z1 = 4 Ω dZ/dt (180°) = 20 Ω/s T = 2 · 4 Ω/20 Ω/s = 0,4 s Pour des temporisations supérieures à 0,4 s, un blocage antipompage n'est pas nécessaire. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 161 Fonctions 2.19 Protection d'impédance 2.19.4 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant. Adr. Paramètre 3301 PROT. IMPEDANCE 3302 IMP I> C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications Hors En Bloc. relais Hors Protection d'impédance 5A 0.50 .. 100.00 A 6.75 A 1A 0.10 .. 20.00 A 1.35 A Seuil de mise en route par critère I> 3303 MAINTIEN U< En Hors Hors Maintien mise en route par critère U< 3304 U< 10.0 .. 125.0 V 80.0 V Seuil U< pour critère de maintien 3305 T-MAINTIEN 0.10 .. 60.00 s 4.00 s Durée de maintien par critère U< 3306 ZONE Z1 5A 0.01 .. 26.00 Ω 0.58 Ω Zone d'impédance Z1 1A 0.05 .. 130.00 Ω 2.90 Ω 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Temporisation de déclenchement Zone Z1 5A 0.01 .. 13.00 Ω 0.99 Ω 1A 0.05 .. 65.00 Ω 4.95 Ω Impédance de zone de recouvrement Z1B 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Tempo. de zone de recouvrement Z1B 5A 0.01 .. 13.00 Ω 0.83 Ω Zone d'impédance Z2 1A 0.05 .. 65.00 Ω 4.15 Ω 3307 ZONE1 T1 3308 RECOUV. Z1B 3309 RECOUV.T1B 3310 ZONE Z2 3311 ZONE2 T2 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation de déclenchement Zone Z2 3312 T ULTIME 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s Tempo. de décl. de l'échelon ultime 3313 ANTIPOMPAGE En Hors Hors Antipompage 3314 POL.P-POL. DEC 5A 0.02 .. 6.00 Ω 1.60 Ω 1A 0.10 .. 30.00 Ω 8.00 Ω Ecart polygône de pompage-pol. de décl. 5A 0.2 .. 120.0 Ω/s 60.0 Ω/s 1A 1.0 .. 600.0 Ω/s 300.0 Ω/s 3315 dZ/dt Vitesse d'évolution dZ/dt 3316A BLOCAGE PAR Z1 Z1 et Z2 Z1 Antipompage bloque 3317A T ACTION 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s Temps d'action de l'antipompage T-Action 162 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.19 Protection d'impédance 2.19.5 Liste d’informations N° Information Type d'info SgS Explications 3953 >Blocage IMP >Blocage protection d'impédance 3956 >ZoneEtendueZ1B SgS >Libération zone étendue Z1B par EB 3958 >Bloc IMP I>+U< SgS >Blocage du maintien par min. de U (IMP) 3961 IMP inactive SgSo Protection d'impédance inactivée 3962 IMP verrouillée SgSo Protection d'impédance verrouillée 3963 IMP active SgSo Protection d'impédance active 3966 Excit. IMP SgSo Excitation protection d'impédance 3967 Excit. IMP L1 SgSo Excitation prot. d'impédance phase L1 3968 Excit. IMP L2 SgSo Excitation prot. d'impédance phase L2 3969 Excit. IMP L3 SgSo Excitation prot. d'impédance phase L3 3970 Excit. I>+U< SgSo IMP excitation sous-tension (I>+U<) 3976 IMP Pendul. SgSo IMP pendulaison 3977 Décl. Z1< SgSo Déclench. échelon Z1< prot. impédance 3978 Décl. Z1B< SgSo Déclench. échelon Z1B< prot. impédance 3979 Décl. Z2< SgSo Déclench. échelon Z2< prot. impédance 3980 Décl. IMP T3> SgSo Décl. pro. impédance dernier échelon tps SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 163 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme Selon l'état de commutation du réseau et des générateurs sources, des phénomènes oscillatoires peuvent se produire à la suite de phénomènes dynamiques tels que des sauts de charge, des courts-circuits déclenchés trop lentement, de courtes pauses sans tension (réenclencheur) ou des manoeuvres de commutation. Ces phénomènes sont constitués d'oscillations de puissance qui menacent la stabilité des réseaux. Les problèmes de stabilité proviennent avant tout des oscillations de puissance active qui peuvent conduire à un glissement et donc à une forte sollicitation des générateurs. 2.20.1 Principe de mesure Généralités La protection contre les pertes de synchronisme repose sur la mesure d'impédance, une méthode qui a fait ses preuves, et l'évaluation de la courbe du vecteur d'impédance. La protection détermine à cet effet l'impédance à partir des composantes directes de courant et tension elles-mêmes calculées à partir des fondamentales des trois courants et des trois tensions. En fonction de l'évolution de l'impédance et donc en fonction de la localisation du centre anti-pompage, il est décidé si le générateur doit être séparé ou non du réseau. La perte de synchronisme peut être illustrée par un modèle simple. La figure ci dessous représente la tension du générateur UG et la tension du réseau UN. Les impédances du réseau, du transformateur et du générateur se situent entre ces tensions et peuvent être regroupées pour former une impédance totale Ztot. Figure 2-65 Modèle illustrant un pompage Le point de mesure m sépare l'impédance totale en deux impédances m · Ztot et (1-m) · Ztot. Pour l'impédance au point de mesure, l'équation suivante s'applique: Le courant I ne dépend pas du point de mesure m et s'exprime comme suit: La tension U au point de mesure se calcule comme suit: 164 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme On obtient ainsi : δ est ici l'angle entre la tension du générateur et la tension du réseau. Cet angle dépend, en fonctionnement normal, de l'état de la charge et est constant. Lors d'une perte de symétrie, l'angle change, en revanche, de manière continue et prend toutes les valeurs comprises entre 0° et 360°. La figure ci-dessous représente la courbe d'impédance au point de mesure m d'après l'équation mentionnée ci-dessus. L'origine du plan d'impédance correspond au lieu de montage de l'appareil de protection (point de mesure du jeu de transformateurs de tension). Pour un rapport constant UN/UG et un angle variable δ, la courbe d'évolution de l'impédance a la forme de cercles. Le centre et le rayon sont définis par le rapport UN/UG. Les centres des cercles se situent tous sur un axe qui est déterminé par la direction de Ztot. Pour deux valeurs extrêmes δ = 0° et δ = 180°, on obtient la valeur d'impédance maximale et minimale. Si le point de mesure correspond au centre électrique du système, la tension mesurée ainsi que l'impédance de fonctionnement sont nulles pour δ = 180°. Polygone de pompage Le polygône de pompage réglable dans les quatre directions et au niveau de son angle d'inclinaison ϕP est utilisé comme caractéristique de mesure. Une adaptation optimale aux conditions du poste est ainsi possible. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 165 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme Figure 2-66 2.20.2 Courbe d'impédance au point de mesure m Logique de la protection de perte de synchronisme Le polygône de pompage apparaît encore plus clairement dans la figure suivante. Pour renforcer la lisibilité, l'angle d'inclinaison choisi ϕP est de 90°. Les impédances paramétrables Za, Zb, Zc et (Zd–Zc) servent à spécifier le polygône de pompage. Le polygône est construit symétriquement par rapport à son axe longitudinal. En amont, on effectue une mesure vers le générateur avec Zb, en aval, on mesure vers le transformateur élévateur (Zc) et dans un deuxième stade vers le réseau (Zd). Le polygone de pompage est partagé en deux. La caractéristique 1 représente la zone inférieure du rectangle (c'est-à-dire la partie non hachurée). La caractéristique 2 représente la partie supérieure hachurée. Selon la position du centre de pompage dans le réseau ou à proximité du bloc, le vecteur d'impédance traversera la caractéristique 2 ou le domaine de la caractéristique 1. L'endroit auquel la ligne médiane (= axe imaginaire) du polygône est traversée est déterminant pour l'affectation. Les oscillations sont des phénomènes symétriques triphasés. La symétrie des courants mesurés constitue par conséquent la première condition. Celle-ci est considérée remplie si la composante inverse I2 du système de courants reste en dessous d'une valeur limite alors que dans le même temps la composante directe I1 dépasse le seuil de courant minimum. 166 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme Figure 2-67 Polygône de pompage avec courbes caractéristiques de pompage La détection d'une perte de synchronisme suppose que le vecteur d'impédance entre dans le polygône de pompage d'un côté, qu'il franchisse l'axe imaginaire ou la ligne médiane de la caractéristique et qu'il quitte le polygône du côté opposé (perte du synchronisme, cas (1) et 2)). Ce phénomène est caractérisé par le fait que les composantes réelles des impédances complexes (se référant au système de coordonnées décalé par rotation de ϕP) ont des signes différents à l'entrée et à la sortie du polygône. Il est possible également que le pompage se traduise par le fait que le vecteur d'impédance pénètre dans le domaine du polygône de pompage et le quitte du même côté. Dans ce cas, le phénomène de pompage tend à se stabiliser (cas (3) et (4)). La détection d'une perte de synchronisme, effective si le vecteur d'impédance a franchi une caractéristique, provoque l'émission d'une signalisation (avec indication de la caractéristique ayant été franchie) et l'incrémentation d'un compteur n1 (pour la caractéristique 1) et n2 (pour la caractéristique 2). La mise en route de la protection contre les pertes de synchronisme s'effectue dès que l'un des compteurs passe à 1. Chaque incrémentation du compteur produit une signalisation de perte de synchronisme qui disparaît après un temps de signalisation paramétrable. La signalisation de mise en route retombe à l'issue d'un temps de maintien paramétrable (ceci se traduisant par la remise à zéro du compteur). Chaque nouvelle incrémentation du compteur provoque le redémarrage du temps de maintien. Un ordre de déclenchement est émis lorsque le nombre paramétré de traversées du polygône de pompage est atteint. Celui-ci reste maintenu pendant au moins le temps paramétrable T MAINTIEN. La temporisation fixant la largeur minimum de l'impulsion de déclenchement T COMDEC MIN. n'est lancée qu'à la retombée de la mise en route. La logique de fonctionnement de la protection contre les pertes de synchronisme est représentée sur la figure ci-dessous. Celle-ci est exécutée en deux stades et peut être bloquée par une entrée binaire. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 167 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme Figure 2-68 2.20.3 Logique de fonctionnement de la protection contre les pertes de synchronisme Instructions de réglage Généralités La protection de perte de synchronisme n'est active et accessible que si elle a été déclarée au préalable lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 135) PERTE SYNCHRON. comme étant Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 3501 PERTE SYNCHRON., la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloquE(Bloc. relais). Démarrage Pour l'autorisation de la mesure, une valeur minimale de la composante directe des courants 3502 LIBERATION I1> doit être dépassée par valeur supérieure (démarrage par surintensité). En outre, en raison de la condition de symétrie, une valeur maximale de la composante inverse des courants 3503 LIBERATION I2< ne doit pas être dépassée. En général, la valeur de réglage LIBERATION I1> est choisie supérieure au courant nominale, soit environ à 120 % de IN afin d'empêcher un démarrage par surcharge. En fonction du réseau, des valeurs de réponse plus petites sont également autorisées. La mesure (voir diagramme logique) est ensuite éventuellement autorisée en permanence. Pour la condition de symétrie, le seuil de démarrage de la composant inverse du courant LIBERATION I2< est réglé sur environ 20 % IN. 168 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme Valeurs d'impédance Pour la détermination des valeurs de réglage, les impédances de la zone à protéger repérées par l'appareil de protection sont déterminantes. En direction du générateur (vu du lieu de montage du jeu de transformateurs de tension), il faut tenir compte de la réactance de pompage du générateur que l'on peut fixer approximativement égale à la réactance transitoire Xd' du générateur. On calculera donc la réactance transitoire relative au côté secondaire et on réglera pour Zb ≈ Xd' (voir figure suivante). Figure 2-69 Polygone de pompage La conversion entre Xd' et la réactance relative xd' s'exprime ainsi : où Xd' Réactance transitoire du générateur xd' Réactance transitoire relative UN, Gén Tension nominale primaire du générateur IN, Gen Courant nominal primaire du générateur RTcour Rapport transformateur de courant RTtens Rapport transformateurs de tension On obtient selon le type du générateur et la valeur de courant nominal secondaire pour une tension nominale secondaire de UN = 100 V, respectivement de 120 V les zones de réactance présentées dans le tableau suivant. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 169 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme Tableau 2-11 Réactances transitoires relatives du générateur exprimées en valeurs secondaires Type de générateur xd' Rotor à pôles lisses 0,13...0,35 7,5 Ω...20,2 Ω 9,4 Ω...24,3 Ω 1,5 Ω...4,0 Ω 1,9 Ω...4,9 Ω Rotor à pôles saillants 0,20...0,45 11,5 Ω...26,0 Ω 13,9 Ω...31,2 Ω 2,3 Ω...5,2 Ω 2,8 Ω...6,2 Ω Xd' Xd' Xd' Xd' UN = 100 V/ IN = 1 A UN = 120 V/ IN = 1 A UN = 100 V/ IN = 5 A UN = 120 V/ IN = 5 A Le générateur étant habituellement raccordé au réseau via un transformateur élévateur, le réglage de zone vers le réseau est choisi de façon à ce que la protection de perte de synchronisme puisse couvrir l'intérieur du transformateur à une profondeur de 70 à 90 % par sa caractéristique 1 et une zone s'étendant vers le réseau avec sa caractéristique 2. Le paramétrage de Zc à l'adresse 3506 est donc sélectionné de façon à correspondre à 70 % - 90 % de l'impédance de court-circuit XCC du transformateur. La caractéristique 2 couvre la partie restante de l'impédance de court-circuit du transformateur et éventuellement en complément une portion de la liaison de raccordement au réseau. L'impédance correspondant à la caractéristique 2 est paramétrée à l'adresse 3507 Zd - Zc. Le tableau ci-dessous donne des valeurs typiques d'impédances de court-circuit de transformateurs XCC exprimées en valeurs secondaires pour des courants nominaux secondaires de IN = 1 A et IN = 5 A. Tableau 2-12 Impédances de court-circuit de transformateurs, exprimées en grandeurs secondaires XCC XCC XCC XCC UN = 100 V/ IN = 1 A UN = 120 V/ IN = 1 A UN = 100 V/ IN = 5 A UN = 120 V/ IN = 5 A Type de générateur uk Rotor à pôles lisses 8 %...13 % 4,6 Ω...7,5 Ω 5,5 Ω...9,0 Ω 0,9 Ω...1,5 Ω 1,1 Ω...1,8 Ω Rotor à pôles saillants 3 %...16 % 1,7 Ω...9,0 Ω 2,1 Ω...11,1 Ω 0,3 Ω...1,8 Ω 0,4 Ω...2,2 Ω La largeur du polygône de pompage est définie à l'aide du paramètre Za. Cette valeur de réglage 3504 Za est définie par l'impédance totale Ztot et peut être déduite de l'équation présentée dans la figure ci-dessous. Pour Ztot, il est possible d'utiliser soit la somme des valeurs de réglage Zb et Zd (angle de pompage entre générateur et réseau), soit la somme provenant de Zb et Zc (angle de pompage entre le générateur et le transformateur élévateur). C'est cette deuxième option qui a été choisie pour le préréglage du paramètre 3504 Za. On suppose, pour simplifier, qu'on tend à avoir un angle de pompage δ = 120° et que la tension du générateur UG et la tension de réseau UN ont la même amplitude: 170 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme Figure 2-70 Polygône de pompage avec vecteur d'impédance et angle δ Fréquence maximale de pompage En choisissant la largeur Za du polygône de pompage, on définit aussi la fréquence maximale de pompage mesurable. Partant du principe qu'au moins deux valeurs d'impédance doivent être détectées à l'intérieur du polygône même sur pompages rapides (les valeurs de mesure doivent être dans le cas limite aussi éloignées l'une de l'autre que le polygône est large), on peut en déduire la fréquence de pompage maximale mesurable fP: On obtient ainsi pour une fréquence nominale de 50 Hz (T = 20 ms) et le réglage recommandé ci-dessus: comme fréquence maximale de pompage détectable. L'angle d'inclinaison ϕ du polygône de pompage est paramétrable (adresse 3508 PHI POLYGON) et peut donc être adapté de façon optimale aux conditions du poste. Exemple : Données du générateur: xd' = 0,20 UN = 6,3 kV IN = 483 A Données du transformateur: uK =7% SN = 5,3 MVA UN = 6,3 kV SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 171 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme Rapports de transformation: transformateurs de courants RTC = 500 A/1 A On peut en déduire la réactance secondaire transitoire du générateur: Comme Zb ≈ Xd', ce résultat correspond au réglage choisi pour le paramètre 3505 Zb. L'impédance de court-circuit secondaire du transformateur élévateur est calculée comme suit: Si l'on choisit la caractéristique 1 de façon à ce qu'elle couvre 85 % du transformateur, on obtient pour le réglage de Zc ≈ 0,85 · 4,2 Ω ≈ 3,6 Ω. En supposant que l'impédance de la portion de ligne supplémentaire à protéger associée à la partie restante (0,15 · 4,2 Ω) de l'impédance de court-circuit du transformateur s'élève à 10 Ω, on obtient alors pour la valeur de réglage 3507 Zd - Zc = 6,4 Ω. La largeur du polygône de pompage Za est déterminée par l'impédance totale Ztot. Dans cet exemple de calcul, Ztot est calculée à partir de l'impédance de la caractéristique 1 (somme de la réactance du générateur et part de l'impédance de court-circuit du transformateur = somme des valeurs de réglage de Zb et Zc = 12 Ω + 3,6 Ω = 15,6 Ω): Za ≈ 0,289 · 15,6 Ω ≈ 4,5 Ω. Nombre de périodes de pompage Le paramètre 3509 REP. MES. CAR.1 permet de régler le nombre de périodes de pompage qui entraîne le déclenchement en cas de franchissement de la caractéristique 1. En l'absence de calculs particuliers, il est recommandé d'utiliser un réglage de 1 (ou 2) étant donné qu'on ne doit pas attendre trop longtemps en cas de pompages dans le domaine du "bloc générateur + transformateur", que la fréquence de pompage évolue généralement en augmentant et que la sollicitation de la machine s'en trouve ainsi accrue. En revanche, les pompages dont le centre se situe côté réseau sont moins critiques et autorisent en règle générale un nombre plus élevé de traversées de la caractéristique 2 si bien que le paramètre 3510 REP. MES. CAR.2 est généralement réglée à 4. Un temps de maintien est lancé à chaque franchissement de la caractéristique 1 ou 2 (adresse 3511T MAINTIEN). Une fois le temps de maintien écoulé, la mise en route retombe par la réinitialisation des compteurs n1 ou n2. Le dernier pompage pompage est alors "oublié". Le temps de maintien doit donc dépasser la période maximale d'un cycle de perte de synchronisme (c-à-d. sur fréquence de pompage minimum). Les valeurs de réglage classiques se situent entre 20 s et 30 s. Chaque incrémentation des compteurs n1 (ou n2) réamorce le temps de maintien et génère une signalisation "Perte de synchronisme caractéristique 1" (ou "perte de synchronisme caractéristique 2"). Ces signalisations disparaissent dès le temps paramétré à l'adresse 3512 T SIGNAL. écoulé. Si ce temps est supérieur au temps s'écoulant entre deux traversées de pompage, la signalisation "Perte de synchronisme caractéristique 1(2)" apparaît lors de la première détection d'une perte de synchronisme et disparaît suite à la dernière détection de perte de synchronisme au bout du temps paramétré T SIGNAL.. 172 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme 2.20.4 Vue d'ensemble des paramètres Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant. Adr. Paramètre C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 3501 PERTE SYNCHRON. Hors En Bloc. relais Hors Prot. contre les pertes de synchronisme 3502 LIBERATION I1> 20.0 .. 400.0 % 120.0 % Seuil de libération de mesure I1> 3503 LIBERATION I2< 5.0 .. 100.0 % 20.0 % Seuil de libération de mesure I2< 3504 Za 5A 0.04 .. 26.00 Ω 0.90 Ω 1A 0.20 .. 130.00 Ω 4.50 Ω Résistance Za du polygône (largeur) 5A 0.02 .. 26.00 Ω 2.40 Ω 1A 0.10 .. 130.00 Ω 12.00 Ω 5A 0.02 .. 26.00 Ω 0.72 Ω 1A 0.10 .. 130.00 Ω 3.60 Ω 5A 0.00 .. 26.00 Ω 1.28 Ω 1A 0.00 .. 130.00 Ω 6.40 Ω 3505 3506 3507 Zb Zc Zd - Zc Réactance Zb du polygône (amont) Réactance Zc du polygône (aval car.1) Diff. de réactance car. 2 car. 1 3508 PHI POLYGON 60.0 .. 90.0 ° 90.0 ° Angle d'inclinaison du Polygône 3509 REP. MES. CAR.1 1 .. 10 1 Nbre de pompage à travers caract. 1 3510 REP. MES. CAR.2 1 .. 20 4 Nbre de pompage à travers caract. 2 3511 T MAINTIEN 0.20 .. 60.00 s 20.00 s Temps de maintien caractéristiques 1et 2 3512 T SIGNAL. 0.02 .. 0.15 s 0.05 s Tps maintien sign. perte sync. car1 et 2 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 173 Fonctions 2.20 Protection contre les pertes de synchronisme 2.20.5 Liste d’informations N° 5053 Information >Verr. PRS Type d'info SgS Explications >Verrouill. Prot. Rupture Synchronisme 5061 PRS active SgSo Prot. Rupture Synchronisme(PRS) inactive 5062 PRS verr. SgSo Prot. Rupture Synchronisme verrouillée 5063 PRS inactive SgSo Pror. Rupture Synchronisme active 5067 PRS caract. 1 SgSo PRS prot. rupture synchro. caract. 1 5068 PRS caract. 2 SgSo PRS prot. rupture synchro. caract. 2 5069 Exc.PRS 1 SgSo Excitation prot. rupture synchro. 1 5070 Exc.PRS 2 SgSo Excitation prot. rupture synchro. 2 5071 Décl. PRS1 SgSo Déclench. prot. rupture synchro. 1 5072 Décl. PRS2 SgSo Déclench. prot. rupture synchro. 2 174 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.21 Protection à manque de tension 2.21 Protection à manque de tension Cette protection détecte les chutes de tension d'équipements électriques et prévient le passage dans les états de fonctionnement non permis ainsi que les pertes de stabilité. Les défauts biphasés ou les défauts terre provoquent une baisse asymétrique des tensions. Contrairement aux systèmes de mesure évaluant séparément chaque tension de phase, la détection de la composante directe n'est pas influencée par ces évènements, et est particulièrement avantageuse pour l'évaluation des problèmes de stabilité. 2.21.1 Description fonctionnelle Fonctionnement Pour les raisons mentionnées plus haut, la composante directe est calculée sur la base des composantes fondamentales des trois tensions phase-terre, et ceci est transmis à la fonction de protection. La protection à minimum de tension dispose de deux seuils réglables. Le passage en dessous d'un seuil provoque l'émission d'une signalisation de mise en route. La persistance de la mise en route au-delà de la temporisation associée au seuil provoque l'émission de l'ordre de déclenchement. Pour que la protection ne produise pas de fausse alarme lors d'une perte de tension secondaire, chaque seuil peut être bloqué séparément ou au même titre que l'ensemble de la fonction via une ou plusieures entrées binaires. L'information de blocage peut être initiée par exemple par les mini-disjoncteurs protégeant le secondaire des transformateurs de tension. De plus, un blocage automatique des deux seuils s'effectue suite au démarrage de la supervision "Fuse–Failure–Monitor" intégrée (voir chapitre 2.42.1). Si une mise en route est déjà observée alors que l'appareil passe dans le mode de fonctionnement 0 (c'est-àdire, qu'il n'y a pas de grandeurs de mesure exploitables, ou que la plage de fréquence permise a été quittée), celle-ci est automaintenue. Le déclenchement dans ces conditions est ainsi garanti. Le maintien peut être interrompu par l'augmentation de la tension directe au-delà de la valeur de retombée, ou par la génération de l'information de blocage. En l'absence de mise en route au préalable (p.ex. lors de la mise tension auxiliaire de l'appareil sans grandeurs de mesure), aucune mise en route et aucun déclenchement ne se produisent. Lors du passage dans l'état de fonctionnement 1 (à l'application de grandeurs de mesure, donc), il peut éventuellement se produire un déclenchement immédiat. Nous conseillons donc d'activer l'entrée de blocage de la protection à minimum de tension à travers le contact auxiliaire du disjoncteur, et ainsi de bloquer cette fonction après un déclenchement de la protection. La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection à minimum de tension. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 175 Fonctions 2.21 Protection à manque de tension Figure 2-71 2.21.2 Logique de fonctionnement de la protection à minimum de tension Instructions de réglage Généralités La protection à minimum de tension n'est active et accessible que si elle a été déclarée au préalable lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 140) SOUSTENS comme étant Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 4001 MIN U, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Valeurs de réglage Veuillez tenir compte du fait que les composantes directes des tensions et donc aussi les seuils de réponse sont évalués en tant que grandeurs composées (tension simple √3). Le premier échelon de la protection à minimum de tension est normalement réglé à 75 % de la tension nominale de la machine, ce qui correspond au réglage du paramètre 4002 U< (Ph-T) sur 75 V. Le réglage de la temporisation 4003 T U< est à choisir de façon à déclencher en cas de chutes de tension pouvant provoquer un fonctionnement instable. La temporisation doit cependant être suffisamment importante pour éviter un déclenchement lors de courtes chutes de tension. Pour le second échelon, il faut associer un seuil de mise en route plus bas 4004 U<< (Ph-T) p.ex. = 65 V avec une temporisation plus courte 4005 T U<< p.ex. = 0,5 s, pour obtenir une adaptation approximative au comportement de stabilité des consommateurs. Tous les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. Le rapport de retombée 4006 COMP RETOMB peut être finement ajusté aux conditions d'exploitation. 176 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.21 Protection à manque de tension 2.21.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4001 MIN U Hors En Bloc. relais Hors Protection à manque de tension 4002 U< (Ph-T) 10.0 .. 125.0 V 75.0 V Echelon U< (mesure phase-terre) 4003 T U< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s Tempo. prot. manque de tension TU< 4004 U<< (Ph-T) 10.0 .. 125.0 V 65.0 V Echelon U<< (mesure phaseterre) 4005 T U<< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Tempo. prot. manque de tension TU<< 4006A COMP RETOMB 1.01 .. 1.20 1.05 Comportement de retombée U<,U<< 2.21.4 Liste d’informations N° 6503 Information >Bloquer U<(<) Type d'info Explications SgS >Bloquer protection à manque de U 6506 >Bloquer U< SgS >Bloquer échelon U< 6508 >Bloquer U<< SgS >Bloquer échelon U<< 6530 U<(<) dés. SgSo Prot. à min. de U désactivée 6531 U<(<) bloquée SgSo Prot. à min. de U bloquée 6532 U<(<) act. SgSo Prot. à min. de U active 6533 Démarrage U< SgSo Dém. prot. à manque de tension, éch. U< 6537 Démarrage U<< SgSo Dém. prot. à manque de tension, éch. U<< 6539 Décl. U< SgSo Décl. prot. voltmétrique, échelon U< 6540 Décl. U<< SgSo Décl. prot. voltmétrique, échelon U<< SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 177 Fonctions 2.22 Protection à maximum de tension 2.22 Protection à maximum de tension La protection à maximum de tension a pour objet la protection de l'équipement électrique et des parties de l'installation reliées à celui-ci contre les élévations de tension et d'empêcher ainsi la déterioration de leur isolation. Ces élévations se produisent par exemple par fausse manœuvre (en cas d'une commande manuelle du système d'excitation), en cas de défaut du régulateur de tension automatique, suite à un découplage à pleine charge d'un générateur, avec un générateur séparé du réseau ou en ilôtage. 2.22.1 Description fonctionnelle Fonctionnement On peut sélectionner au choix si les tensions composées ou les tensions phase-terre doivent être surveillées. En cas de forte surtension, un déclenchement à temporisation courte sera choisi. En cas d'élévation de tension de moindre importance, une temporisation plus longue donnera l'occasion au régulateur de tension de ramener la tension dans les conditions normales. Les seuils de tension et les temporisations peuvent être réglés individuellement pour les deux échelons. Chaque échelon peut être bloqué séparément ou en même temps via entrée(s) binaire(s). La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection à maximum de tension. Figure 2-72 2.22.2 Diagramme logique de la protection à maximum de tension Instructions de réglage Généralités La protection à maximum de tension n'est active et accessible que si elle a été déclarée au préalable lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 141) SURTENSION comme étant Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 4101 MAX U, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). 178 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.22 Protection à maximum de tension Valeurs de réglage Les grandeurs de mesure traitées par la protection sont configurées à l'adresse 4107 VAL MES. Le préréglage (cas normal) correspond au traitement des tensions composées (= U-LL). Pour les machines à basse tension avec neutre mis à la terre, choisissez les tensions phase-terre (= U-LE). A noter que les valeurs réglées se réfèrent toujours à des grandeurs composées même lorsque les grandeurs de mesure évaluées sont les tensions phase-terre. La configuration des seuils et temporisations de la protection à maximum de tension s'effectue selon la vitesse à laquelle le régulateur de tension peut palier parfaitement aux élévations de tension. La protection ne doit pas intervenir dans le processus de recalage normal du régulateur de tension. La caractéristique à deux seuils doit donc rester toujours au-dessus de la caractéristique tension/temps) du processus de régulation. L'échelon longuement temporisé 4102 U> (Ph-T) et 4103 T U> doit intervenir lors de surtensions stationnaires. Il est réglé sur une valeur comprise entre 110 % et 115 % UN et est temporisé selon la rapidité du régulateur entre 1,5 s et 5 s. Lors d'un découplage à pleine charge du générateur, la tension augmente dans un premier temps, en fonction de la tension transitoire, jusqu'à ce que le régulateur de tension la rabaisse à sa valeur nominale. L'échelon U>> est réglé en tant que fonction rapide de façon à ce que le fonctionnement transitoire (en cas d'un découplage à pleine charge) ne mène pas à un déclenchement. Habituellement, on règle le paramètre 4104 U>> par ex. à environ 130 % UN avec une temporisation 4105 T U>> allant de 0 à 0,5 s. Tous les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. Le rapport de retombée 4106 COMP RETOMB peut être ajusté finement par rapport aux conditions d'exploitation et peut être utilisé pour l'élaboration de signalisations très précises (ex. : alimentation du réseau par un parc d'éoliennes). 2.22.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4101 MAX U Hors En Bloc. relais Hors Protection à maximum de tension 4102 U> (Ph-T) 30.0 .. 170.0 V 115.0 V Echelon U> (mesure phase-terre) 4103 T U> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s Temporisat. prot. à max. de tension TU> 4104 U>> 30.0 .. 170.0 V 130.0 V Tension de démarrage U>> 4105 T U>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation T U>> 4106A COMP RETOMB 0.90 .. 0.99 0.95 Comportement de retombée U> 4107A VAL MES U-LL U-LE U-LL Val. de mes. pour la prot de surtension SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 179 Fonctions 2.22 Protection à maximum de tension 2.22.4 Liste d’informations N° 6513 Information Type d'info Explications >Bloquer U>(>) SgS >Bloquer prot. à max. de U 6516 >Bloquer U> SgS >Bloquer échelon U> 6517 >Bloquer U>> SgS >Bloquer échelon U>> 6565 Max U dés. SgSo Protection à max. de tension désactivée 6566 Max U bloquée SgSo Protection à max. de tension bloquée 6567 Max U act. SgSo Protection à max. de tension active 6568 Démarrage U> SgSo Dém. prot. à max. de tension, échelon U> 6570 Décl. U> SgSo Décl. prot. à max. de tension, éch. U> 6571 Excit. U>> SgSo Excit. prot. de surtension, échelon U> 6573 Décl. U>> SgSo Décl. prot. de surtension, échelon U>> 180 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.23 Protection de fréquence 2.23 Protection de fréquence La protection fréquencemétrique a pour objet la détection des variations de fréquences anormales affectant le générateur. Si la fréquence mesurée se situe en dehors de la plage de fréquence admissible, les manoeuvres nécessaires, telles que le découplage du générateur, seront initiées. Une diminution de fréquence se produit lorsque le système subit une augmentation de la demande de charge active, ou en cas de mauvais fonctionnement du régulateur de fréquence ou du régulateur de la vitesse de rotation. La protection de diminution de fréquence est aussi utilisée sur les générateurs fonctionnant (temporairement) en îlot puisque, dans ce cas, la protection de retour de puissance ne pourra pas fonctionner correctement du fait de la perte de la puissance d’excitation. La protection de diminution de fréquence permet d'isoler le générateur du réseau. Une augmentation de fréquence se produit par exemple en cas de délestage des charges (réseau îloté) ou en cas de mauvais fonctionnement du régulateur de fréquence. Notez que, dans ce cas, le risque d’autoexcitation des machines existe si celles-ci sont connectées à une longue ligne sans transit. Grâce aux fonctions de filtrage utilisées, la mesure devient pratiquement indépendante des influences, des harmoniques ce qui permet d'obtenir une grande précision. 2.23.1 Description fonctionnelle Augmentation/Diminution de fréquence La protection fréquencemétrique est constituée de quatre échelons de fréquence f1 à f4. Pour que la protection puisse s'adapter librement aux exigeances du site, ces échelons sont utilisables au choix en tant que fonction à minimum ou à maximum de fréquence. Ils sont réglables indépendamment, ce qui rend possible la réalisation de différentes fonctions de commande. Le paramétrage choisi détermine la fonction de chaque échelon. Pour l'échelon de fréquence f4, il est possible de décider indépendamment du seuil paramétré, si cet échelon doit fonctionner comme échelon à maximum ou à minimum de fréquence. C'est pourquoi il est utilisable pour des applications spéciales, si par exemple une signalisation est désirée quand la fréquence devient supérieure à un seuil inférieur à la fréquence nominale. Plages de travail La fréquence peut être déterminée tant que la composante directe des tensions dispose d'un niveau suffisant. Si la tension mesurée tombe en dessous d'un seuil réglable U MIN, la protection fréquencemétrique est bloquée, car le signal mesuré ne permet plus le calcul exact de valeurs de fréquence. Au sein de la protection à maximum de fréquence, un maintien de la mise ne route est effectué, lors du passage dans l'état de fonctionnement 0, si la dernière fréquence mesurée a été de >66 Hz. L'ordre de déclenchement retombe par blocage de la fonction ou en revenant dans l'état de fonctionnement 1. Si la dernière fréquence mesurée avant le passage dans l'état de fonctionnement 0 est <66 Hz, la mise en route retombe. En ce qui concerne la protection à minimum de fréquence, le passage dans l'état de fonctionnement 0 rend inopérant le calcul de la fréquence (en raison d'une valeur de fréquence trop basse), et mise en route ou déclenchement retombent. Temporisations/Logique Un déclenchement peut être temporisé à l'aide d'un seul échelon placé en aval. Une fois ce laps de temps écoulé, la commande de déclenchement est émise. La retombée de la mise en route provoque la retombée de l'ordre de déclenchement sous réserve de l'écoulement de la durée de commande minimum paramétrée. Chacun des quatre échelons de fréquence peut être bloqué séparément par le biais d'entrées binaires. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 181 Fonctions 2.23 Protection de fréquence Figure 2-73 2.23.2 Diagramme logique de la protection fréquencemétrique Instructions de réglage Généralités La protection fréquencemétrique ne peut être active et n'est accessible qu'après avoir configuré le paramètre 142 FREQUENCE f <> sur Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 4201 FREQUENCE f<>, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou alors activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Seuils de réponse La configuration de la fréquence nominale du poste et du seuil de fréquence de chacun des échelons FREQUENCE 1 à FREQUENCE 4 est paramétrée comme protection d'augmentation ou de diminution. Si le seuil est réglé sur une valeur plus faible que la fréquence nominale, il s'agit d'un échelon à minimum de fréquence. Si le seuil est réglé sur une valeur plus élevée que la fréquence nominale, il s'agit d'un échelon à maximum de fréquence. Remarque Si le seuil est réglé sur la même valeur que la fréquence nominale, l'échelon est inactif. L'échelon f4 ne se définit de cette manière que si le paramètre 4214 SEUIL f4 est réglé sur Automatique (réglage par défaut). Il est possible de régler ce paramètre au choix sur f> ou sur f<, ce qui permet de choisir le type de fonction (à minimum ou à maximum de fréquence) indépendamment du seuil paramétré FREQUENCE 4. Lorsque la fonction de protection fréquencemétrique est utilisée pour provoquer un découplage du réseau ou un délestage, les valeurs à paramétrer dépendent des conditions concrètes régnant sur le réseau. En général, le schéma de délestage dépend de l'importance des consommateurs ou des groupes de consommateurs. 182 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.23 Protection de fréquence De nombreuses applications sont également possibles dans le domaine de la protection des centrales électriques. En principe, les seuils de fréquence réglables doivent tenir compte des données techniques définies par l'exploitant de la centrale et du réseau. Dans ce type d’application, le rôle de la protection à minimum de fréquence consiste à assurer l'approvisionnement en énergie des services auxiliaires de la centrale en la découplant à temps du réseau électrique. Une fois la centrale découplée, le turbo-régulateur stabilise la vitesse de rotation du groupe à sa valeur nominale de manière à poursuivre l’approvisionnement en énergie des services auxiliaires à fréquence nominale. Un turboalternateur peut en général être utilisé jusqu'à 95 % de la fréquence nominale, à condition que la puissance apparente soit réduite en proportion. Cependant, pour les consommateurs inductifs, la réduction de fréquence ne signifie pas seulement une augmentation de la consommation de courant, mais représente également un risque pour la stabilité de fonctionnement. C'est pourquoi on ne tolère qu'une courte diminution de fréquence jusqu'à 48 Hz (avec fN = 50 Hz) ou 58 Hz (avec fN = 60 Hz). L’augmentation de la fréquence du système peut, par exemple, être provoquée par le délestage de charges ou par des problèmes de régulation de la vitesse de rotation du groupe turbo-alternateur (ex : en réseau îloté). Dans ce cas, la protection à maximum de fréquence peut-être utilisée, par exemple, comme protection contre les dépassements de vitesse de rotation de la machine. Exemple de réglage : Echelon Conséquence Valeurs de réglage avec fN = 50 Hz avec fN = 60 Hz Temporisation f1 Ilôtage réseau 48,00 Hz 58,00 Hz 1,00 s f2 Mise hors service 47,00 Hz 57,00 Hz 6,00 s f3 Alarme 49,50 Hz 59,50 Hz 20,00 s f4 Alarme ou déclenchement 52,00 Hz 62,00 Hz 10,00 s Temporisations Les temporisations T F1 à T F4 (adresses 4204, 4207, 4210 et 4213) permettent d'obtenir un échelonnement des échelons de fréquence, par exemple pour les dispositifs de délestage de charge. Les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. Tension minimum Le paramètre 4215 U MIN permet de régler la tension minimum en dessous de laquelle la protection fréquencemétrique se bloque. La valeur recommandée est d'env. 65 % UN. La valeur du paramètre se réfère à des grandeurs composées (tension phase-phase). La valeur 0 rend la surveillance de tension minimum inactive. 2.23.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4201 FREQUENCE f<> Hors En Bloc. relais Hors Protection fréquencemétrique 4202 FREQUENCE 1 40.00 .. 66.00 Hz 48.00 Hz Fréquence de démarrage f1 4203 FREQUENCE 1 40.00 .. 66.00 Hz 58.00 Hz Fréquence de démarrage f1 4204 T F1 0.00 .. 600.00 s 1.00 s Temporisation T f1 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 183 Fonctions 2.23 Protection de fréquence Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4205 FREQUENCE 2 40.00 .. 66.00 Hz 47.00 Hz Fréquence de démarrage f2 4206 FREQUENCE 2 40.00 .. 66.00 Hz 57.00 Hz Fréquence de démarrage f2 4207 T F2 0.00 .. 100.00 s 6.00 s Temporisation T f2 4208 FREQUENCE 3 40.00 .. 66.00 Hz 49.50 Hz Fréquence de démarrage f3 4209 FREQUENCE 3 40.00 .. 66.00 Hz 59.50 Hz Fréquence de démarrage f3 4210 T F3 0.00 .. 100.00 s 20.00 s Temporisation T f3 4211 FREQUENCE 4 40.00 .. 66.00 Hz 52.00 Hz Fréquence de démarrage f4 4212 FREQUENCE 4 40.00 .. 66.00 Hz 62.00 Hz Fréquence de démarrage f4 4213 T F4 0.00 .. 100.00 s 10.00 s Temporisation T f4 4214 SEUIL f4 Automatique f> f< Automatique Traitement du seuil de l'échelon f4 4215 U MIN 10.0 .. 125.0 V; 0 65.0 V Min. tension pour protec. fréquencemétr. 2.23.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 5203 >bloc. ProtFréq SgS >blocage protection fréquencemétrique 5206 >bloc. f1 SgS >blocage échelon f1 prot. fréquencemétr. 5207 >bloc. f2 SgS >blocage échelon f2 prot. fréquencemétr. 5208 >bloc. f3 SgS >blocage échelon f3 prot. fréquencemétr. 5209 >bloc. f4 SgS >blocage échelon f4 prot. fréquencemétr. 5211 ProtFréq dés. SgSo Protection fréquencemétrique désactivée 5212 ProtFréq blq. SgSo Protection fréquencemétrique bloquée 5213 ProtFréq act. SgSo Protection fréquencemétrique active 5214 U1< BlqProtFréq SgSo Prot de fréqu.: bloc. par manque tension 5232 Démarrage f1 SgSo Démarrage protection fréquence seuil f1 5233 Démarrage f2 SgSo Démarrage protection fréquence seuil f2 5234 Démarrage f3 SgSo Démarrage protection fréquence seuil f3 5235 Démarrage f4 SgSo Démarrage protection fréquence seuil f4 5236 Décl. f1 SgSo Décl. protection de fréquence seuil f1 5237 Décl. f2 SgSo Décl. protection de fréquence seuil f2 5238 Décl. f3 SgSo Décl. protection de fréquence seuil f3 5239 Décl. f4 SgSo Décl. protection de fréquence seuil f4 184 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.24 Protection de surexcitation 2.24 Protection de surexcitation La protection de surexcitation permet la détection d'une trop forte induction, dans les générateurs et transformateurs, et en particulier dans les transformateurs élévateurs des centrales. La protection doit agir, si la limite d'induction prescrite par l'objet de protection (p.ex le transformateur en bloc) est dépassée. Le transformateur est mis en danger, si, le "bloc centrale" est arrêté à pleine charge, et que le régulateur de tension ne réagit pas suffisamment vite et n'empêche pas l'accroissement de tension induit. De même, une diminution de la fréquence (fréq. de rotation) peut, lors d'un fonctionnement en ilôtage, mener à une augmentation de l'induction à un niveau inadmissible. Une augmentation de l'induction au-delà de la valeur nominale peut rapidement saturér le noyau en ferrite et peut provoquer de grandes pertes par courant parasite. 2.24.1 Description fonctionnelle Méthode de mesure La protection de surexcitation mesure le quotient tension U/fréquence f, qui est proportionnel à l'induction B, et le met en rapport à l'induction nominale BN. Tension et fréquence se réfèrent ici aux valeurs nominales de l'objet protégé (générateur, transformateur). La tension maximale des trois tensions composées est choisie pour les calculs. La plage de fréquence pouvant être surveillée est située entre 10Hz et 70Hz. Ajustement au transformateur de tension A l'aide d'un facteur de correction interne (UN prim/UN mach), une divergence possible entre la tension nominale primaire des transformateurs de tension et celle de l'objet de protection est compensée. C'est pourquoi, il n'est pas nécessaire de convertir la caractéristiques et les seuils de mise en route en valeurs secondaires. Ceci suppose la saisie correcte des données du poste, comme la tension nominale primaire du transformateur de tension, et la tension nominale de l'objet protégé (voir chapitres 2.5 et 2.7). Caractéristiques La protection de surexcitation comprend deux caractéristiques temporisées ainsi qu'une caractéristique thermique permettant la modélisation approximative de l'échauffement que subit l'objet protégé suite à la surexcitation. Qunad un premier seuil est dépassé (seuil d'alarme 4302 U/f >) une temporisation 4303 T U/f > est lancée, au bout de laquelle un avertissement est émis. Le dépassement du seuil provoque également la libération d'un circuit de comptage. En fonction de la valeur U/f présente, le compteur pondéré incrémente, ce qui fait que le temps de déclenchement dépend de la caractéristique configurée. Lorsque le comteur atteint sa limite, il génère une commande de déclenchement. Si la valeur mesurée repasse sous ce seuil de démarrage, la commande de déclenchement et le compteur est décrémenté selon un temps alloué de refroidissement (réglable). La caractéristique thermique est prédéfinie par 8 paires de variables qui consistent de la surexcitation U/f (par rapport aux valeurs nominales) et du temps de déclenchement t. Dans la plupart des cas, la caractéristique SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 185 Fonctions 2.24 Protection de surexcitation prédéfinie, qui se réfère aux transformateurs standard, offre une protection suffisante. Mais si cette caractéristique ne correspond pas au comportement thermique réel de l'objet de protection, on peut, à l'aide de l'entrée de temporisations personnalisées pour les valeurs de surexcitation U/f prédéfinies, réaliser toute caractéristique souhaitée. Les valeurs intermédiaires sont déterminées par l'appareil par interpolation linéaire. Figure 2-74 Domaine de déclenchement de la protection de surexcitation La caractéristique de déclenchement issue du préréglage de l'appareil est décrite à la rubrique "protection de surexcitation" dans les Spécifications techniques. La figure 2-74 montre le comportement de la protection, si vous avez choisi pour le seuil de démarrage (paramètre 4302 U/f >) une valeur plus petite ou plus grande que la première valeur réglée de la caractéristique thermique. 186 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.24 Protection de surexcitation La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection de surexcitation. On peut remettre le compteur à zéro à l'aide d'une entrée de blocage ou de réinitialisation. Figure 2-75 2.24.2 Logique de fonctionnement de la protection de surexcitation Instructions de réglage Généralités La protection de surexcitation ne peut être active qu'en cas de configuration du paramètre 143 SUREXCITATION = Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 4301 SUREXCITATION la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). La protection de surexcitation mesure le quotient tension/fréquence, qui est proportionnel à l'induction B. La protection doit agir, si la limite d'induction prescrite par l'objet de protection (p.ex le transformateur en bloc) est dépassée. Le transformateur est mis en danger, si, le "bloc centrale" est arrêté à pleine charge, et que le régulateur de tension ne réagit pas suffisamment vite et n'empêche pas l'accroissement de tension induit. De même, une diminution de la fréquence (fréq. de rotation) peut, lors d'un fonctionnement en ilôtage, mener à une augmentation de l'induction à un niveau inadmissible. Ainsi, la protection U/f surveille le fonctionnement correct du régulateur de tension aussi bien que de la régulation de vitesse dans tous les états de fonctionnement. Echelons indépendants La limite donnée par le constructeur de l'objet de protection, qui est constituée du rapport de proportion entre l'induction et l'induction nominale (B/BN), est la base du réglage de la limite à l'adresse 4302 U/f >. Le dépassement de la limite à l'adresse 4302, limite d'induction U/f, provoque une signalisation de mise en route, et au bout de la temporisation correspondante 4303 T U/f >, un avertissement est émis. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 187 Fonctions 2.24 Protection de surexcitation Le seuil de déclenchement rapide (paramètres 4304 U/f >>, 4305 T U/f >> est prévu pour déclencher sur forte surexcitation. Le temps ainsi réglé est une temporisation pure qui ne comprend pas le temps de réponse interne (temps de mesure, temps de retombée). Caractéristique thermique La caractéristique thermique, se superpose à la caractéristique de déclenchement à temps constant. L'échauffement produit par la surexcitation est modélisé à cette fin. Quand la limite d'induction U/f, réglee à l'adresse 4302, est dépassée, non seulement le message est émis, mais en plus, un compteur est libéré, qui initiie, en fonction de la caractéristique paramétrée, le déclenchement, après une durée plus ou moins longue. Figure 2-76 Evolution de l'échauffement dans le rotor et modélisation par l'image thermique lors de démarrages multiples Le préréglage des paramètres 4306 à 4313 correspond à la caractéristique d'un transformateur standard de Siemens. S'il manque les données du constructeur de l'objet protégé, on conservera la caractéristique préréglée. Dans les autres cas, on peut saisir n'importe quelle caractéristique comprenant au maximum 7 segments de droite par la saisie de couples par point de paramètres. Pour cela, on relève sur la caractéristique à reproduire les temps de déclenchement t pour les valeurs de surexcitation U/f = 1,05; 1,10; 1,15; 1,20; 1,25; 1,30; 1,35 et 1,40 et on les saisit aux adresses 4306 t (U/f=1.05) à 4313 t (U/f=1.40). La protection effectue une interpolation linéaire pour tracer la courbe entre ces points. Limitation La modélisation de l'échauffement de l'objet à protéger est limitée lorsque 150 % de la température de déclenchement est dépassé. 188 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.24 Protection de surexcitation Temps de refroidissement Le déclenchement par le modèle thermique retombe en dessous du seuil de mise en route, mais la valeur du compteur diminue selon le temps de refroidissement réglable à l'adresse 4314 Trefroid. Ce paramètre représente le temps que prend l'image thermique pour refroidir de 100 % à 0 %. Ajustement au transformateur de tension A l'aide d'un facteur de correction interne (UN prim/UN mach), une divergence possible entre la tension nominale primaire des transformateurs de tension et celle de l'objet de protection est compensée. Mais il faut que les paramètres de poste 221 Un PRIMAIRE und 251 UN GEN/MOTEUR aient été introduits correctement, selon paragraphe 2.5. 2.24.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4301 SUREXCITATION Hors En Bloc. relais Hors Protection de surexcitation 4302 U/f > 1.00 .. 1.20 1.10 Seuil d'alarme U/f> 4303 T U/f > 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Temporisation T du seuil d'alarme U/f> 4304 U/f >> 1.00 .. 1.40 1.40 Seuil de mise en route U/f>> 4305 T U/f >> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation associée au seuil U/f>> 4306 t (U/f=1.05) 0 .. 20000 s 20000 s Temporisation à U/f=1.05 4307 t (U/f=1.10) 0 .. 20000 s 6000 s Temporisation à U/f=1.10 4308 t (U/f=1.15) 0 .. 20000 s 240 s Temporisation à U/f=1.15 4309 t (U/f=1.20) 0 .. 20000 s 60 s Temporisation à U/f=1.20 4310 t (U/f=1.25) 0 .. 20000 s 30 s Temporisation à U/f=1.25 4311 t (U/f=1.30) 0 .. 20000 s 19 s Temporisation à U/f=1.30 4312 t (U/f=1.35) 0 .. 20000 s 13 s Temporisation à U/f=1.35 4313 t (U/f=1.40) 0 .. 20000 s 10 s Temporisation à U/f=1.40 4314 Trefroid 0 .. 20000 s 3600 s Temps de refroidissem. du modèle therm. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 189 Fonctions 2.24 Protection de surexcitation 2.24.4 Liste d’informations N° 5353 Information >Verrouill. U/f Type d'info SgS Explications >Verrouill. protection surexcitation 5357 >U/f RS.mod.th. SgS >Réinit. modèle thermique prot. surexcit 5361 U/f désactive SgSo Protection de surexcitation désactivée 5362 U/f verrouill. SgSo Protection de surexcitation verrouillée 5363 U/f active SgSo Protection de surexcitation active 5367 U/f avertiss. SgSo P.de surexcit: d'avertissement 5369 U/f mod.th.RS SgSo P.de surexcit: modèle therm. réinitial. 5370 MRoute U/f> SgSo Mise en route seuil U/f> 5371 Décl. U/f>> SgSo Prot de surexcitation: déclt seuil U/f>> 5372 Décl. U/f Θ SgSo Prot de surexcitation: déclt thermique 5373 MRoute U/f>> SgSo Mise en route seuil U/f>> 190 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.25 Protection à minimum de tension à temps dépendant 2.25 Protection à minimum de tension à temps dépendant La protection à minimum de tension à temps dépendant protège en premier lieu les consommateurs (machines à induction) des conséquences de diminutions dangereuses de la tension dans des réseaux en îlot et évite ainsi des états de fonctionnement non autorisés et une éventuelle perte de stabilité. Dans les réseaux interconectés, elle peut également servir de critère de délestage de charge. Les défauts biphasés ou les défauts terre provoquent une baisse asymétrique des tensions. Contrairement aux systèmes de mesure évaluant séparément chaque tension de phase, la détection de la composante directe n'est pas influencée par ces évènements, et est particulièrement avantageuse pour l'évaluation des problèmes de stabilité. 2.25.1 Description fonctionnelle Grandeur de mesure Pour les raisons mentionnées plus haut, la composante directe est calculée sur la base des composantes fondamentales des trois tensions phase-terre, et ceci est transmis à la fonction de protection. Après filtrage numérique, seules les composantes fondamentales sont évaluées. Si des transformateurs de tension côté poste connectés en V sont disponibles, la protection est réalisée au niveau des tensions phase-phase et le point neutre interne reste libre. Il se forme ainsi un point neutre virtuel, ce qui permet de continuer à détecter les tensions phase-terre (virtuelles) (voir exemple de raccordement à l'Annexe A.3). Caractéristique de déclenchement Il est possible d'adapter exactement les moteurs à la caractéristique de stabilité à l'aide d'une caractéristique de déclenchement de tension à temps dépendant ayant un comportement d'intégrale. Si le moteur arrive dans la plage en dessous de la caractéristique de stabilité, il est freiné jusqu'à l'arrêt ou continue de fonctionner avec un régime plus faible, même si la tension revient totalement après un court instant. Seuls les moteurs à cage d'écureuil, pour lesquels la caractéristique inverse du couple de rotation de la machine de travail se trouve en dessous de la caractéristique du couple de rotation stationnaire du moteur pour chaque régime, reviennent au régime nominal. Tous les autres moteurs subissent une sursollicitation thermique ou éventuellement même mécanique en raison du retour de la tension pendant la mise à l'arrêt. La protection à minimum de tension dispose d'un seuil réglable. Afin que la protection ne s'active pas intempestivement en cas de perte de la tension secondaire, elle peut être bloquée par une entrée binaire, p.ex. par un disjoncteur de protection pour transformateurs de tension ou par un contact auxiliaire du disjoncteur, si la machine est arrêtée. De plus, un blocage automatique des deux seuils s'effectue suite au démarrage de la supervision "Fuse-Failure-Monitor" intégrée 2.42.2). Si aucune grandeur de mesure n'est présente au niveau de l'appareil (état de fonctionnement 0), il n'y a aucun déclenchement, s'il n'y a pas eu d'excitation. Ceci garantit qu'en cas de mise en marche de la fonction de soustension en cas d'absence de grandeur de mesure, la fonction ne démarre pas aussitôt. Si la fonction de protection a été activée par la présence de grandeurs de mesure, il est possible de la désactiver uniquement en la bloquant. Si une mise en route est déjà observée alors que l'appareil passe en mode de fonctionnement 0 (c'est-à-dire qu'il n'y a pas de grandeurs de mesure exploitables, ou que la plage de fréquence permise a été quittée), celleci est automaintenue. Le calcul du temps de temporisation juqu'au déclenchement s'effectue comme pour un saut à 0 V. Le maintien de l'excitation ou du déclenchement peut être stoppé uniquement par le retour des tensions ou par l'actionnement de l'entrée de blocage, Le rapport de retombée est de 101 % ou 0,5 V absolu du seuil réglé à l'adresse 4402 Up<. Entre la valeur de mise en route et la valeur de retombée, le comportement comme intégrale du critère de temporisation de déclenchement est „gelé“. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 191 Fonctions 2.25 Protection à minimum de tension à temps dépendant La figure suivante représente le diagramme logique de la protection à minimum de tension à temps dépendant. Figure 2-77 2.25.2 Logique de fonctionnement de la protection à minimum de tension à temps dépendant Instructions de réglage Généralités La protection à minimum de tension à temps dépendant n'est active et accessible que si elle a été déclarée au préalable lors de la configuration des fonctions de protection (section 2.4, adresse 144) MIN. DE U DEP comme étant Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 4401 MIN. DE U DEP, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloquE(Bloc. relais). Valeurs de réglage Veuillez tenir compte du fait que les composantes directes des tensions et donc aussi les seuils de réponse sont évalués en tant que grandeurs composées (tension simple √3). Il n'est pas possible de donner des indications valables en général pour les valeurs d'activation. Mais, comme la fonction doit protéger en premier lieu les consommateurs (machines à induction) contre les conséquences des chutes de tension et éviter les problèmes de stabilité, la valeur de réglage se trouvera normalement à 75 % de la tension nominale de la machine, c'est-à-dire adresse 4402 Up< = 75 V. Dans des cas exceptionnels, lorsque la chute de tension est forte pendant le démarrage, il peut s'avérer nécessaire de régler la protection sur des valeurs plus faibles. Le multiplicateur temporel 4403 T MUL est à choisir de façon à déclencher en cas de chutes de tension pouvant provoquer un fonctionnement instable. La temporisation doit cependant être suffisamment importante pour éviter un déclenchement lors de courtes chutes de tension. Le temps de déclenchement peut en outre être prolongé au besoin par une temporisation adjacente 4404 T Up<. Tous les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. 192 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.25 Protection à minimum de tension à temps dépendant 2.25.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4401 MIN. DE U DEP Hors En Bloc. relais Hors Prot. à min. de U à temps dépendant Up< 4402 Up< 10.0 .. 125.0 V 75.0 V Seuil de mise en route Up< 4403 T MUL 0.10 .. 5.00 s; 0 1.00 s Coeff. multiplicateur p. caractéristique 4404 T Up< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T Up< 2.25.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 6520 >Bloquer Up< SgS >Bloquer min. de U à temps dépendant 6522 Up< HS SgSo Min. de U à temps dépendant désactivée 6523 Up< bloquée SgSo Min. de U à temps dépendant bloquée 6524 Up< active SgSo Min. de U à temps dépendant active 6525 M. en route Up< SgSo Mise en route min. de U à tps dépendant 6526 Car. MR Up< SgSo Car. mise en route min. de U à tps dép. 6527 DECL Up< SgSo Déclenchement min. de U à tps dépendant SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 193 Fonctions 2.26 Protection df/dt 2.26 Protection df/dt Cette protection permet de détecter rapidement un changement de la fréquence et de réagir en conséquence. Une commande de déclenchement peut ainsi réagir promptement à une chute ou une montée de fréquence. Elle peut être initiée avant que les seuils de la protection fréquencemétrique ne soient sollicités (voir chapitre 2.23). Un changement de fréquence peut se produire, entre autres, s'il existe un déséquilibre entre la puissance active produite et la puissance active consommée. C'est pourquoi il faut d'une part prendre des mesures de régulation et d'autre part exécuter des manœuvres de commande. Ceci peut comprendre des mesures destinées à faire baisser la charge comme des découplages du réseau ou des manoeuvres de délestage. Elles sont d'autant plus efficaces qu'elles sont prises tôt après l'ouverture d'un défaut. Les deux utilisations principales de cette fonction de protection sont donc le découplage de réseau et le délestage. 2.26.1 Description fonctionnelle Principe de mesure La fréquence est calculée à chaque période sur une plage de mesure de 3 périodes. La valeur ainsi calculée est ensuite moyennée avec la valeur calculée à l'étape précédente. La différence de fréquence est calculée à partir des moyennes sur un intervalle réglable (préréglage 5 périodes). Le rapport entre différence de fréquence et différence de temps correspond au changement de fréquence, qui peut être positif ou négatif. La mesure est effectuée continuellement (par période). Les fonctions de supervision, comme par exemple la surveillance de manque de tension ou le contrôle des changements brusques de l'angle de phase, permettent d'éviter les fonctionnements intempestifs. Variation de l'augmentation/diminution de fréquence La protection de changement de fréquence possède quatre échelons df1/dt à df4/dt. Ceux-ci permettent d'adapter la fonction variablement aux conditions d'exploitation du poste. On peut utiliser ces échelons pour la détection de diminution de fréquence (-df/dt<) ainsi que pour la variation d'augmentation de fréquence (+df/dt>). L'échelon -df/dt n'est actif qu'à partir de fréquences inférieures à la fréquence nominale, ou en-dessous, si la libération à minimum de fréquence est activée. L'échelon df/dt>, lui, n'est actif qu'avec des fréquences supérieures à la fréquence nominale ou en dessus lorsque la libération à maximum de fréquence est activée. Le paramétrage choisi détermine la fonction de chaque échelon. Pour limiter la plage de réglage des paramètres à un niveau raisonnable, les fenêtres de mesure (réglable) pour le calcul de la différence de fréquence et la retombée de différence sont valides pour deux heures. Plages de travail La fréquence peut être déterminée tant que la composante directe des tensions dispose d'un niveau suffisant. Si la tension mesurée tombe en dessous d'un seuil réglable U MIN, la protection fréquencemétrique est bloquée, car le signal mesuré ne permet plus le calcul exact de valeurs de fréquence. Temporisations/Logique Un déclenchement peut être temporisé à l'aide d'un seul échelon placé en aval. Ceci est recommandé pour la surveillance de faibles gradients. Une fois ce laps de temps écoulé, la commande de déclenchement est émise. La retombée de la mise en route provoque la retombée de l'ordre de déclenchement sous réserve de l'écoulement de la durée de commande minimum paramétrée. 194 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.26 Protection df/dt Chacun des quatre échelons de détection de changement de fréquence peut être bloqué séparément par le biais d'entrées binaires. Le blocage à minimum de tension est effectif simultanément pour les quatre échelons. Figure 2-78 2.26.2 Diagramme logique de la protection de changement de fréquence Instructions de réglage Généralités La protection de fréquences variables ne peut être effective et n'est accessible que si le paramètre correspondant a été configuré en conséquence à l'adresse 145 PROT. df/dt. Ce dernier permet de choisir entre 2 et 4 échelons. L'option sélectionnée par défaut est 2 seuils df/dt. A l'adresse 4501 PROT. df/dt, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Seuils de réponse La manière de procéder au réglage est identique pour chaque échelon. On détermine dans un premier temps si la fonction doit détecter les augmentations de fréquence avec f>fN ou les diminutions avec f<fN. Ce choix est fait, par exemple pour l'échelon 1, à l'adresse 4502 df1/dt >/<. Le seuil de réponse est réglé en tant que SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 195 Fonctions 2.26 Protection df/dt valeur absolue à l’adresse 4503 SEUIL df1/dt. Le signe correspondant est connu de la fonction de protection, d'après la configuration du paramètre4502. Le seuil de réponse dépend du type d'application et se choisit d'après les données du réseau. En général, une analyse du réseau est nécessaire. Si un consommateur est brusquement déclenché, il se produit un excédent de puissance active. La fréquence augmente, ce qui a pour conséquence une variation de fréquence positive. Par contre, si un générateur tombe en panne, il y a soudain un manque de puissance active. La fréquence diminue, ce qui a pour conséquence une variation de fréquence négative. Les relations suivantes peuvent être utilisées à titre d'exemples de calcul. Elles sont valables pour la vitesse initiale d'une variation de fréquence (environ 1 seconde). Signification des abréviations : fN fréquence nominale ΔP variation de la puissance active ΔP = PPuissance absorbée – PGénération SN puissance nominale apparente des machines H constante d'énergie cinétique pour générateurs hydrauliques (machines à pôles saillants) H = 1,5 s à 6 s pour turboalternateurs (machines à pôle lisse) H = 2 s à 10 s groupes de turbogénérateurs industriels H=3sà4s Exemple : fN = 50 Hz H=3s Cas 1 : ΔP/SN = 0,12 Cas 2 : ΔP/SN = 0,48 Cas 1 : df/dt = -1 Hz/s Cas 2 : df/dt = -4 Hz/s L'exemple précédant constitue la base du préréglage. Les quatre échelons ont été configurés de façon symétrique. Temporisations Si vous souhaitez une réaction ultrarapide de la fonction de protection, mettez la temporisation à zéro. Ceci va être le cas pour les grandes valeurs de réglage. Mais si de petites variations doivent être surveillées ( 1Hz/s), une courte temporisation peut permettre d'éviter un fonctionnement intempestif. Le réglage de temporisation pour l'échelon 1 est effectué à l'adresse 4504 T df1/dt, cette durée s'additionnant à son temps de fonctionnement. Libération par protection fréquencemétrique Le paramètre df1/dt & f1 (adresse 4505), permet d'effectuer la libération de l'échelon à partir d'un seuil de fréquence. L'échelon de fréquence correspondant de la protection fréquencemétrique est interrogé à cette fin. Dans notre exemple de configuration, c'est l'échelon f1. Si l'interaction entre les deux fonctions n'est pas désirée, veuillez régler le paramètre sur Hors (réglage par défaut). 196 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.26 Protection df/dt Paramètre complémentaire Un paramètre avancé, permet, par groupe de deux échelons (ex : df1/dt et df2/dt), de régler la différence de retombée et la fenêtre de mesure. Ce réglage n'est possible qu'à l'aide du logiciel DIGSI. Un changement de la configuration est nécessaire si par exemple vous désirez une grande différence de retombée. Pour la détection de variations minimes de fréquence (0,5 Hz/s) il est conseillé de prolonger la fenêtre de mesure. On améliore ainsi la précision des mesures. Valeur de réglage df/dt HYSTERESIS dfx/dt FENETRE Mes Echelon dfn/dt (adr. 4519, 4521) (adr. 4520, 4522) 0,1...0,5 Hz/s ≈ 0,05 25...10 0,5..0,1 Hz/s ≈ 0,1 10...5 1..0,5 Hz/s ≈ 0,2 10...5 5...20 Hz/s ≈ 0,5 5...1 Tension minimum Le paramètre 4518 U MIN permet de régler la tension minimum en dessous de laquelle la protection de variation fréquencemétrique se bloque. La valeur recommandée est d'env. 65 % UN. La valeur „0“ rend la surveillance de tension minimum inactive. 2.26.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4501 PROT. df/dt Hors En Bloc. relais Hors Protection df/dt 4502 df1/dt >/< -df/dt< +df/dt> -df/dt< Mode de fonctionnement (df1/dt > ou <) 4503 SEUIL df1/dt 0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞ 1.0 Hz/s Seuil de l'échelon df1/dt 4504 T df1/dt 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation de l'échelon df1/dt 4505 df1/dt & f1 Hors En Hors "ET" logique avec mise en route seuil f1 4506 df2/dt >/< -df/dt< +df/dt> -df/dt< Mode de fonctionnement (df2/dt > ou <) 4507 SEUIL df2/dt 0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞ 1.0 Hz/s Seuil de l'échelon df2/dt 4508 T df2/dt 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation de l'échelon df2/dt 4509 df2/dt & f2 Hors En Hors "ET" logique avec mise en route seuil f2 4510 df3/dt >/< -df/dt< +df/dt> -df/dt< Mode de fonctionnement (df3/dt > ou <) 4511 SEUIL df3/dt 0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞ 4.0 Hz/s Seuil de l'échelon df3/dt 4512 T df3/dt 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de l'échelon df3/dt SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 197 Fonctions 2.26 Protection df/dt Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4513 df3/dt & f3 Hors En Hors "ET" logique avec mise en route seuil f3 4514 df4/dt >/< -df/dt< +df/dt> -df/dt< Mode de fonctionnement (df4/dt > ou <) 4515 SEUIL df4/dt 0.1 .. 10.0 Hz/s; ∞ 4.0 Hz/s Seuil de l'échelon df4/dt 4516 T df4/dt 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de l'échelon df4/dt 4517 df4/dt & f4 Hors En Hors "ET" logique avec mise en route seuil f4 4518 U MIN 10.0 .. 125.0 V; 0 65.0 V Tension minimum Umin 4519A df1/2 HYSTERES. 0.02 .. 0.99 Hz/s 0.10 Hz/s Diff. de retombée seuils df1/dt & df2/dt 4520A df1/2 FEN-MES. 1 .. 25 pér. 5 pér. Fenêtre de mesure pour df1/dt & df2/dt 4521A df3/4 HYSTERES. 0.02 .. 0.99 Hz/s 0.40 Hz/s Diff. de retombée seuils df3/dt & df4/dt 4522A df3/4 FEN-MES. 1 .. 25 pér. 5 pér. Fenêtre de mesure pour df3/dt & df4/dt 2.26.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 5503 >bloc df/dt SgS >blocage prot. de variation de fréq. 5504 >bloc df1/dt SgS >blocage échelon f1 prot. df/dt 5505 >bloc df2/dt SgS >blocage échelon f2 prot. df/dt 5506 >bloc df3/dt SgS >blocage échelon f3 prot. df/dt 5507 >bloc df4/dt SgS >blocage échelon f4 prot. df/dt 5511 df/dt HS SgSo Protection de variation de fréq.inactive 5512 df/dt bloquée SgSo Protection de variation de fréq. bloquée 5513 df/dt active SgSo Protection de variation de fréq. active 5514 df/dt U1< bloc. SgSo df/dt: blocage par sous-tension 5516 Excitat. df1/dt SgSo df/dt: excitation échelon df1 5517 Excitat. df2/dt SgSo df/dt: excitation échelon df2 5518 Excitat. df3/dt SgSo df/dt: excitation échelon df3 5519 Excitat. df4/dt SgSo df/dt: excitation échelon df4 5520 DECL df1/dt SgSo df/dt: déclenchement échelon df1 5521 DECL df2/dt SgSo df/dt: déclenchement échelon df2 5522 DECL df3/dt SgSo df/dt: déclenchement échelon df3 5523 DECL df4/dt SgSo df/dt: déclenchement échelon df4 198 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.27 Saut de vecteur 2.27 Saut de vecteur Prenons l'exemple d'un producteur autonome alimentant un réseau directement. La ligne d'alimentation constitue en général la frontière légale entre l'exploitant du réseau et le producteur autonome. Si la ligne d'alimentation est hors service par exemple dans le cadre d'un réenclenchement automatique triphasé, il peut se produire, selon le bilan de puissance du générateur source une variation de tension ou de fréquence. Lors du réenclenchement de la ligne à l'échéance du temps de pause, des conditions asynchrones peuvent apparaître et provoquer des dommages au générateur ou à l'engrenage entre générateur et entraînement. Un critère pour l'identification d'une interruption d'injection est la surveillance de l'écart de phase dans la tension. Dès la coupure de la ligne d'injection, l'interruption brusque du courant provoque un saut de phase de la tension. Ce saut est enregistré à l'aide d'une procédure delta. Le dépassement d'un seuil réglable provoque l'émission de la commande d'ouverture du disjoncteur de générateur ou de couplage. L'utilisation principale de la fonction de saut de vecteur est alors le découplage du réseau. 2.27.1 Description fonctionnelle Evolution des fréquences sur déclenchement à pleine charge La figure suivante décrit l'évolution de la fréquence lorsque le générateur subit un déclenchement à pleine charge. Simultanément avec l'ouverture du disjoncteur du générateur, un saut du vecteur de phase apparaît, ce qui apparaît dans la mesure des fréquences comme un saut de fréquence. L'accélération du générateur dépend des conditions du système (voir aussi section 2.26 „Protection de variation fréquencemétrique“). Figure 2-79 Variation de la fréquence après un déclenchement en charge (l'enregistrement de défaut avec l'appareil SIPROTEC 4 - affiché est l'écart par rapport à la fréquence nominale) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 199 Fonctions 2.27 Saut de vecteur Principe de mesure Le vecteur de composante directe de tension est calculé à partir des mesures de tensions phase-terre. Ce vecteur est utilisé pour déterminer le déphasage sur un intervalle de deux périodes. Si l'on détecte un saut de l'angle de phase, c'est la conséquence d'un changement brusque de la circulation de courant. La figure suivante 2-80 en montre le principe de base. La représentation sur la gauche décrit l'état stationnaire, l'image de droite illustre l'évolution du vecteur après le déclenchement à pleine charge. Le saut du vecteur y est bien visible. Figure 2-80 Vecteur de tension après un déclenchement Pour éviter un fonctionnement intempestif, différents principes sont utilisés, comme : • la correction des variations stationnaires par rapport à la fréquence nominale • la limitation de la plage de travail de la fréquence à fN ± 3 Hz • la détection de la commutation (interne à l'appareil) de la fréquence d'échantillonnage (ajustement de la fréquence d'échantillonnage) • la libération à partir d'une tension minimum • le blocage lors de l'enclechement/déclenchement de la tension Logique La logique de fonctionnement est représentée à la figure 2-81. La procédure de comparaison angulaire détermine la différence d'angle et la compare avec la valeur réglée. Lorsque cette dernière est dépassée, le saut du vecteur est enrégistré dans un basculeur RS. Les déclenchements peuvent être retardés à l'aide de la temporisation placée en sortie du basculeur. Il est possible de réinitialiser la mise en route à l'aide d'une entrée binaire ou automatiquement à l'écoulement d'une temporisation (adresse 4604 T REINIT). Le saut du vecteur est inopérant si la bande de fréquences admissible est quittée. De même pour la tension. Les plages correspondantes sont définies grâce aux paramètres U MIN et U MAX. Lorsque les mesures de fréquence/tension quittent les plages admissibles, la logique crée un „1“ (logique), activant l'entrée de réinitialisation en permanence. Le résultat de la mesure du saut de vecteur est ignoré. Sur enclenchement de la tension par exemple (en supposant que la fréquence se trouve dans la plage autorisée), la variable logique mentionnée ci-dessus passe de „1“ à „0“. Le blocage reste cependant maintenu jusqu'à l'échéance de la temporisation T BLOCAGE, ce qui empêche une mise en route intempestive par détection "saut de vecteur". 200 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.27 Saut de vecteur Si un court-circuit provoque une brusque chute de tension, le blocage est immédiatement mis en oeuvre sur l'entrée de réinitialisation de la bascule RS. Tout déclenchement par la fonction saut de vecteur est inhibé. Figure 2-81 2.27.2 Logique de fonctionnement de la détection de sauts de vecteur Instructions de réglage Généralités La fonction saut de vecteur ne peut être active qu'après avoir configuré le paramètre 146 SAUT DE VECTEUR sur Disponible. A l'adresse 4601 SAUT DE VECTEUR, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Seuils de réponse La valeur de saut de vecteur à régler (adresse 4602 DELTA PHI) est choisie en fonction du ratio entre puissance fournie et puissance consommée. Une brusque chute de la puissance active consommée ainsi qu'une élévation rapide de cette dernière provoquent un saut du vecteur de tension. La valeur à régler est à déterminer selon les propriétés du système en place. Pour cela, on peut utiliser le schéma de modélisation du réseau (simplifié) de la figure „Vecteur de tension après un déclenchement“ (cf paragraphe de description fonctionnelle) ou un logiciel de calcul de réseau. En choisissant un réglage trop sensible, on risque lors de déclenchements/enclenchements de charges de solliciter la fonction "saut de vecteur" et de provoquer ainsi un découplage du réseau. C'est la raison pour laquelle le préréglage est fixé à 10°. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 201 Fonctions 2.27 Saut de vecteur La plage de tension permise peut être réglée à l'adresse 4605 pour U MIN et à l'adresse 4606 pour U MAX. La philosophie d'exploitation intervient de façon primordiale dans le choix de ce paramètre. Choisissez une valeur pour U MIN située en-dessous de la tension minimum admissible, sur laquelle la tension peut retomber pour une courte durée, et pour laquelle un découplage du réseau est encore souhaité. Le préréglage est choisi à 80 % de la tension nominale. Choisissez la tension maximum admissible pour U MAX. Normalement celle-ci correspond à 130 % de la tension nominale. Temporisations Nous conseillons de laisser la valeur de la temporisation T DELTA PHI (adresse 4603) sur zéro, sauf si vous souhaitez transmettre la signalisation de déclenchement temporisé à une logique (CFC), ou si vous voulez ménager une plage de temps pour un blocage externe. La fonction de protection se réinitialise à l'échéance de la temporisation T REINIT (adresse 4604). Le temps de réinitialisation est à choisir selon la philosophie de découplage. Ce temps doit être écoulé avant de réitérer l'enclenchement du disjoncteur de puissance. Réglez l'horloge sur ∞ pour rendre la réinitialisation automatique inactive. Dans ce cas, la réinitialisation doit s'effectuer via l'entrée binaire (contact auxiliaire du disjoncteur). La temporisation de retombée T BLOCAGE (adresse 4607) permet d'éviter un fonctionnement intempestif, lors de la mise sous tension ou hors tension. Normalement il n'est pas nécessaire de modifier le préréglage. Une telle modification est réalisable au moyen du logiciel de dialogue DIGSI (paramètres avancés). Il faut veiller à ce que T BLOCAGE soit réglée sur une valeur plus élevée que la fenêtre de mesure du saut de vecteur (2 périodes). 2.27.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 4601 SAUT DE VECTEUR Hors En Bloc. relais Hors Saut de vecteur 4602 DELTA PHI 2 .. 30 ° 10 ° Saut d'angle DELTA PHI 4603 T DELTA PHI 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T DELTA PHI 4604 T REINIT 0.10 .. 60.00 s; ∞ 5.00 s Temps de réinitialisation après décl. 4605A U MIN 10.0 .. 125.0 V 80.0 V Tension minimum U MIN 4606A U MAX 10.0 .. 170.0 V 130.0 V Tension maximum U MAX 4607A T BLOCAGE 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.10 s Tempo de prolongation du blocage de mes. 202 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.27 Saut de vecteur 2.27.4 N° Liste d’informations Information Type d'info Explications 5581 >Bloc.Saut.Vect SgS >Bloquer fonction saut de vecteur 5582 Saut Vecteur HS SgSo Fonction saut de vecteur désactivée 5583 Saut Vect bloq. SgSo Fonction saut de vecteur bloquée 5584 Saut Vecteur ES SgSo Fonction saut de vecteur active 5585 Dom.Mes.SautVec SgSo Quitter dom. de mesure saut de vecteur 5586 MR Saut Vecteur SgSo Mise en route fonction saut de vecteur 5587 DECL Saut Vect. SgSo Déclenchement fonction saut de vecteur SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 203 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% 2.28 Protection Masse Stator à 90% La protection de défaut masse stator détecte les défauts terre dans l'enroulement statorique de machines triphasées. Deux cas sont à considérer: le raccordement direct de la machine au jeu de barres (connexion réseau directe) ou le couplage via un transformateur élévateur. Le signe caractéristique de présence de défaut terre est surtout l'apparition d'une tension homopolaire dîte de décalage. Lorsque la machine est couplée directement au jeu de barres, le défaut masse stator se traduit également par l'apparition d'un courant de terre. Ce principe permet une protection de 90 % à 95 % de l'enroulement statorique. 2.28.1 Description fonctionnelle Tension de décalage La tension de décalage UE peut être mesurée soit au point neutre de la machine, à l'aide de transformateurs de tension de point neutre (figure 2-82), soit sur l'enroulement t-n (en triangle ouvert) d'un jeu de transformateurs de tension, ou sur l'enroulement de mesure d'un transformateur de mise à la terre (figure 2-83). Comme les transformateurs du point neutre/de mise à terre fournissent en général une tension de décalage de 500 V (avec décalage complet), il faut dans ces cas-là placer un diviseur de tension 500 V/100 V en amont. Si la tension de décalage ne peut être mesurée directement par l'appareil, celui-ci peut la calculer à partir des tensions phase-terre. Le type de mesure respectivement le calcul de la tension de décalage est communiqué à l'appareil avec le paramètre 223 UT raccordé. Quel que soit le mode d'évaluation de la tension de décalage, les parts de la troisième harmonique dans chaque phase s'additionnent, car elles sont en phase dans le système à courant triphasé. Pour obtenir des grandeurs de mesure fiables, seule la composante fondamentale de la tension de décalage est évaluée dans la protection de défaut masse stator, les harmoniques étant supprimées à l'aide d'algorithmes de filtrage. Pour les machines raccordées via transformateur élévateur, il suffit d'évaluer la tension de décalage. La sensibilité de la protection n'est limitée que par les tensions homopolaires lors de défauts terre côté réseau, qui sont transmises côté machine via la capacité de couplage du transformateur élévateur. Le cas échéant, une résistance de charge permet de diminuer ces tensions parasites. La protection initiie le déclenchement de la machine, quand le défaut terre a été présent pour un certain temps dans le domaine de la machine. 204 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% Figure 2-82 Couplage via transformateur élévateur avec transformateur de point neutre RC Résistance de charge RD Diviseur de tension UT Tension de décalage CG Capacité à la terre-Generateur CL Capacité à la terre du câble d’alimentation CTr Capacité à la terre du transformateur élévateur CC Capacité de couplage du transformateur élévateur Figure 2-83 Raccordement avec transformateur de mise à la terre RC Résistance de charge RD Diviseur de tension UT Tension de décalage CG Capacité à la terre-Generateur CL Capacité à la terre du câble d’alimentation CTr Capacité à la terre du transformateur élévateur CC Capacité de couplage du transformateur élévateur SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 205 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% Collecte directionnelle du courant de terre Pour les machines couplés directement au jeu de barres, on ne peut pas faire la différence entre les défauts terre affectant le réseau et ceux affectant la machine, par le seul critère de tension homopolaire. C'est pourquoi, on utilise un critère supplémentaire, le courant de défaut terre, la tension homopolaire étant utilisée comme condition de libération indispensable. Le courant de défaut terre peut être mesuré via un tore homopolaire ou par des transformateurs de courant de phase en couplage Holmgreen. En cas de défaut réseau terre, la machine ne fournit qu'un courant de défaut à terre négligeable à travers le point de mesure, qui doit être situé entre la machine et le réseau. En cas d'un défaut terre affectant la machine, le courant issu du réseau vient alimenter le défaut. Les conditions d'exploitation du réseau pouvant varier, on utilise une résistance de charge qui fournit un courant de terre plus important sur présence d'une tension homopolaire. Ceci permet d'effectuer une détection stable, indépendamment de l'état de commutation du réseau. Le courant de terre produit par la résistance doit toujours traverser le point de mesure. Figure 2-84 Détection de direction du défaut à la terre, avec couplage direct sur jeu de barres Par conséquent, il faut positionner la résistance de charge, vue de la machine, au-delà du point de mesure (transformateur de courant, tore homopolaire). De préférence, on raccorde le transformateur de mise à la terre au jeu de barres. Hormis le niveau du courant de défaut terre, il est indispensable, pour la détection fiable d'un défaut terre (si machine couplée directement sur jeu de barres), de connaître le sens de circulation de ce courant, en relation avec la tension de décalage (homopolaire). Le 7UM62 permet de modifier l'inclinaison de la caractéristique séparant la „direction machine“ et la "direction réseau" (voir la figure ci-dessous). 206 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% La protection diagnostique un défaut terre affectant la machine, si les trois critères ci-dessous sont remplis c'est-à-dire: • tension de décalage plus grande que la valeur de réglage U0 >, • courant de terre à travers le point de mesure plus grand que la valeur de réglage 3I0 >, • courant de terre circulant en direction de la machine à protéger. Figure 2-85 Caractéristique de la protection masse stator en cas de couplage sur jeu de barres En cas d'un défaut terre dans la zone de la machine, le déclenchement est initié, à l'échéance de la temporisation réglée. Il est possible de désactiver temporairement le critère de courant de terre par entrée binaire lorsqu'il est évident que ce critère n'est pas significatif (cas du disjoncteur de raccordement au jeu de barres ouvert). Ainsi on peut utiliser la tension de décalage en tant que critère exclusif par exemple lors de la mise en marche du générateur. La figure 2-87 illustre la logique de fonctionnement de la protection masse stator. Si la protection de défaut terre du stator est utilisée comme protection (directionnelle ou non directionnelle) pour un couplage en barre collectrice, l'entrée sensible de mesure du courant du 7UM62 est occupée. Il faut ici noter que la fonction de reconnaissance de terre sensible utilise cette même entrée de mesure (configuration sur Itt2) et exploite donc la même grandeur. Ainsi, on peut former, à l'aide de la reconnaissance de défaut terre sensible, pour cette grandeur de mesure deux seuils de démarrage indépendants Itt> et Itt>> (voir section 2.29). Si l'utilisation de ces fonctions n'est pas souhaitée, il est nécessaire de désactiver la reconnaissance de terre sensible au paramètre 151 ou utilisé avec Itt1. La mise en oeuvre de la protection masse rotor (voir chapitre 2.34), implique l'utilisation par cette dernière de l'entrée de tension supplémentaire. La tension homopolaire U0 utilisée par la protection masse stator est dans ce cas calculée à partir des tensions phase-terre. Détection du courant de terre (protection différentielle à terre avec libération par tension de décalage) Dans l'industrie, les jeux de barres sont équipés de générateurs homopolaires dont le point neutre est équipé de haute ou basse impédance de mise à la terre (ces impédances sont généralement commutables). Pour la détection de défauts terre, on mesure le courant circulant dans le point neutre ainsi que la somme des courants de phase à l'aide de tores homopolaires. La différence de courant issue du circuit secondaire est transmise à l'appareil de protection. Le courant circulant à travers la mise à la terre du neutre ainsi que le courant de terre issu du réseau sont ainsi pris en compte dans le calcul. Pour éviter un fonctionnement intempestif du fait de SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 207 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% l'imprécision des transformateurs de courant, la tension de décalage est utilisée en tant que critère de libération (voir figure ci-dessous). La protection diagnostique un défaut terre machine si les trois critères suivants sont remplis: • tension de décalage plus grande que la valeur de réglage U0 >, • différence du courant terre ΔIT supérieure à la valeur réglée 3I0 >, Figure 2-86 Protection différentielle de courant de terre, avec raccordement direct de la machine sur le jeu de barres Détermination de la phase en défaut Une fonction complémentaire permet l'identfication de la phase en défaut. Puisque dans le conducteur en défaut, la tension phase-terre est plus petite que dans les deux autres conducteurs, et que dans les deux autres connducteurs la tension augmente encore, la détection de la tension phase-terre la plus petite, détermine en même temps le conducteur en défaut. Une déclaration correspondante peut alors être générée. 208 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% Figure 2-87 2.28.2 Logique de fonctionnement de la protection masse stator 90 % Instructions de réglage Généralités La protection masse stator 100 % ne peut être active qu'après avoir configuré le paramètre 150 MASSE STATOR = Directionnel; Non-dir.avec U0 ou N-dir av. U0&I0 lors de la configuration. Pour un choix de Non-dir.avec U0, les paramètres concernant le courant terre ne sont pas affichés. Si Directionnel ou N-dir av. U0&I0 sont choisies, les paramètres concernant le courant terre sont accessibles. Pour les machines raccordées sur le jeu de barres, une de ces deux dernières options doit être choisie, car seul le courant de terre permet une distinction entre un défaut réseau et un défaut machine. En cas d'utilisation comme „protection différentielle de terre“, l'adresse 150 MASSE STATOR est réglée sur N-dir av. U0&I0. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 5001 MASSE STATOR la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Tension de décalage L'apparition d'une tension homopolaire dîte de décalage est caractéristique du défaut masse stator. Le dépassement du seuil réglable 5002 U0 > constitue ainsi la mise en route de cette protection. Le réglage doit être choisi de façon à ce que les déséquilibres d'exploitation ne provoquent pas de déclenchement. Ce point de vue est particulièrement important pour les machines raccordées directement sur le jeu de barres, pour lesquelles chaque déséquilibre des tensions du réseau a un effet sur la tension au point neutre de la machine. Le seuil de mise en route doit être réglé à une valeur supérieure ou égale au double du déséquilibre maximum d'exploitation. Usuellement, on retient une valeur de 5 % à 10 % de la tension de décalage maximum. Pour les machines couplées via transformateur élévateur, il faut choisir une valeur de seuil permettant d'insensibiliser la fonction sur défaut terre réseau (une tension homopolaire côté réseau se répercute côté machine via les capacités de couplage du transformateur élévateur). Il faut de plus prendre en considération l'atténuation par la résistance de charge. Des conseils de configuration de la résistance de charge se trouvent dans SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 209 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% l'imprimé "Configuration d'installations de protection de machines" : On choisit le double de la tension de décalage induite par un défaut réseau à la terre. La configuration finale de la valeur réglée est effectuée lors de la mise en service à partir des grandeurs primaires mesurées. Temporisation Le déclenchement est temporisé de la durée réglée à l'adresse 5005 T M-STATOR. Le choix de la temporisation doit s'effectuer en considérant la tenue aux surcharges du dispositif d'injection de courant de terre. Tous les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. Courant de terre Les adresses 5003 et 5004 sont importantes uniquement pour les machines en raccordement en jeu de barres, où 150 MASSE STATOR est réglé sur Directionnel ou N-dir av. U0&I0. Pour les couplages via transformateur élévateur, les informations ci-dessous sont sans importance. Le seuil 5003 3I0 > est à régler en dessous du courant de terre minimum apparaissant sur défaut terre dans le domaine protégé. Un transformateur de mise à la terre au secondaire dans laquelle est implantée une résistance de charge est normalement installé. Ce dispositif permet d'augmenter la valeur de la composante active du courant résiduel en cas de défaut terre (on s'affranchit ainsi des conditions d'exploitation régnant sur le réseau ou de la faible valeur de courant de terre en régime de neutre compensé). Des conseils pour l'installation de la résistance de charge et du transformateur se trouvent dans l'imprimé „Configuration d'installations de protection de machines“, /5/. Comme le courant de défaut terre est alors surtout fonction de la résistance de charge, on choisit un angle petit pour 5004 ANGLE, p.ex. 15°. Si on souhaite de plus prendre en considération les capacités du réseau (dans le réseau isolé), on peut choisir un angle plus grand (environ 45°), qui correspond à la superposition du courant de charge avec le courant capacitif du réseau. Le paramètre 5004 ANGLE définit le déphasage entre la tension homopolaire de décalage et l'orthogonale de la caractéristique directionnelle; il est donc égal à l'inclinaison de la caractéristique par rapport à l'axe réactif. Si, au sein d'un réseau en régime de neutre isolé, les capacités parasites des câbles sont suffisamment importantes pour générer un courant de terre significatif, on peut travailler sans transformateur de mise à terre. Dans ce cas, on choisit un angle d'env.90° (selon couplage sin ϕ). Exemple sur raccordement direct de la machine au jeu de barres: Résistance de charge 10 Ω 10 A permanent 50 A pour 20 s Diviseur de tension 500 V / 100 V Tore homopolaire 60 A/1 A Zone de protection 90 % Lors d'un décalage complet, la résistance de charge donne 210 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% Converti sur le côté 6,3,3 kV, on obtient Le courant circulant au secondaire du tore homopolaire est Un domaine protégé de 90 %, signifie que la protection doit fonctionner à partir de 1/10 de la tension de décalage maximum, ce qui correspond à 1/10 du courant de défaut terre: On règle 3I0 > dans notre exemple sur 11 mA. Le seuil de tension homopolaire est réglé à 1/10 de la tension de décalage maximum (protection à 90 %). Ceci nous donne en considérant le diviseur de tension 500 V/100 V Valeur de réglage U0 > = 10 V La temporisation doit être inférieure à la durée limite de tenue de la résistance de charge à 50 A, donc endessous de 20 s. Aussi faut-il prendre en considération la capacité de surcharge du transformateur de mise à terre, si elle est inférieure à celle de la résistance de charge. 2.28.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 5001 MASSE STATOR Hors En Bloc. relais Hors Protection masse stator 5002 U0 > 2.0 .. 125.0 V 10.0 V Seuil de tension U0> 5003 3I0 > 2 .. 1000 mA 5 mA Seuil de courant 3I0> 5004 ANGLE 0 .. 360 ° 15 ° Angle d'inclinaison droite direction. 5005 T M-STATOR 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.30 s Temporisation prot. masse stator SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 211 Fonctions 2.28 Protection Masse Stator à 90% 2.28.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 5173 >blocage DTS SgS >blocage prot. défaut terre stator (DTS) 5176 >Inactiv.Iterre SgS >désactiver détermin. courant de terre 5181 DTS inactive SgSo Prot. défaut terre stator (U0>) inactive 5182 DTS verrouillée SgSo Prot. défaut terre stator (U0>) verr. 5183 DTS active SgSo Prot. défaut terre stator (U0>) active 5186 Excit. U0> SgSo Exc. prot. défaut terre stator (U0>) 5187 Décl. U0> SgSo Décl. prot. défaut terre stator (U0>) 5188 Excit. I0> SgSo Exc. prot. défaut terre stator (I0>) 5189 DTS L1 SgSo DTS défaut terre sur phase L1 5190 DTS L2 SgSo DTS défaut terre sur phase L2 5191 DTS L3 SgSo DTS défaut terre sur phase L3 5193 Déclench. DTS SgSo Déclenchement prot. défaut tere stator 5194 Masse Stat aval SgSo Protection masse stator direction aval 212 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.29 Protection homopolaire sensible 2.29 Protection homopolaire sensible La protection homopolaire sensible permet la détection de défauts à la terre en régime de neutre isolé ou fortement impédant. Cette fonction travaille avec le module du courant de terre. Son utilisation est appropriée quand le défaut à la terre peut être caractérisé par l'importance du courant de terre. Ceci peut être le cas pour les machines électriques couplées directement sur jeu de barres, en régime de neutre isolé, si la capacité équivalente de la machine est faible vis à vis de celle du réseau: le courant de terre fourni en cas de défaut sur l'enroulement statorique de la machine (à travers la capacité réseau) est beaucoup plus important que le courant produit sur défaut réseau (à travers la faible capacité de la machine). Le courant peut être mesuré via le tore homopolaire ou par un montage Holmgreen (mesure résiduel). L'appareil de protection 7UM62 permet d'affecter la détection sensible de défaut à la terre à l'entrée Itt1 ou Itt2. Ce choix est effectué lors de la configuration (voir section 2.4). En raison de sa sensibilité élevée, cette protection n'est pas appropriée pour la détection de défauts caractérisés par de forts courants de terre (au-delà d'environ 1 A en entrée de la protection homoploaire sensible). Si néanmoins vous voulez l'utiliser comme protection de défauts terre peu résistants, il faut utiliser un transformateur de courant intermédiaire entre la protection et le transformateur de courant principal. Remarque La détection sensible de défaut à la terre utilise la même entrée de mesure de courant (Itt2) qu'utilise la protection de défaut terre statorique comme protection directionnelle ou non directionnelle pour couplages en barre collectrice. La protection sensible de défaut à la terre a donc recours à la même valeur de grandeur, si on choisit à l'adresse 150 MASSE STATOR = Directionnel ou N-dir av. U0&I0. 2.29.1 Description fonctionnelle Utilisation comme protection défaut masse rotor La protection homopolaire sensible est utilisable pour la détection de défauts à la terre affectant l'enroulement rotorique, si une tension de même fréquence que le réseau est appliquée sur le circuit rotorique (voir figure 288). Dans ce cas, le courant terre maximum est limité par la valeur de la tension appliquée UUC et par le couplage capacitif au circuit rotorique. Une surveillance du circuit de mesure est prévue lorsque la protection est utilisée en tant que masse rotor. Le circuit de mesure est reconnu fermé, si, le courant de terre mesuré est supérieur à un seuil minimum ITT<, (même en l'absence de défaut d'isolation, il est normal de mesurer un courant de par la capacité de terre parasite du circuit rotorique). En dessous de cette valeur, et au delà d'une courte temporisation (2s), une alarme est émise. Méthode de mesure Le courant de terre passe d'abord par un filtre numérique de manière à ce que seule la composante fondamentale du courant soit exploitée. Ainsi, la mesure est insensible aux phénomènes transitoires et aux harmoniques. La protection dispose de deux échelons. La mise en route s'effectue sur dépassement de chacun des deux seuils Itt> le déclenchement s'effectuant à l'échéance de la temporisation associée à chaque seuil T Itt>. La mise en route s'effectue sur dépassement de chacun des deux seuils Itt>>, le déclenchement s'effectuant à l'échéance de la temporisation associée à chaque seuil T Itt>>. Chacun des deux échelons peut être bloqué via entrée binaire. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 213 Fonctions 2.29 Protection homopolaire sensible Figure 2-88 Utilisation de la protection homopolaire sensible en tant que protection masse rotor (7XR61 – équipement de couplage masse rotor; 3PP13 – à partir de Uexc > 150 V, les résistances dans le 7XR61 doivent être court-circuitées!) Figure 2-89 Protection à maximum de courant à temps constant 1) 214 Les paramètres et messages ne sont visibles que si la Protection masse rotor (R, fn) à l'adresse 160 est réglée sur Non disponible. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.29 Protection homopolaire sensible 2.29.2 Instructions de réglage Généralités La détection sensible de défaut à la terre ne peut être active que si le paramètre à l'adresse 151 TERRE SENSIBLE = avec Itt1 ou avec Itt2. Si vous avez, lors du paramétrage de la protection défaut terre du stator de 90 % (150 MASSE STATOR, voir section 2.4) choisi une des options avec évaluation de courant, l'entrée sensible de mesure du courant du 7UM62 est occupée. Il faut tenir compte du fait que la protection homopolaire sensible utilise cette même entrée de mesure (ITT2) . Si la détection sensible de défaut à la terre n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 5101 TERRE SENS. ITT la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Utilisation comme protection défaut terre du rotor La protection homopolaire sensible peut être utilisée en tant que protection masse stator ou masse rotor dans la mesure où la valeur du courant de terre constitue un critère suffisant. Dans les circuits isolés ou à haute impédance, il faut alors s'assurer de l'injection de courants de terre suffisants. Dans le cas de la masse rotor, il faut prévoir l'application sur le circuit rotorique d'une tension à la fréquence du réseau (UV ≈ 42 V à l'aide de l'équipement de couplage 7XR61 représenté à la figure „utilisation de la protection homopolaire sensible en tant que protection masse rotor“ au chapitre 2.29). Un courant minimum circule à travers le circuit de couplage masse rotor même en l'absence de défaut d'isolation. Ce courant peut servir de critère de détection de la disponibilité du circuit de mesure ("circuit fermé") dans la mesure où il doit dépasser un seuil de surveillance paramétrable (adresse 5106 ITT<). Le seuil de détection typique est d'environ 2 mA. Une valeur de 0 rend l'échelon inactif. Ceci peut être nécessaire si les capacités à la terre sont trop petites. Le réglage de l'excitation défaut terre 5102 Itt> est choisi de manière à ce que les résistances d'isolement RT allant de 3 kΩ à 5 kΩ soient saisissables: Il faut régler à minima cette valeur au double du courant parasite, circulant à travers les capacités de terre du circuit rotorique. L'échelon de déclenchement 5104 Itt>> est à régler de manière à reconnaître une résistance de défaut d'environ 1,5 kΩ. avec ZK = valeur de l'impédance de l'équipement de couplage à fréquence nominale. Les temporisations de déclenchement 5103 T Itt> et 5105 T Itt>> n'incluent pas les temps de fonctionnement. Utilisation comme protection masse stator Veuillez consulter également le chapitre 2.28. En cas d'utilisation de la protection homopolaire sensible en tant que masse stator, il peut être nécessaire de renforcer le courant de terre, à l'aide d'une résistance de charge résistante au secondaire d'un transformateur de mise à la terre. Des conseils pour l'installation de la résistance de charge et du transformateur de mise à la terre se trouvent dans l'imprimé "Configuration d'installations de protection de machines". Utilisation comme protection homopolaire Dans le cas des machines dont la mise à la terre du neutre est faiblement impédante, la protection à maximum de courant de phase constitue déjà une protection homopolaire, car le courant de défaut terre circule aussi SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 215 Fonctions 2.29 Protection homopolaire sensible dans la phase en défaut. Si vous souhaitez quand même l'utiliser comme protection homopolaire, il faut installer un transformateur intermédiaire externe, qui assure que les limites thermiques (15 A permanent, 100 A pour < 10 s, 300 A pour < 1 s) de cette entrée de mesure ne soient pas dépassées par le courant de défaut. 2.29.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 5101 TERRE SENS. ITT Hors En Bloc. relais Hors Protection terre sensible 5102 Itt> 2 .. 1000 mA 10 mA Seuil de démarrage ITT> 5103 T Itt> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 5.00 s Temporisation T ITT> 5104 Itt>> 2 .. 1000 mA 23 mA Seuil de démarrage de l'échelon ITT>> 5105 T Itt>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation T ITT>> 5106 ITT< 1.5 .. 50.0 mA; 0 0.0 mA Seuil de l'échelon de surveillance ITT< 2.29.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 1202 >Bloc. Itt>> SgS >Bloquer prot. terre sensible ITT>> 1203 >Bloc. Itt> SgS >Bloquer prot. terre sensible ITT> 1221 Démarrage Itt>> SgSo Démarrage échelon sensible ITT>> 1223 Décl. Itt>> SgSo Déclenchement par échelon ITT>> 1224 Démarrage Itt> SgSo Démarrage échelon sensible ITT> 1226 Décl. Itt> SgSo Déclenchement par échelon ITT> 1231 >Bl. ter. sens. SgS >Blocage protection terre sensible ITT 1232 ITT HS SgSo Terre sensible ITT désactivée 1233 ITT bloquée SgSo Terre sensible ITT bloquée 1234 ITT active SgSo Terre sensible ITT active 5396 Perturb.DTR SgSo DTR circuit de mesure perturbé 216 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique Les méthodes de mesure décrites dans le pararaphe 2.28, exploitant la composante fondamentale de la tension homopolaire de décalage, permettent au maximum de protéger 90 % à 95 % de l'enroulement statorique. Pour réaliser une protection à 100 %, il faut recourir à une tension de fréquence distincte de celle du réseau. Dans le 7UM62, on utilise pour cela la 3ème harmonique. 2.30.1 Description fonctionnelle Fonctionnement La 3ème harmonique affecte plus ou moins fort chaque machine. Elle résulte de la forme des pôles. S'il se produit un défaut terre dans l'enroulement statorique du générateur, l'importance relative des capacités parasites change, car une des capacités a été court-circuitée par le défaut. La 3ème harmonique, mesurable dans le point neutre, diminue, alors que la 3ème harmonique mesurable aux bornes du générateur augmente (voir la figure ci-dessous). La 3ème harmonique comporte une composante homopolaire, et est donc mesurable au secondaire triangle ouvert d'un transformateur de tension ou calculable à partir des tensions phase-terre. Figure 2-90 Allure de l'harmonique de rang 3 le long de l'enroulement statorique L'importance de la 3ème harmonique dépend d'ailleurs du point de fonctionnement du générateur, elle est donc fonction de la puissance active P et de la puissance réactive Q. C'est la raison pour laquelle la plage d'opération de la protection masse stator est restreinte, une identification de la machine concernée par le défaut est donc difficile. Les machines couplées directement sur un même jeu de barres contribuent toutes à la 3ème harmonique, une identification de la machine concernée par le défaut est donc difficile. Principe de mesure Le critère de mise en route est l'importance de la 3ème harmonique dans la grandeur de mesure. Cette 3ème harmonique est déterminée via un filtrage numérique sur deux périodes du réseau de la tension de décalage mesurée. En fonction de la méthode de réception de la tension de décalage (paramètre de configuration 223 UT raccordé), on obtient différentes méthodes de mesure: 1. TT point neutreRaccordement de l'entrée UT au transformateur de tension au point neutre de la machine 2. Triangle ouvertRaccordement de l'entrée UT en triangle ouvert SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 217 Fonctions 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique 3. non connecté: calcul de la tension de décalage à partir des trois tensions phase-terre, si l'entrée UT n'est pas raccordée 4. quelconque: raccordement d'une tension quelconque; ceci bloque la fonctionnalité de la protection masse stator 100 %. 5. Rotor: raccordement de la tension appliquée pour la protection de masse rotor ; ceci bloque la fonctionnalité de la protection masse stator 100 %. 6. Résist. charge: raccordement de UT pour la protection de masse stator 100 % avec 20 Hz. La fonction protection de masse stator 100 % avec 3e harmonique et alors bloquée. 7. Prot.Déf.Enr.: calcul de la tension de décalage à partir des trois tensions phase-terre, si l'entrée UT n'est pas raccordée Transformateur au point neutre Un défaut terre provoquant une diminution de la 3ème harmonique au point neutre par rapport au cas sans défaut, la fonction de protection est implémentée en tant que protection à minimum de tension (5202 U0 3.HARM<). Cette mise en oeuvre constitue l'usage préféré. mesure au secondaire triangle ouvert TT En l'absence de transformateur de tension au point neutre, la fonction de protection est effectuée sur la base de la composante homopolaire de la 3ème harmonique des tensions aux bornes de la machine. Dans le cas d'un défaut masse stator, cette tension augmente. La fonction de protection est dans ce cas-là traitée en tant que fonction à maximum de tension (5203 U0 3.HARM>). Pour obtenir une plus grande sensibilité, il est possible d'abaisser la valeur de réponse en fonction de la puissance active. Le réglage a lieu grâce à l'adresse 5207 U0 3.H.(V/100%). Le seuil de réponse est calculé par l'appareil selon le rapport suivant : U3H, corrigé = U3H – Ucorr · (100 % – Pmes) Signification des abréviations : U3H, corrigé valeur de réponse utilisée par l'appareil U3H valeur de réglage sélectionnée à l'adresse 5203 U0 3.HARM> pour une puissance active de 100 % Ucorr facteur de correction en volts/pourcentage, réglé avec l'adresse 5207 U0 3.H.(V/100%) Pmes puissance active mesurée La figure 2-91 permet de visualiser le principe de fonctionnement. 218 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique Figure 2-91 Abaissement automatique du seuil de démarrage U0 3.HARM> La caractéristique de réponse est autorisée à partir de la puissance active minimale à régler. La limitation suivante a été prévue pour assurer une sécurité supplémentaire. Si, en raison de la correction en fonction de la puissance, la valeur de réponse corrigée U3H, corrigé passe en dessous de la valeur de réglage minimale (0,2 V), la valeur de réponse est maintenue à cette valeur. non connecté / protection de court-circuit entre spires ; calcul de U0 Le défaut masse stator se traduit ici également par un accroissement de la 3ème harmonique. Ici, aussi le paramètre 5203 U0 3.HARM> est essentiel. raccordé à un transformateur quelconque ; rotor Dans ce cas, la fonction de protection masse stator à 100 % est bloquée. La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection masse stator à 100 %. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 219 Fonctions 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique Figure 2-92 2.30.2 Diagramme logique de la protection masse stator 100 % Instructions de réglage Généralités La protection masse stator 100 % ne peut être active qu'après avoir configuré le paramètre 152 MASSE STATOR H3 sur Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 5201 MASSE STATOR H3 la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Raccordement Selon les conditions du poste, on a défini à l'adresse 223 UT raccordé, si la tension de décalage Utn est prélevée par un transformateur au point neutre (TT point neutre) ou par l'enroulement en triangle ouvert du transformateur de mise à terre (Triangle ouvert), pour ensuite être transmise à l'appareil de protection. Si la tension homopolaire (tension de décalage) n'est pas mesurée mais calculée, il faut choisir non connecté ou Prot.Déf.Enr.. L'option quelconque est à choisir, si l'entrée de tension homopolaire du 7UM62 est utilisée en dehors de la masse stator pour mesurer une tension quelconque. Ce choix de réglage provoque le blocage de la fonction masse stator 100 %. L'option Rotor est sélectionnée lorsqu'une tension additionnelle pour une protection de masse rotor est raccordée à l'entrée. Ce choix de réglage provoque le blocage de la fonction masse stator 100 %. L'option Résist. charge est choisie pour une fonction masse stator 100 % avec tension additionnelle de 20 Hz. Ce choix de réglage provoque le blocage de la fonction masse stator 100 % avec 3e harmonique. 220 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique Seuil de réponse pour la 3ème harmonique Un seul des paramètres de réglage 5202 ou 5203 est accessible, chacun correspondant à un mode d'acquisition de tension homopolaire. Les valeurs réglées ne peuvent être déterminées que dans le cadre d'un essai primaire comme décrit ci-dessous: • Pour un raccordement à un tranformateur au point neutre, l'échelon à minimum de tension 5202 U0 3.HARM< est déterminant. Choisissez le seuil de réponse le plus faible possible. • Pour un raccordement en triangle ouvert d'un transformateur de mis à terre, ou pour une tension de décalage non raccordée mais calculée intérieurement, l'échelon à maximum de tension 5203 U0 3.HARM> est déterminant. Comme indiqué dans la description fonctionnelle au paragraphe „enroulement en triangle ouvert“, la sensibilité de l'échelon U0 3.HARM> peut être augmentée si la valeur de réponse est corrigée en fonction de la puissance. Le paramètre de l'adresse 5207 U0 3.H.(V/100%) permet ce réglage. Il est préréglé sur 0, ce qui rend la correction inactive. Le réglage de la correction est effectué selon la méthode suivante : • Mesure de la 3e harmonique pour différentes puissances actives. Les mesures d'exploitation sont utilisées à cette fin. Nous recommandons un réglage avec des valeurs secondaires. • Interpolation des valeurs de mesure par une droite. Lecture de la tension de la 3° harmonique pour 100 % (P1) et 50 % (P2) de la puissance active. Calcul de la différence avec le rapport suivant : La figure 2-93 montre en exemple les mesures prises sur un générateur. La dépendance de la puissance active de la tension de la 3° harmonique a été déterminée, aussi bien pour le mode d'opération sous-excité que pour le mode d'opération surexcité (influence de la puissance réactive). Figure 2-93 3. harmonique de la tension secondaire comme fonction de la puissance active (puissance réactive comme paramètre) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 221 Fonctions 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique La figure 2-93 montre que les accroissements sont sensiblement les mêmes. Le cas le plus désavantageux est l'exploitation sous-excitée. Si on extrapole la courbe à 100 %, la valeur de la tension est d'environ 12 V. A 50 % de la puissance active, elle est de 7,5 V. La valeur de réglage se calcule comme suit: Le paramètre 5207 U0 3.H.(V/100%) est réglé sur 9. La valeur seuil à l'adresse 5203 U0 3.HARM> doit être aussi extrapolée à 100 %. Si on choisit une valeur de 14,5 V, il en résulte pour une puissance active de 50 % une valeur seuil de 14,5 V – 4,5 V = 10 V. Si le cos ϕ = 0,8 et si le générateur est mis à ce point nominal, il en résulte une valeur seuil de 14,5 V – 9 V/100 % (100 % – 80 %) = 14,5 V – 1,8 V = 12,7 V. Comme décrit également sous „Plage de fonctionnement“, la caractéristique doit être limitée par l'indication de la puissance active minimale possible. Comme la mesure de la 3° harmonique à la figure 2-93 a été réalisée jusqu'à P = 20 % et qu'un comportement quasi-linéaire existe, on peut régler avec une sécurité choisie pour le paramètre 5205 P min > = 30 %. Plage de fonctionnement La 3ème harmonique mesurable dépendant fortement du point de fonctionnement du générateur, la plage de fonctionnement de la protection masse stator à 100 % n'est libérée qu'au dessus d'un seuil 5205 P min > de puissance active et au-dessus d'un autre seuil 5206 U1 min > de tension directe minimum. Réglage recommandé: Pmin> 40 % P/SN U1 min> 80 % UN Temporisation Le déclenchement est temporisé pour le défaut terre de la durée réglée à l'adresse 5204 T M.ST. 3.HARM.. Le temps réglé est une temporisation pure qui ne comprend pas le temps de fonctionnement interne. 2.30.3 Adr. Vue d'ensemble des paramètres Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 5201 MASSE STATOR H3 Hors En Bloc. relais Hors Protection masse stator av. harmon. 3 5202 U0 3.HARM< 0.2 .. 40.0 V 1.0 V Seuil de mise en route U0 (3.Harmon.)< 5203 U0 3.HARM> 0.2 .. 40.0 V 2.0 V Seuil de mise en route U0 (3.Harmon.)> 5204 T M.ST. 3.HARM. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation T U0 (3.Harmonique) 5205 P min > 10 .. 100 %; 0 40 % Seuil de libération Pmin> 5206 U1 min > 50.0 .. 125.0 V; 0 80.0 V Seuil de libération U1min> 5207 U0 3.H.(V/100%) -40.0 .. 40.0 0.0 Facteur corr. seuil m. en route (V/100%) 222 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.30 Protection masse stator avec 3ème harmonique 2.30.4 N° 5553 Liste d’informations Information Type d'info Explications >Bloc M.STAT 3H SgS >Bloquer masse stator 3ème Harmonique 5561 M.STAT.3H HS SgSo M.STAT. avec harmonique 3 désactivée 5562 M.STAT.3H bloq. SgSo M.STAT. avec harmonique 3 bloquée 5563 M.ST.3H active SgSo M.STAT. avec harmonique 3 active 5567 MR M.STAT 3H SgSo Mise en route masse stator a. 3ème Harm. 5568 DECL M.STAT 3H SgSo Déclenchement masse stator a. 3ème Harm. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 223 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) La protection masse stator 100% détecte les courts-circuits dans l'enroulement statorique des générateurs raccordés au réseau via un transformateur élévateur. La protection fonctionne à l'aide d'une injection de tension 20 Hz et est de ce fait indépendante de la tension de décalage à fréquence nominale apparaîssant sur défaut terre. La protection détecte les défauts terre sur l'ensemble de l'enroulement statorique ainsi que sur le point neutre de la machine. Le principe de mesure appliqué n'est influencé d'aucune façon par le mode de fonctionnement du générateur et permet une mesure même lorsque le générateur est à l'arrêt. Il est possible grâce aux deux principes de mesure - mesure de la tension de décalage et évaluation des mesures suite à injection de tension 20 Hz - de réaliser des principes de protection fiables et redondants se complétant mutuellement. La non-détection d'un défaut terre proche du point neutre ou sur le point neutre de la machine s'apparente à l'exploitation du générateur "mis à la terre". L'évolution du défaut (apparition d'un deuxième défaut terre) se traduit par un court-circuit monophasé dont le courant peut être extrêmement fort en raison de la très faible impédance homopolaire du générateur. La protection masse stator 100 % est pour cette raison un des principes de protection fondamentaux utilisés avec les générateurs de forte puissance. 2.31.1 Description fonctionnelle Principe de base La figure suivante représente le principe de base. Le point neutre du générateur est alimenté par une source externe de tension alternative à basse fréquence (20 Hz) dont le niveau correspond à 1% max. de la tension nominale du générateur. Si un défaut terre apparaît dans le point neutre du générateur, la tension de 20 Hz génère un courant à travers la résistance équivalente de défaut. Le dispositif de protection calcule la résistance de défaut à partir de la tension injectée et du courant généré. Le principe de protection décrit détecte également les défauts terre aux bornes du générateur et des éléments raccordés comme par exemple un transformateur de tension. Figure 2-94 Principe de base de l'injection au point neutre du générateur Raccordements Un équipement supplémentaire est nécessaire pour appliquer le principe décrit ci-dessus. Comme le montre la figure ci-dessous, un générateur 20 Hz produit un signal carré périodique d'une amplitude de 25 V env. Cette tension est appliquée sur la résistance de charge du transformateur de mise à la terre ou du transformateur au point neutre via un filtre passe-bande. Le filtre passe-bande redresse la tension rectangulaire et sert de réservoir d'énergie. La résistance à 20 Hz du filtre passebande est de 8 Ω. Le filtre passe-bande a, de plus, une fonction de protection. Le filtre passe-bande protège le générateur 20 Hz contre des courants de retour trop importants (en cas de présence de la valeur maximum de tension de décalage sur la résistance de charge du fait d'un défaut terre aux bornes de la machine) grâce à sa forte résistance à fréquence nominale. 224 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) La tension 20 Hz injectée est appliquée sur la résistance de charge via un diviseur de tension. On mesure par ailleurs la circulation de courant 20 Hz via un petit transformateur de courant. Les deux grandeurs (UM-STATOR et IM-STATOR) sont acheminées vers l'appareil de protection. La tension appliquée au point neutre du générateur dépend de la tension 20 Hz injectée (via le diviseur de tension, la résistance de charge et le filtre passe-bande) et du rapport du transformateur de point neutre ou de mise à la terre. Il est recommandé de choisir la tension nominale secondaire du transformateur de mise à la terre (ou du transformateur de neutre) à une valeur suffisamment élevée afin d'éviter l'utilisation de résistance de charge secondaire trop faible (employer de préférence une résistance > 0,5 Ω). 500 V est une valeur appropriée. Figure 2-95 Raccordement de la protection masse stator 100 % via transformateur de mise à la terre ou transformateur de point neutre R Résistance de charge Ustat Tension de décalage à l'appareil de protection Istat Courant de mesure à l'appareil de protection Le principe de mesure peut être utilisé pour une résistance de charge primaire. La tension 20 Hz est ici couplée à la résistance via un transformateur de tension, le courant étant mesuré au point neutre. Des recommandations concernant le raccordement et l'installation sont données dans les instructions de réglage (paragraphe 2.31.2). Méthode de mesure Les vecteurs de courant et tension 20 Hz sont élaborés à partir des mesures Ustat et Istat représentées sur la figure ci-dessus. La protection effectue un calcul d'impédance complexe sur la base de ces vecteurs. Cette méthode permet d'éliminer l'influence perturbatrice de la capacité du stator et d'obtenir une grande sensibilité. La précision des mesures est renforcée par l'utilisation des valeurs de tension et de courant moyennées sur plusieurs périodes. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 225 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) Une éventuelle résistance de contact RPS à travers le transformateur de point neutre, de mise à la terre ou le transformateur de tension est prise en compte dans ce modèle. D'autres sources d'erreur sont détectées avec l'erreur angulaire. En complément de la détermination de la résistance de terre, la protection dispose d'un échelon de courant de terre utilisant la valeur efficace du courant ce qui permet la prise en compte de toutes les composantes de fréquence. Cet échelon est utilisé comme réserve et couvre 80 à 90 % de la zone de protection. Une fonction de surveillance contrôle la tension 20 Hz appliquée ainsi que le courant 20 Hz. Leur analyse permet la détection d'une défaillance du générateur 20 Hz ou du circuit de couplage. Dans ce cas, la détermination de la résistance est bloquée. L'échelon de courant à la terre reste actif. Logique La logique de fonctionnement est représentée à la figure suivante. Il comprend les parties : • Surveillance du couplage 20 Hz • Calcul de la résistance et détermination de la valeur seuil • Echelon de mesure de courant à temps constant La fonction de protection comprend un échelon d'avertissement et un échelon de déclenchement. Les deux échelons peuvent être temporisés. La détection du courant à la terre agit uniquement sur le seuil de déclenchement. L'évaluation de la résistance de terre est bloquée entre 10 Hz et 40 Hz puisque les générateurs sont susceptibles dans cette plage de fréquence de produire une tension homopolaire lors de leur démarrage ou freinage. Celle-ci se superpose à la tension 20 Hz couplée et pourrait provoquer des mesures erronées et un fonctionnement intempestif. Pour les fréquences inférieures à 10 Hz (donc à l'arrêt) et supérieures à 40 Hz, la mesure de la résistance est active. La mesure du courant à terre est active sur toute la plage. 226 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) Figure 2-96 2.31.2 Logique de fonctionnement de la protection masse stator 100 % Instructions de réglage Généralités La protection masse stator 100 % ne peut être active qu'après avoir configuré le paramètre 153. MASSE STAT 100%DisponibleDisponible a été réglée. Dans les Données de poste 1, il faut effectuer d'autres réglages pour la fonction : • adresse 275 : FACTEUR R M/S permet de définir le rapport de transformation de résistance (voir paragraphe "Résistances de défaut") • adresse 223 : UT raccordé doit être choisi de préférence à Résist. charge. Dans ce cas, la tension 20 Hz est mesurée via l'entrée UT et la tension de décalage pour la protection masse stator 90 % (DTS) est calculée à partir des tensions phase-terre. Si la protection masse stator 90% utilise également la tension UT mesurée, il faut sélectionner TT point neutre ou Triangle ouvert. A l'adresse 5301 MASSE STAT 100%, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloquE(Bloc. relais). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 227 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) Résistances de défaut Les valeurs de réglage définitives sont déterminées par l'essai primaire tel qu'il est décrit au chapitre 3 à la section „Mise en service“. Il faut noter pour cet essai que la protection calcule la résistance de terre à partir des grandeurs secondaires Ustat et Istat mesurées aux bornes de l'appareil. La relation entre cette valeur calculée et la résistance primaire de terre stator effective est définie grâce au rapport du transformateur de mise à la terre ou du transformateur de point neutre. Le rapport de transformation s'obtient à partir de la formule suivante: Signification des abréviations : RTsec résistance de terre côté secondaire (vue par l'appareil) RTprim résistance de terre primaire de l'enroulement statorique (= résistance de défaut) rtransfo rapport de transformation du transfo de mise à la terre ou de point neutre transfo de mise à la terre (transformation par 3): Transfo de point neutre: rpl rapport de transformation du petit transformateur de courant rdiviseur rapport du diviseur de tension Le facteur de conversion de la résistance de terre est réglé sur le paramètre FACTEUR R M/S à l'adresse 275 dans les données de poste 1. La règle générale de calcul (RTprim / RTsec) s'exprime comme suit: Cette formule n'est valable que pour les transformateurs de mise à la terre ou de point neutre fonctionnant de façon presque idéale. Il faut le cas échéant choisir FACTEUR R M/S selon le résultat de la mesure effectuée dans le cadre des essais primaires. De plus, la résistance de défaut réglée (seuil de déclenchement) se réfère à la résistance de défaut mesurée au secondaire. Le seuil de déclenchement correspond généralement à des résistances de défaut primaires comprises entre 1 et 2 kΩ, le seuil d'alarme correspondant à des résistances comprises entre 3 et 8 kΩ. Les temporisations préréglées sont tout à fait appropriées. 228 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) Exemple : Résistance de charge RL 10 Ω (10 A en permanence, 50 A pendant 20 s) Diviseur de tension rdiviseur 500 V / 200 V Petit transformateur de courant rpl 200 A/5 A Le rapport de transformation du petit transformateur de courant 400 A:5 A est réduit de moitié à 200 A:5 A en faisant traverser le TC deux fois par le conducteur primaire. On obtient ainsi pour le FACTEUR R M/S une valeur de : Le choix du seuil de déclenchement primaire R<< à 1000 Ω, correspond ainsi au paramétrage de R<< R<< DECL M STAT = 1000 Ω/8.33 = 120 Ω à l'adresse 5303. On obtient pour le seuil d'alarme une valeur de réglage de R< ALA M STATOR = 360 Ω pour une résistance primaire de 3 kΩ. Echelon de courant de terre L'échelon de courant de terre est une fonction de protection de réserve. Il est réglé pour couvrir une zone de protection d'environ 80 %. Le seuil de sollicitation exprimé par rapport au courant de défaut secondaire maximal est donc de 20 %. La temporisation T DECL M STATOR (adresse 5305) significative pour l'échelon de courant de terre doit être inférieure à la durée max. de tenue de la résistance de de charge (dans l'exemple 50 A pendant 20 s). Aussi faut-il prendre en considération la capacité de surcharge du transformateur de mise à terre, si elle est inférieure à celle de la résistance de charge. Surveillance Les seuils de surveillance sont réglés grâce aux paramètres U20 MIN et I20 MIN à l'adresse 5307, 5308. Si la tension mesurée à 20 Hz passe en dessous du seuil de démarrage et que le courant 20 Hz n'augmente pas, la fonction diagnostique une anomalie au niveau du couplage 20 Hz. Les valeurs préréglées sont utilisables dans la plupart des applications. Dans les applications pour lesquelles la résistance de charge est inférieure à 1 Ω, le seuil U20 MIN doit être diminué à 0,5 V. Le seuil de courant I20 MIN peut être maintenu à 10 mA. Déphasage, résistance de contact Le paramètre PHI I M. STATOR (préréglé à 0 °) accessible à l'adresse 5309 permet de compenser l'erreur angulaire issue des transformateurs de courant et les déphasages engendrés du fait de l'utilisation d'un transformateur de mise à la terre ou de point neutre non-idéal. Le paramètre de réglage ne peut être déterminé que par un essai primaire. Il est recommandé d'effectuer l'adaptation de la valeur de déclenchement en conséquence. Le même principe s'applique pour la résistance de contact du transformateur de mise à la terre ou du point neutre. Ce paramètre avancé peut être réglé avec le logiciel DIGSI (non accessible par l'interface de dialogue intégrée sur l'équipement). En règle générale, cette résistance est négligeable. C'est pour cette raison que le paramètre M STATOR Rps est préréglé à l'adresse 5310 sur 0.0 Ω. La prise en compte de la résistance de SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 229 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) contact s'avère cependant utile en présence d'une résistance de charge primaire lorsque la tension 20 Hz est couplée via un transformateur de tension (dans ce cas, la résistance de contact du transformateur de tension n'est pas négligeable). Les blocs générateurs importants dotés d'un disjoncteur de générateur disposent parfois d’applications faisant intervenir un dispositif de charge supplémentaire placé au secondaire du transformateur élévateur pour diminuer l'incidence de la tension homopolaire en cas de disjoncteur ouvert. Le couplage 20 Hz s'effectue par l'intermédiaire du transformateur au point neutre du générateur. Si le disjoncteur du générateur est fermé, la protection mesure une résistance de charge côté transformateur élévateur qui est assimilable à une résistance de défaut. Le paramètre avancé 5311 permet de régler cette résistance de charge supplémentaire. Le préréglage pour Rch-PARALLELE est ∞. Aucune autre résistance de charge n'est acceptée. Protection masse stator 100 % avec résistance de charge primaire Dans certaines configurations de générateurs raccordés au réseau via transformateurs-élévateurs, la résistance de charge est implantée directement sur le point neutre du générateur au primaire pour lutter contre les phénomènes de perturbation. Le raccordement approprié du générateur 20 Hz et du filtre passebande, protection incluse, sont représentés dans la figure ci-dessous. La tension 20 Hz est appliquée au point neutre du générateur via un transformateur de tension de puissance importante et retombe via la résistance de charge primaire. En cas de défaut terre, un courant de terre traverse le transformateur de courant englobant la mise à la terre du point neutre. Ce courant est mesuré et traité par la protection en plus de la tension 20 Hz. Figure 2-97 Raccordement de la protection masse stator à une résistance de charge primaire Il faut utiliser un transformateur de tension isolé sur les deux pôles avec une faible impédance primairesecondaire. Ceci s'entend pour la fréquence 20 Hz. 230 Tension primaire: UN,générateur / √3 (non saturé jusqu'à UN,générateur) Tension secondaire: 500V Puissance pour 20 s (50 Hz ou 60 Hz) 3 kVA SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) Impédance primaire-secondaire à 20 Hz Zps < RL (mais au moins < 1000 Ω) Fabricant possible : Ritz Messwandlerbau Salomon-Heine Weg 72 D-20251 Hambourg (Tél. +49 (0) 40511123 333) Etant donné que le rapport de transformation est de 1:1, il faut choisir un transformateur de courant avec un ratio enroulements/ ampères maximum. Le transformateur de courant est directement monté sur le point neutre côté terre après la résistance de charge. Type : 5P10 ou 5P15 (et 1FS10) Courant nominal secondaire : 1A Rapport de transformation : 1 (1A/1A) L'angle de correction (adresse 5309 PHI I M. STATOR) et la résistance ohmique du transformateur de tension (paramètre 5310 M STATOR Rps) doivent être mesurés dans le cadre des essais primaires. Le facteur de conversion s'appliquant au calcul de résistances (secondaire-primaire et inversement) se calcule comme suit : Exemple : Résistance de charge primaire : RI = 1250 Ω Transformateur de tension: 10,5 kV/ √3/500 V Diviseur de tension : 1650 Ω/660 Ω (5:2) Transformateur de courant : 1 A/1 A Remarque En raison de la résistance de contact Rps, il ne faut pas compter sur un rapport de transformation idéal du transformateur de tension. Il peut en résulter des écarts plus grands pour le FACTEUR R M/S. Il est conseillé de mesurer le rapport de transformation (pour une source avec 20 Hz) pendant que l'installation est hors service. Il faut ensuite régler cette valeur. Seuil de déclenchement: primaire 2 kΩ, secondaire 66 Ω Seuil d'alarme: primaire 5 kΩ, secondaire 165 Ω SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 231 Fonctions 2.31 Protection masse stator à 100% (20Hz) 2.31.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 5301 MASSE STAT 100% Hors En Bloc. relais Hors Protection masse-stator 100% (20Hz) 5302 R< ALA M STATOR 20 .. 700 Ω 100 Ω Seuil d'alarme de la masse stator 100% 5303 R<< DECL M STAT 20 .. 700 Ω 20 Ω Seuil de déclenchement masse stator 100% 5304 T ALA M STATOR 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Tempo d'alarme de la masse stator 100% 5305 T DECL M STATOR 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Tempo. de décl. masse stator 100% 5306 M.STAT 100% I>> 0.02 .. 1.50 A 0.40 A Seuil masse stator 100% I>> 5307 U20 MIN 0.3 .. 15.0 V 1.0 V Seuil de surveillance tension 20Hz 5308 I20 MIN 5 .. 40 mA 10 mA Seuil de surveillance courant 20Hz 5309 PHI I M. STATOR -60 .. 60 ° 0° Correction d'angle pour I masse stator 5310A M STATOR Rps 0.0 .. 700.0 Ω 0.0 Ω Résistance de jonction Rps 5311A Rch-PARALLELE 20 .. 700 Ω; ∞ ∞Ω Résistance de charge parallèle 2.31.4 N° Liste d’informations Information Type d'info Explications 5473 >Bloc.PLS100 SgS >Blocage prot. défaut 100% long stator 5476 >U20Manque SgS >100% PLS tension 20Hz manquante 5481 PLS100 Inactive SgSo 100% PLS inactive 5482 PLS100 Verr. SgSo 100% protection long stator verrouillée 5483 PLS100 Active SgSo 100% protection long stator active 5486 Pert. PLS100 SgSo 100 % protection long stator perturbée 5487 Alarm PLS100 SgSo Alarme 100% protection long stator 5488 Excit. PLS100 SgSo Excit. 100% protection long stator 5489 Décl. PLS100 SgSo Décl. 100% protection long stator 232 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.32 Protection de terre sensible B 2.32 Protection de terre sensible B La protection sensible de courant de tere ITT-B permet lors de l'utilisation du 7UM62 une flexibilité élevée et peut être utilisée pour les applications suivantes. Applications • Surveillance de courant de terre pour identifier des défauts à la terre (stator du générateur, dérivation, transformateur). • Mesure de la 3ème harmonique de courant de terre pour la détection de défaut à la terre proches du point neutre du générateur. Le raccordement s'effectue dans le cercle secondaire du transformateur du point neutre. • Protection des résistances de charge par surveillance monophasée du courant. • Protection du courant ondulé pour détecter des courants ondulés de l'onde du générateur et empêcher un endommagement des paliers. La fonction est réglée prioritairement pour les générateurs de centrales hydrauliques. 2.32.1 Description fonctionnelle Généralités La protection sensible de courant de terre ITT-B utilise au choix l'entrée hardware Itt1 ou Itt2. Ces entrées sont exécutées de sorte qu'elles tronquent un courant supérieur à 1,6 A (limites thermiques, voir caractéristiques techniques). Il faut en tenir compte pour les applications ou lors de la sélection du transformateur de courant. Application en tant que protection de courant ondulé (protection de courant de palier) Comme la plupart des applications mentionnées ci-dessus sont simples, il faut les utiliser en priorité pour la protection de courant ondulé. Cette fonction est intéressante en particulier pour les générateurs de centrales hydrauliques. Les générateurs de centrales hydrauliques disposent selon la construction d'ondes relativement longues. Par la roue de la turbine et l'eau, une connexion à la terre de l'onde est donnée en un point. Pour les turboalternateurs, l'onde est mise à la terre en un point par la brosse de la mise à la terre. Des raisons différentes, comme le frottement, les champs magnétiques des générateurs etc etc..., peuvent établir une tension par l'onde qui agit alors comme source de tension (electro motive force - emf). Cette tension contient aussi des harmoniques, parmi lesquelles la 3° est plus fortement marquée. Cette tension induite est toujours dépendante des machines, des installations et de la charge. Pour les turboalternateurs, la tension induite peut se situer dans la plage de 0,5 à 2 V et pour les générateurs de centrales hydrauliques dans la plage de 10 à 30 V. La preuve est faite uniquement pendant l'exploitation de l'installation. Si le film d'huile d'un palier est trop fin, cela peut créer une passoire. Comme le boîtier du palier est mis à la terre, cela forme un circuit fermé. Des courants forts peuvent circuler en raison de la faible impédance (onde, palier et mise à la terre), entraînant la destruction du palier. Lorsque ces courants sont supérieurs à 1 A, cela s'avère critique pour les paliers. Comme différents paliers peuvent être concernés, le courant n'est pas mesuré à chaque palier mais le courant circulant dans l'onde est détecté par un tranformateur spécial. C'est un transformateur pliant, qui est monté autour de l'onde. La figure 2-98 montre le raccordement fondamentale de la protection de courant ondulé. L'entrée sensible sélectionnée de courant de terre est raccordée au transformateur de courant ondulé (Itt1 ou Itt2). Si le courant ondulé dépasse la valeur admissible, il faut procéder à une mise hors service du générateur. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 233 Fonctions 2.32 Protection de terre sensible B Figure 2-98 Raccordement de la protection de courant ondulé (circulation de courant possible dans le cas d'un défaut) Le transformateur de courant ondulé doit être acheté chez un fabricant de transformateur de mesures ou alors il est possible d'utiliser le transformateur de courant ondulé disponible lors du renouvellement de la protection. Le diamètre du transformateur dépend du diamètre de l'onde et peut atteindre 2 m. Le nombre de spires secondaires varie un peu avec le diamètre. Ces transformateurs comportent de 400 à 1000 spires. Il faut utiliser des transformateurs avec un nombre de spires réduit (ex : 600 spires) pour disposer d'un courant de mesure suffisament fort. De plus, les transformateurs de courant ondulé disposent d'un enroulement d'essai qui a en règle générale 4 spires. On peut alimenter un courant d'essai par ces spires et ainsi contrôler tout le circuit. La figure 2-99 montre en exemple les bornes de raccordement S1-S2: raccordement de mesure (400 spires) et A-B: raccordement d'essai (4 spires). Figure 2-99 234 Bornes de raccordement du transformateur de courant ondulé SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.32 Protection de terre sensible B Méthode de mesure Pour permettre une application flexible, le courant de terre sensible est traité différemment en ce qui concerne la technique de mesure. Le réglage de la protection détermine la méthode de mesure à utiliser. Algorithmique signifie une modification du paramètre de filtre RIF à chaque fois. Afin d'obtenir une grande précision, il faut utiliser une longue fenêtre de filtre. Il existe 4 options de filtres en tout: filtrage Application Composante fondamentale (50 Hz ou 60 Hz) - Applications normales de la protection de courant de terre 3° harmonique (150 Hz ou 180 Hz) - surveillance du courant de terre au point neutre du générateur, pour détecter °°des erreurs proches du point neutre (le cas échéant logique de complément par CFC) - Protection de courant ondulé, si la composante fondamentale est disponible de manière dominante - Protection de courant ondulé, si la 3° harmonique est disponible de manière dominante Composante fondamentale et la 3° harmonique - protection de courant ondulé, si aussi bien la composante fondamentale que la 3° harmonique sont disponibles de manière dominante Logique Le diagramme logique est représenté à la figure 2-100. La valeur de mesure est fournie au décideur de valeurs seuils en fonction de la méthode de mesure sélectionnée. En fonction de l'application, il existe la possibilité de surveiller un seuil plus grand ou plus petit. Afin d'empêcher, en général pour les petites mesures, un „claquement“ de l'excitation, la retombée peut être temporisée. La durée détermine le temps de maintien. Sur une temporisation, le signal DECL peut aussi être temporisé de manière correspondante. En réglant la valeur sur 0, on rend l'échelon ITT-B< inactif. Figure 2-100 Diagramme logique de la protection homopolaire sensible ITT-B SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 235 Fonctions 2.32 Protection de terre sensible B 2.32.2 Instructions de réglage Généralités La protection sensible de défaut à la terre ITT-B ne peut être active qu'après avoir configuré le paramètre à l'adresse = avec Itt1 ou avec Itt2. Si la détection sensible de défaut à la terre ITT-B n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Vous pouvez aussi régler sur Signaler seult. ; c'est à dire que ces échelons seront opérationnels et émettront des messages, mais qu'aucune commande de déclenchement ne sera produite. Utilisation comme protection de courant ondulé Le réglage correct de la protection de courant ondulé ne peut être effectué que lors des essais primaires. Pendant le fonctionnement du générateur, on lance un enregistrement de défauts et on détermine la part de l'harmonique à l'aide du programme graphique SIGRA. Selon la partie d'oscillations présente, on règle la procédure de mesure correspondante à l'adresse 5406 PRINCIPE MESURE. Il est possible de choisir entre Compos. fondam., Harmonique 3 et 1. et 3. Harm.. Une fois le réglage effecué, on lit le courant parasite correspondant à partir des valeurs de mesure d'exploitation au niveau du générateur en charge et on détermine à partir de là la valeur de réglage avec un facteur de sécurité de 1,5 à 2 (voir également test primaire). En cas de réglage préalable, il est recommandé de choisir une valeur telle qu'elle fasse démarrer la protection en cas de courants de défaut compris entre 0,5 A et 1 A. Pour 600 spires, cela correspond à un seuil de démarrage de 1 mA (soit 0,6 A primaire). Afin de garantir un déclenchement même en cas de défauts intermittents, le maintien d'activation doit être réglé à l'adresse 5407 T-MAINT. ITT-B> (réglable uniquement via DIGSI). Une valeur de 0,5 s est tout à fait praticable. Pour la temporisation de déclenchement, on choisit en général un temps de 3 s et on le règle à l'adresse 5403 T ITT-B>. 236 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.32 Protection de terre sensible B 2.32.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 5401 TERR.SENS ITT-B Hors En Bloc. relais Signaler seult. Hors Protection de terre sensible B 5402 ITT-B> 0.3 .. 1000.0 mA 5.0 mA Seuil de démarrage ITT-B> 5403 T ITT-B> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s Temporisation T ITT-B> 5404 ITT-B< 0.3 .. 500.0 mA; 0 0.0 mA Seuil de démarrage ITT-B< 5405 T ITT-B< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation T ITT-B< 5406 PRINCIPE MESURE Compos. fondam. Harmonique 3 1. et 3. Harm. Compos. fondam. Principe de mesure ITT-B 5407A T-MAINT. ITT-B> 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Temps maintien de mise en route ITT-B> 5408A T-MAINT. ITT-B< 0.00 .. 60.00 s 0.00 s Temps maintien de mise en route ITT-B< 2.32.4 Liste d’informations N° 25071 Information >Bl. ter.sens.B Type d'info SgS Explications >Blocage protection terre sensible ITT-B 25072 ITT-B HS SgSo Terre sensible ITT-B désactivée 25073 ITT-B bloquée SgSo Terre sensible ITT-B bloquée 25074 ITT-B active SgSo Terre sensible ITT-B active 25077 EXCIT. ITT-B> SgSo Excitation échelon ITT-B> 25078 EXCIT. ITT-B< SgSo Excitation échelon ITT-B< 25079 DECL ITT-B> SgSo Déclenchement échelon ITT-B> 25080 DECL ITT-B< SgSo Déclenchement échelon ITT-B< SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 237 Fonctions 2.33 Protection défaut enroulement 2.33 Protection défaut enroulement La protection contre court-circuit entre spires sert à détecter des courts-circuits entre des spires au sein d'un enroulement (phase) du générateur. Dans ce cas, des courants de circuit relativement élevés peuvent circuler dans les spires court-circuitées et provoquer des dégâts sur l'enroulement et le fer. La fonction se distingue par une sensibilité élevée. Selon la construction des générateurs, le court-circuit entre spires est peu vraisemblable. La probabilité est plus grande pour les générateurs ayant un enroulement statorique séparé (ex : les gros générateurs des centrales hydrauliques). Ici, on utilise un protection différentielle transversale ou une protection homopolaire entre les points neutres reliés. 2.33.1 Description fonctionnelle Principe de base La figure 2-101 représente le principe de mesure. 3 transformateurs de tension isolés biphasés saisissent la tension de décalage à l'enroulement en triangle ouvert. Pour être insensible aux courts-circuits, il faut que le point neutre isolé du transformateur de tension soit relié au point neutre du générateur par un câble haute tension. Le point neutre du transformateur de tension ne doit pas être mis à la terre, car sinon, le point neutre du générateur serait mis à la terre, et tout défaut à la terre entraînerait un court-circuit à la terre monophasé. Dans le cas d'une protection contre court-circuit entre spires, la tension est abaissée dans la phase concernée et celle-ci entraîne finalement une tension de décalage saisie à l'enroulement en triangle ouvert. La sensibilité est essentiellement limitée par les asymétries des enroulements et moins par l'appareil de protection. Figure 2-101 Raccordement standard de la protection contre court-circuit entre spires La figure 2-102 montre un autre enclenchement avec une sensibilité réduite. Le dispositif de charge se trouve au niveau du point neutre du générateur et la tension de décalage est mesurée par le transformateur de tension. Ce transformateur de tension est utilisé simultanémant pour la protection de masse stator. Le transformateur de tension côté dérivation est mis à la terre et a de plus un enroulement ouvert en triangle. La connexion de la figure 2-102 permet de suspendre la tension de décalage en cas de court-circuit au niveau de l'entrée de mesure de la protection contre les courts-circuits entre spires. Dans le cas d'un court-circuit entre spires, le décalage de tension apparaît uniquement au niveau de l'enroulement ouvert en triangle, du côté dérivation. 238 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.33 Protection défaut enroulement Figure 2-102 Raccordement alternatif de la protection contre court-circuit entre spires Grâce à la grande plage de réglage, la fonction de protection peut être utilisée comme protection de surtension monophasée à un échelon. Méthode de mesure L'entrée UTde la protection est raccordée selon la figure 2-101 ou 2-102. La composante fondamentale de la tension est mesurée à partir de la tension de décalage échantillonnée, grâce au filtre RIF. Avec une fonction fenêtre choisie en conséquence, l'équipement est insensible aux oscillations à haute fréquence. L'influence parasite de la 3e harmonique est éliminée et on atteint la sensibilité de mesure requise. Logique Le diagramme logique est représenté à la figure 2-103. La valeur de mesure de la composante fondamentale est reliée au critère de la valeur seuil. En cas de dépassement du seuil, le message de mise en route est émis et la temporisation est lancée. Une fois ce temps écoulé, l'ordre de déclenchement est généré. Figure 2-103 Diagramme logique de la protection contre court-circuit entre spires SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 239 Fonctions 2.33 Protection défaut enroulement 2.33.2 Instructions de réglage Généralités La protection contre court-circuit entre spires ne peut être active et n'est accessible qu'après avoir configuré le paramètre 155 PDéfEnr sur . En outre, il faut signaler dans les données de poste1 que l'entrée UT est utilisée pour la protection contre courtcircuit entre spires. Le réglage a lieu à l'adresse 223 UT raccordé = Prot.Déf.Enr.. Pour le facteur UT, (adresse 224) on règle conformément à la section 2.5 le rapport entre la tension phase-terre et la tension à l'enroulement en triangle ouvert (entrée UT). A l'adresse 5501 PDéfEnr, la fonction peut être activée En, désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Seuil d'excitation Une grande sensibilité est recommandée pour la protection, afin qu'elle puisse détecter un court-circuit entre quelques enroulements seulement. D'un autre côté, un réglage trop sensible peut provoquer un fonctionnement intempestif. Pour cette raison, la valeur de préréglage 2 % qui correspond à un seuil d'excitation de 2 V pour une tension de décalage secondaire maximale de 100 V, a été sélectionnée. Le seuil d'excitation définitif doit être déterminé par des essais primaires. Il faut exclure une excitation s'il n'y a pas de court-circuits des enroulements. La fonction de protection ne doit pas démarrer intempestivement en cas d'influences parasites. Les influences parasites sont provoquées par des asymétries de l'enroulement statorique qui se font particulièrement sentir en cas de court-circuit bipolaire, en formant une tension de décalage. La tension de décalage à considérer comme tension parasite doit être déterminée par des tests de court-circuit lors de la mise en service. Il est ensuite possible de déterminer la zone de protection. Le réglage de la protection doit être effectué de telle sorte qu'il y ait démarrage en cas de court-circuit entre spires en excitation à vide. Il faut si possible que le court-circuit d'une seule spire soit détecté. En cas de réglage sensible, le rapport de retombée doit également être réduit. Le préréglage a été sélectionné avec (voir adresse 5504 RETOMBEE). Temporisations La temporisation de la fonction de protection permet de minimiser le risque d'un fonctionnement intempestif. Un temps trop long risque toutefois d'entraîner un dommage plus important des enroulements statoriques concernés. C'est la raison pour laquelle le préréglage est fixé à (voir adresse 5503 T Uw>). 2.33.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 5501 PDéfEnr Hors En Bloc. relais Hors Protection défaut enroulement 5502 Uw> 0.3 .. 130.0 V 2.0 V Seuil de mise en route Uw> 5503 T Uw> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation de décl. 5504 RETOMBEE 50 .. 95 % 80 % Comportement de retombée Uw> 240 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.33 Protection défaut enroulement 2.33.4 N° 5413 Liste d’informations Information >Bloc PD<83fEnr Type d'info SgS Explications >Blocage protection défaut enroulement 5421 PDéfEnr Inact. SgSo Protection défaut enroulement inactive 5422 PDéfEnr Verr. SgSo Protection déf. enroulement verrouillée 5423 PDéfEnr Active SgSo Protection défaut enroulement active 5426 Exci. PDéfEnr SgSo Excit. protection défaut enroulement 5427 Décl. PDéfEnr SgSo Déclenchement protection défaut enroulement SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 241 Fonctions 2.34 Protection masse rotor (R, fn) 2.34 Protection masse rotor (R, fn) La protection de masse rotor sert à détecter les défauts à la terre dans le circuit d'excitation des machines synchones. Un défaut à la terre n'a certes pas de conséquences dommageables immédiates ; mais si un deuxième défaut à la terre vient s'y ajouter, cela représente un court-circuit entre spires de l'enroulement d'excitation. Cela peut provoquer des balourds magnétiques qui peuvent entraîner la destruction de la machine en raison de leurs forces mécaniques extrêmes. 2.34.1 Description fonctionnelle Méthode de mesure La protection de masse rotor du 7UM62 fonctionne avec une tension alternative auxiliaire externe, de même fréquence que le réseau, d'env. 36 à 45 V, qui peut être dérivée à l'aide d'un accoupleur 7XR6100-0*A00 par exemple des transformateurs de tension. Cette tension est couplée symétriquement au circuit d'excitation et raccordée simultanément à l'entrée de mesure UT prévue à cet effet sur l'appareil. En cas de génération commandée par thyristor de la tension d'excitation, les condensateurs CK de l'accoupleur 7XR6100 sont protégés en raison de la haute valeur des harmoniques avec des prérésistances Rpré (exemple de raccordement avec affectation des bornes voir Annexe A.3). La tension couplée dérive un petit courant de charge, en fonctionnement normal quelques mA, par l'accoupleur, le cas échéant la résistance de brosse et les capacités de terre du circuit d'excitation. Ce courant IRE est mesuré par l'appareil. Figure 2-104 242 Détermination de la résistance masse rotor RT (7XR61 – équipement de couplage pour la protection masse rotor; 3PP13 – à partir de tensions d'excitation > 150 V, les résistances dans le 7XR61 doivent être court-circuitées!) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.34 Protection masse rotor (R, fn) A partir de la tension URE et du courant transitant IRE, la protection masse rotor calcule l'impédance de terre complexe. A partir de cette dernière, elle peut calculer la résistance de terre RT du circuit d'excitation. Elle tient également compte de la capacité de couplage de l'appareil de couplage CC, des prérésistances Rpré y compris la résistance de brosse et des capacités de terre CT du circuit d'excitation. De cette manière, il est même possible de reconnaître des défauts à haute impédance (jusqu'à 30 kΩ dans des conditions idéales). Afin d'éliminer les influences des harmoniques, telles qu'elles apparaissent en cas d'installations d'excitation statiques (thyristors ou redresseurs en rotation), les grandeurs de mesure sont filtrées avant leur évaluation. La surveillance de la résistance de terre dispose de deux échelons. Lorsque le premier échelon (ex : 5 kΩ à 10 kΩ) est dépassé par le bas, un avertissement est généralement émis. Lorsque le deuxième échelon à basse impédance (ex : 2 kΩ à 5 kΩ) est dépassé par le bas, un déclenchement se produit peu après. Le seuil de retombée est fixé à 125 % de la valeur réglée pour les deux échelons. Remarque Pour détecter la tension URE, la protection de masse rotor utilise l'entrée de tension UT de l'appareil. C'est pourquoi, pour la protection de masse stator 90 %, la tension de décalage U0 est calculée dans ce cas à partir des tensions phase-terre. Surveillance de circuits de mesure Comme un courant transite même en fonctionnement normal, à savoir le courant de charge de la capacité de terre CT, la protection peut reconnaître des interruptions du circuit de mesure et signaler toute capacité de terre d'au moins 0,15 µF. Stabilisation de la mesure de résistance Si le courant de mesure IRE est supérieur à une valeur réglée interne (100 mA), on opte pour un défaut à la terre à basse impédance (RT ≈ 0), indépendamment du calcul de la résistance. Si ce courant est inférieur à une valeur réglée interne de 0,3 mA, on opte pour RE → ∞, indépendamment du calcul de la résistance. Figure 2-105 Logique de fonctionnement de la protection masse rotor SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 243 Fonctions 2.34 Protection masse rotor (R, fn) 2.34.2 Instructions de réglage Généralités La protection masse rotor ne peut être active et accessible que si elle a été déclarée au préalable Disponible au paramètre 160 MASSE ROTOR. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 6001 MASSE ROTOR la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Le paramètre 223 UT raccordé doit être réglé par ailleurs sur Rotor. Si ce n'est pas le cas, la protection mesure une tension URT = 0 et se bloque en conséquence. Seuils de réponse La protection calcule la résistance masse rotor directement à partir des valeurs de tension appliquée et de courant de terre circulant dans le circuit rotorique. Les valeurs de seuil d'alarme (6002 ALARME RT) et de seuil de déclenchement (6003 DECL RT) sont ainsi exprimées en tant que résistances. Dans la plupart des cas, les valeurs préréglées sont appropriées. Il est possible de modifier ces valeurs en fonction de la résistance d'isolation et du fluide de refroidissement. Il faut veiller à ce que l'écart entre la valeur de réglage et la résistance d'isolation effective soit suffisant. Temporisations La temporisation associée au seuil d'alarme 6004 T ALARME RT est habituellement réglée sur 10 s, celle associée au seuil de déclenchement 6005 T DECL RT étant paramétrée à une valeur plus faible d'environ 0,5 s. Les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. Données concernant le couplage sur le circuit du rotor Le réglage de la réactance de couplage 6006 X COUPLAGE et de la résistance des balais 6007 R BALAIS permet à la protection de calculer la résistance de terre à l'aide du modèle électrique équivalent dans lequel sont considérées la capacité de l'appareil de couplage, la résistance des balais, la capacité de terre et la résistance de terre du circuit d'excitation RT. Le schéma électrique équivalent est représenté dans la figure cidessous. Figure 2-106 Schéma électrique équivalent du circuit de mesure de la protection masse rotor avec: URT Tension du circuit rotorique IRT Courant masse rotor XCouplage Réactance des capacités de couplage et de l'inductance éventuellement insérée RV Résistance de couplage CT Capacité de terre rotor RT Resistance de masse rotor Les résistances Rcouplage insérées dans le circuit de mesure pour protéger les capacités de couplage sont à prendre en considération dans le réglage de la résistance des balais (adresse 6007) puisque ces résistances 244 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.34 Protection masse rotor (R, fn) sont raccordées en série dans le circuit de mesure. R BALAIS correspond donc à la résistance résultante, c.à-d. le circuit en se composant précisément des résistances de couplages R couplagemontées en parallèle et des résistances des deux balais (également montées en parallèle). Le même principe s'applique pour la réactance de couplage comprenant le raccordement en parallèle des deux capacités de couplage CK. Si la bobine montée dans le 7XR6100 est intégrée dans le circuit de couplage afin d'amortir le haut niveau d'harmoniques présent dans la tension d'excitation, c'est à dire si un filtre passe-bande est réalisé pour la mesure à fréquence nominale, il faut veiller à ce que la réactance ne soit pas inférieure à –100 Ω (valeur limite inférieure du paramètre de réglage 6006 X COUPLAGE). Correction d'erreur angulaire La réactance de couplage et la résistance de couplage peuvent être mesurées par la protection lors de la mise en service (paragraphe 3.3 du chapitre „Montage et mise en service“). Il peut être également nécessaire de mesurer les éventuelles erreurs angulaires des transformateurs d'entrée de la protection et de régler le paramètre 6009 PHI I RT en conséquence afin d'augmenter la précision de la mesure. La correction est nécessaire si le seuil d'alarme n'est pas sollicité à la valeur de résistance d'isolation attendue. Dans ce cas, il faut vérifier l'angle de correction et la réactance de couplage paramétrés (voir aussi le paragraphe 3.3 du chapitre „Montage et mise en service“). Les erreurs angulaires des transformateurs de mesure, de mauvais réglage de l'impédance de couplage et les perturbations affectant le dispositif d'excitation peuvent entraîner la mesure et l'affichage par l'appareil de valeurs négatives. Dans ce cas, l'appareil demande génère un déclenchement si le courant IRT> est supérieur à 7 mA. Si le courant est inférieur à 7 mA, la mesure est déclarée comme étant invalide. La résistance masse rotor R ter est alors affichée à une valeur ∞. Ce contrôle de cohérence garantit un déclenchement sur défaut terre franc même si l'angle de correction ou l'impédance de couplage sont mal réglés et que le seuil d'alarme n'est pas correctement sollicité. Surveillance de circuits de mesure Lorsque la capacité parasite de terre rotor est suffisamment importante (CT ≥ 0,15 μF), il est possible de détecter une coupure dans le circuit de mesure. Une anomalie est détectée si le courant est inférieur au seuil paramétré à l'adresse 6008 I RT< et que la tension couplée UUC est supérieure à 25 V. La signalisation d'anomalie retombe si le courant dépasse le seuil d'alarme de 0,5 mA (ou de 20 % de la valeur réglée) ou si la tension est inférieure à 20 V. Le réglage I RT< = 0.0 mA désactive cette surveillance. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 245 Fonctions 2.34 Protection masse rotor (R, fn) 2.34.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 6001 MASSE ROTOR Hors En Bloc. relais Hors Protection masse rotor (R, fn) 6002 ALARME RT 3.0 .. 30.0 kΩ 10.0 kΩ Seuil d'alarme 6003 DECL RT 1.0 .. 5.0 kΩ 2.0 kΩ Seuil de déclenchement 6004 T ALARME RT 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Temporisation de l'échelon d'alarme 6005 T DECL RT 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s Tempo. de l'échelon de déclenchement 6006 X COUPLAGE -100 .. 800 Ω 398 Ω Capacitié/inductance de couplage 6007 R BALAIS 0 .. 999 Ω 50 Ω Résistance des balais (Résistance série) 6008 I RT< 1.0 .. 50.0 mA; 0 2.0 mA Seuil de sign. de défail. masse rotor 6009 PHI I RT -15.0 .. 15.0 ° 0.0 ° Correction d'angle pour Irt 2.34.4 Liste d’informations N° 5383 Information >Bloc. DTR Type d'info SgS Explications >Blocage protection défaut terre rotor 5391 DTR inactive SgSo Protection défaut terre rotor inactive 5392 DTR verrouil. SgSo Protection défaut terre rotor verrouillée 5393 DTR active SgSo Protection défaut terre rotor active 5394 DTR blocU< SgSo Protection défaut T rotor blocage soustension 5397 Alarme DTR SgSo DTR échelon d'alarme Re< 5398 Excit. DTR SgSo DTR excitation de l'échelon Re< 5399 Décl. DTR SgSo DTR déclenchement de l'échelon Re< 5400 Déf. M.ROTOR SgSo Circuit masse rotor (R,fn) défaillant 246 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.35 Protection masse rotor (1-3Hz) 2.35 Protection masse rotor (1-3Hz) La protection de masse rotor sert à détecter les défauts à la terre à forte et faible impédance dans le circuit d'excitation des machines synchones. Un défaut à la terre n'a certes pas de conséquences dommageables immédiates ; mais si un deuxième défaut à la terre vient s'y ajouter, cela représente un court-circuit entre spires de l'enroulement d'excitation. Cela peut provoquer des balourds magnétiques qui peuvent entraîner la destruction de la machine en raison de leurs forces mécaniques extrêmes. Contrairement au modèle de fonction de la section 2.34, la fonction de protection décrite ci-dessous se distingue par une sensibilité nettement pus élevée et est utilisée sur des générateurs plus gros. 2.35.1 Description fonctionnelle Principe de base La protection de masse rotor fonctionne avec une tension continue d'environ 50 V, qui, selon les réglages, est inversée 1 à 4 fois par seconde. Cette inversion de tension du circuit du rotor avec Ug est créée dans l'équipement de couplage 7XT71. A l'aide d'un appareil de résistance 7XR6004 (ou 7XR6003), cette tension est couplée symétriquement au circuit d'excitation via des résistances à haute impédance et reliée simultanément à la brosse de mise à la terre (potentiel de terre) via un shunt de mesure à basse impédance RM (voir également l'annexe). La tension obtenue via le shunt de mesure et la tension de commande sont couplées dans la protection, via le convertisseur de valeurs de mesure. La tension de commande est proportionnelle à la tension couplée Ug de 50 V en amplitude et en fréquence. Le courant terre du rotor transitant se forme dans la tension de mesure. La tension continue Ug entraîne à chaque inversion de polarité un courant de charge Ig à travers l'appareil de résistance dans les capacités de terre du circuit d'excitation. Ce courant provoque dans le shunt de mesure de l'équipement de couplage une perte de tension Umes qui lui est proportionnelle Après la charge de la capacité de terre du rotor, le courant de charge devient nul. S'il existe un défaut à la terre du rotor, un courant de terre est dérivé durablement. La hauteur est déterminée par la résistance du défaut. L'utilisation d'une tension en rectangle à basse fréquence comme tension de décalage permet d'éliminer l'influence de la capacité de terre et simultanément, la distance parasite avec les fréquences parasites provoquées par l'installation d'excitation grandit d'autant. Figure 2-107 CT Principe de raccordement du dispositif d'injection sur l'enroulement du rotor Capacité masse rotor Rv Résistance série Ug Tension de rectangle de l'appareil auxiliaire 7XT71 Ig Courant circulant de l'appareil auxiliaire 7XT71 via le rotor à la terre fg Fréquence de rectangle de l'appareil auxiliaire 7XT71 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 247 Fonctions 2.35 Protection masse rotor (1-3Hz) Méthode de mesure Les moments de commutation sont calculés à partir de la tension de commande Ucommande et la mesure est pilotée. Simultanément, l'amplitude de la tension est calculée et convertie à la tension d'entraînement Ug. La tension Umes proportionnelle au courant Ig permet de calculer la résistance de défaut effective. A chaque commutation de la tension de commande, la tension continue dans la tension de mesure est déterminée via un filtre de valeur moyenne. La fréquence de l'équipement de couplage doit alors être réglée si bas que les capacités de terre du rotor sont chargées pendant la formation de la valeur moyenne, afin que seule la partie stationnaire soit évaluée. De cette manière, il est possible de reconnaître des défauts à haute impédance (jusqu'à 80 kΩ) sans influence de la capacité de terre. La mesure est cependant faussée par deux valeurs parasites. D'un côté apparaît, selon la hauteur de la tension d'excitation et selon la position du défaut à la terre dans l'enroulement d'excitation, une composante de tension continue dans le circuit de mesure, et d'un autre côté il est possible de superposer à la tension continue d'excitation de grandes crêtes de tension alternative, à fréquence plus élevée. Celles-ci sont amorties par un filtre numérique. Afin d'éliminer les influences parasites provoquées par les parts superposées de la tension continue, la polarité de la tension Ug est inversée (tension de rectangle). Le calcul de la tension de mesure ci-dessus a lieu pour chaque polarité. La soustraction de deux résultats de mesure consécutifs Ig, soit Ig1 et Ig2, permet de dissocier la composante continue provenant du circuit d'excitation (Ioffset) de la composante continue issue de l'injection de tension Ug. A partir des grandeurs de mesure ainsi obtenues et de la hauteur calculée de la tension de décalageUg, il est possible de calculer la résistance de terre en tenant compte des prérésistances Rv (voir figure 2-108). Figure 2-108 248 Chronogrammes représentant l'évolution de la tension de décalage Ug, de la tension shunt Umes et du courant Ig SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.35 Protection masse rotor (1-3Hz) Surveillance Lors de chaque inversion de polarité, le courant de charge de la capacité de terre est calculé. Si le courant de charge n'atteint plus la valeur ainsi calculée, la protection peut détecter des défauts tels qu'une rupture de câble, des balais sans contact. La détection n'est pourtant possible que si les capacités de terre sont suffisamment élevées (> 0,15 μF) et que les perturbations provenant du dispositif d'excitation sont faibles. Une solution alternative consiste à effectuer un contrôle externe au moyen d'une résistance d'essai (incluse dans le 7XR6004 et le 7XR6003). Le mode essai est activé par une entrée binaire. La résistance de défaut est ensuite raccordée à un circuit anneau par un relais externe. La résistance d'essai correspondante doit être communiquée à la fonction de protection. La fonction de protection signale les résultats de l'essai via les messages correspondants. Elle peut aussi reconnaître une interruption unilatérale (ex : rupture de fil ou borne mal fixée d'un couplage). La logique d'évaluation est représentée à la figure suivante. Figure 2-109 Logique mise en oeuvre dans le mode essai de la protection masse rotor De plus, une surveillance de la tension de commande a lieu. Si aucune tension de commande n'est détectée ou si elle est trop faible, on en déduit un défaut dans l'équipement de couplage (voir également diagramme logique). Logique Le diagramme logique illustre les parties : • Surveillance de l'équipement de couplage • Surveillance de circuits de mesure • Fonction de protection à deux échelons • Effet de la vérification par la protection de masse rotor SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 249 Fonctions 2.35 Protection masse rotor (1-3Hz) Lorsque l'échelon réglé à forte impédance RE< est dépassé par le bas, un avertissement est généralement émis. Lorsque le deuxième échelon à basse impédance RE<< est dépassé par le bas, un déclenchement se produit peu après. Figure 2-110 2.35.2 Diagramme logique de la protection masse rotor sensible Instructions de réglage Généralités La protection masse rotor sensible ne peut être active que si le paramètre à l'adresse 161 M. ROTOR 1-3Hz a été réglé sur Disponible. Il faut en outre s'assurer que les entrées de convertisseurs MU1 et MU2 ne sont utilisées pour aucune autre fonction. A l'adresse 6101 M. ROTOR 1-3Hz, la fonction peut être activée En ou désactivée Hors ou activée avec l’ordre de déclenchement bloquE(Bloc. relais). 250 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.35 Protection masse rotor (1-3Hz) Seuils de réponse La protection calcule la résistance masse rotor directement à partir des valeurs de tension appliquée et de courant de terre circulant dans le circuit rotorique. Les valeurs de seuil d'alarme (6102 ALARME RT) et de seuil de déclenchement (6103 DECL RT) sont ainsi exprimées en tant que résistances. Dans la plupart des cas, les valeurs préréglées (ALARME RT = 40 kΩ et DECL RT = 5 kΩ) suffisent. Il est possible de modifier ces valeurs en fonction de la résistance d'isolation et du fluide de refroidissement. Il faut veiller à ce que l'écart entre la valeur de réglage et la résistance d'isolation effective soit suffisant. En raison des perturbations pouvant être issues dispositif d'excitation, il est nécessaire de recaler le réglage du seuil d'alarme à partir des résultats des essais primaires. Temporisations La temporisation associée au seuil d'alarme (6104 T ALARME RT) est habituellement réglée sur 10 s, celle associée au seuil de déclenchement (6105 T DECL RT) étant paramétrée à une valeur plus faible d'environ 1 s. Les temps réglés sont des temporisations pures et ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. Surveillance La valeur de réglage pour la surveillance du circuit de mesure (6106 Qc <) est fixée pendant l'essai primaire. La mesure (Qc) est relevée à cet effet, le réglage étant choisi à la moitié de la valeur de mesure affichée. Si le courant de charge est trop faible, la surveillance ne peut pas être efficace. Le paramètre Qc < doit alors être réglé sur 0 mAs. Dans ce cas, aucun message de défaut n'est émis. Aucun réglage n'est nécessaire pour la mise en oeuvre du contrôle externe à partir de la résistance d'essai de l'équipement 7XR6004 (3,3 kΩ). Si le contrôle est cependant réalisé avec une autre résistance, la valeur associée doit être déclarée à l'aide du paramètre avancé RESIST. TEST (modifiable uniquement avec le logiciel DIGSI) à l'adresse 6107A. 2.35.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 6101 M. ROTOR 1-3Hz Hors En Bloc. relais Hors Protection masse rotor (1-3Hz) 6102 ALARME RT 5.0 .. 80.0 kΩ 40.0 kΩ Seuil d'alarme 6103 DECL RT 1.0 .. 10.0 kΩ 5.0 kΩ Seuil de déclenchement 6104 T ALARME RT 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s Temporisation de l'échelon d'alarme 6105 T DECL RT 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation de l'échelon de déclenchement 6106 Qc < 0.00 .. 1.00 mAs 0.02 mAs - 6107A RESIST. TEST 1.0 .. 10.0 kΩ 3.3 kΩ Résistance de test SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 251 Fonctions 2.35 Protection masse rotor (1-3Hz) 2.35.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 5381 >Blc M.ROT1-3Hz SgS >Bloquer protection masse rotor (1-3Hz) 5386 >Test DTR SgS >Activer protection défaut terre rotor 5387 M.ROT 1-3Hz HS SgSo Protection masse rotor (1-3Hz) désactivée 5388 M.ROT 1-3Hz bl. SgSo Protection masse rotor (1-3Hz) bloquée 5389 M.ROT 1-3Hz act SgSo Protection masse rotor (1-3Hz) active 5395 DTR ouvert SgSo DTR circuit de mesure ouvert 5401 Déf.M.ROT 1-3Hz SgSo Masse rotor (1-3Hz) défaillante 5403 Ala. MROT 1-3Hz SgSo Seuil d'alarme masse rotor (1-3Hz) Rt< 5406 MR M. ROT 1-3Hz SgSo Mise en route masse rotor Rt<< (1-3Hz) 5407 DECL M.ROT1-3Hz SgSo Déclenchement masse rotor (1-3Hz) Rt<< 5408 Test réussi SgSo Masse rotor (1-3Hz) - test réussi 5409 Test échoué SgSo Masse rotor (1-3Hz) - test échoué 5410 1 coupl. inter. SgSo Masse rotor (1-3Hz) un couplage interrompu 5411 2 coupl. inter. SgSo Masse rotor (1-3Hz) 2 couplages interrompus 252 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.36 Surveillance du temps de démarrage 2.36 Surveillance du temps de démarrage Cette fonction est mise en oeuvre lorsque le 7UM62 est utilisé en tant que protection moteur. La surveillance du temps de démarrage protège le moteur contre les processus de démarrage trop longs, et complète ainsi la protection de surcharge (voir chapitre 2.11). Les moteurs à haute tension sont particulièrement concernés puisque la réitération de plusieurs démarrages à la suite l'un de l'autre peut charger les moteurs thermiquement jusqu'à leur température limite. Si le processus de démarrage est prolongé p.ex. par des chutes de tension trop grandes lors de l'enclenchement du moteur, par des couples résistants trop grands, ou par un rotor bloqué, l'appareil de protection génère une commande de déclenchement. 2.36.1 Description fonctionnelle Démarrage du moteur Comme critère pour le démarrage du moteur, on prend le dépassement d'un seuil I DEMAR. MOTEUR de courant (réglable), ce qui libère le calcul de la temporisation de déclenchement. La fonction de protection comprend un échelon à à temps dépendant et un échelon à temps constant. Fonctionnement à temps dépendant La temporisation du déclenchement dépendante du courant n'est pas seulement employée pour les rotors bloqués. Elle évalue correctement les temps de démarrage prolongés suite à des chutes de tension lors de l'enclenchement du moteur, et permet alors un déclenchement au bout de la durée appropriée. Le calcul du temps de déclenchement se fait à partir de la formule suivante : où tDECL temps de déclenchement effectif fonction du courant circulant I tD max temps de déclenchement sur persistance du courant de démarrage ID courant de démarrage nominal IA (param. 6503, T DEMARR. MAX) I courant circulant réellement (grandeur mesurée) ID Courant nominal de démarrage du moteur (paramètre 6502, I DEMARR. MAX) IDEM. RECON seuil de détection pour la reconnaissance d'un démarrage de moteur (paramètre 6505, I DEMAR. MOTEUR) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 253 Fonctions 2.36 Surveillance du temps de démarrage Figure 2-111 Temps de déclenchement dépendant du courant de démarrage Si le courant mesuré en réalité I est plus petit (plus grand) que le courant de démarrage nominal IA (paramètre I DEMARR. MAX), le temps de déclenchement réel tDECL est prolongé (raccourci) (voir aussi la figure 2-111). Déclenchement à temps indépendant (rotor bloqué) Si le temps de démarrage du moteur est plus long que le temps d'arrêt tT maximum admissible, le rotor est vraisemblablement bloqué: le déclenchement doit s'effectuer (au plus tard avec le temps tT. L’appareil peut détecter une condition de fonctionnement à rotor bloqué à l'aide d'une entrée binaire connectée à un compte tours externe („>Rotor bloqué“). Si le courant de l'une des phases dépasse le seuil de reconnaissance de démarrage I DEMAR. MOTEUR déjà cité ci-dessus, l’appareil considère qu’il se trouve en condition de démarrage du moteur et démarre une temporisation indépendante du courant (caractéristique de surintensité à temps constant) basée sur le temps maximum admissible pour rotor bloqué. Ceci est effectué à chaque démarrage de moteur, et constitue un fonctionnement normal, ne menant à aucune consignation dans les mémoires des messages d'exploitation et de défaut, ni à aucune signalisation vers le système de supervision. La temporisation de rotor bloqué (T BLOC. MAX.) est associée à l'information binaire „>Rotor bloqué“ via une porte ET. Si l'information binaire est active à l'expiration de la temporisation de rotor bloqué, le déclenchment immédiat s'effectue, indépendamment de l'instant de l'activation (avant, pendant ou après l'expiration de la temporisation). Logique La surveillance du temps de démarrage peut être activée/désactivée à l'aide de paramètres. Une entrée binaire peut la bloquer, ce qui signifie la réinitialisation des temporisations et messages de mise en route. La figure suivante décrit la logique de signalisation et de détection de défauts. Une mise en route ne mène pas à la création d'un protocole de défaut. Le défaut est uniquement protocolé sur initiation de la commande de déclenchement. 254 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.36 Surveillance du temps de démarrage Figure 2-112 2.36.2 Logique de fonctionnement de la surveillance du temps de démarrage Instructions de réglage Généralités La surveillance du temps de démarrage ne peut être active qu'après avoir configuré le paramètre 165 SURV. TPS DEM. sur Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 6501 SURV. TPS DEM. la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Seuils de réponse On introduit à l'appareil de protection les valeurs (sous des conditions normales) du courant de démarrage à l'adresse 6502 I DEMARR. MAX et du temps de démarrage à l'adresse 6503 T DEMARR. MAX. Le déclenchement s'effectue lorsque la valeur I2 t calculée dans l'appareil s'est écoulée. La caractéristique de déclenchement à temps constant peut être libérée par un relais tachymétrique via une entrée binaire („>Rotor bloqué“) et permet de réagir rapidement en cas de blocage rotor. Lorsque le rotor est bloqué, l'aération diminue ainsi que la capacité thermique de la machine. C'est pourquoi, la surveillance du temps de démarrage doit déclencher avant que la temporisation de déclenchement calculée selon la caractéristique thermique valable en fonctionnement normal ne soit écoulée. Le dépassement de la valeur de courant paramétrée à l'adresse 6505 (adresse I DEMAR. MOTEUR) est interprété comme le démarrage d'un moteur. C'est pourquoi, il faut choisir cette valeur en dessous du courant effectif de démarrage, quelles que soient les conditions de charge/tension, avec un moteur en marche, mais au-dessus des courants mesurés lors d'une surcharge temporaire. Exemple : Moteur avec les données suivantes : tension nominale UN = 6600 V courant nominal Imot.nom = 126 A Courant de démarrage IDEM = 624 A Courant statorique admissible en permanence Imax = 135 A SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 255 Fonctions 2.36 Surveillance du temps de démarrage durée du démarrage avec IDEM TDEM max = 8,5 s transformateur IN transf prim/IN transf sec 200 A/1 A Pour la valeur de réglage I DEMARR. MAX, il en résulte : La diminution de la tension provoque la diminution du courant de façon à-peu-près linéaire. En présence d'une tension de 80 % de la tension nominale, le courant de démarrage est d'environ à 0,8 · IDEMARRAGE = 2,5 · IN transf sec. Le seuil, déterminant pour la détection du démarrage moteur, doit se trouver au-dessus du courant de charge maximal, et en-dessous du courant de démarrage minimal. Si aucun autre facteur d’influence n’est présent (charges de pointes), le seuil de détection de démarrage du moteur (I DEMAR. MOTEUR, adresse 6505) peut être réglé sur la valeur intermédiaire. Le temps de déclenchement s'exprime comme suit: Sous les conditions nominales, le temps de déclenchement est identique au temps de démarrage maximal TMax.DEMARRAGE. Dans des conditions autres que nominales, la proteciton adapte le temps de déclenchement en conséquence. En présence d'une tension à 80 % de la tension nominale (et donc d'un courant d'environ 80% du courant nominal de démarrage), le temps de déclenchement est par exemple : Au bout de la temporisation T BLOC. MAX., l'entrée binaire est activée et émet une commande de déclenchement. Si l'on règle le temps du rotor bloqué à une valeur, à ce que pour un démarrage normal, l'entrée binaire „>Rotor bloqué“ (n° 6805) fonctionne sûrement au cours de la temporisation T BLOC. MAX., on obtient, avec un rotor bloqué, une temporisation plus courte pour la commande de déclenchement que celle du démarrage sans blocage. 256 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.36 Surveillance du temps de démarrage 2.36.3 Vue d'ensemble des paramètres Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre 6501 SURV. TPS DEM. 6502 I DEMARR. MAX C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications Hors En Bloc. relais Hors Surveillance du temps de démarrage 5A 0.50 .. 80.00 A 15.60 A 1A 0.10 .. 16.00 A 3.12 A Courant maximum de démarrage 6503 T DEMARR. MAX 1.0 .. 180.0 s 8.5 s Temps maximum de démarrage 6504 T BLOC. MAX. 0.5 .. 120.0 s; ∞ 6.0 s Temps maximum de blocage 6505 I DEMAR. MOTEUR 5A 3.00 .. 50.00 A 8.00 A 1A 0.60 .. 10.00 A 1.60 A Detec. courant de démarrage du moteur 2.36.4 N° Liste d’informations Information Type d'info Explications 6801 >BlocSurvDém SgS >Bloquer surveillance de démarrage 6805 >Rotor bloqué SgS >Rotor bloqué 6811 SurvDém dés. SgSo Surveillance de démarrage désactivée 6812 SurvDém bloquée SgSo Surveillance de démarrage bloquée 6813 SurvDém act. SgSo Surveillance de démarrage active 6821 Décl. SurvDém SgSo Déclenchement par surveillance de démarrage 6822 Rotor bloqué SgSo Rotor bloqué (après fin tempo.) 6823 DémSurvDém SgSo Démarrage surveillance de démarrage SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 257 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement 2.37 Blocage de réenclenchement En exploitation normale, la température du rotor d'un moteur est nettement en dessous de la température limite, même en présence de courants de charge élevés. Les démarrages moteur (avec les fortes valeurs de courant associées) sont par contre beaucoup plus dangereux pour le rotor que pour le stator (la constante de temps thermique du rotor est en effet beaucoup plus faible que celle du stator). Il est donc préférable de bloquer tout nouvel enclenchement moteur lorsqu'il est établi que plusieurs enclenchements successifs ont entraîné une surchauffe du rotor. Pour cette raison, l'appareil 7UM62 possède un blocage de réenclenchement, qui émet une commande de blocage, jusqu'à ce qu'un redémarrage soit admissible (limite de réenclenchement). Pour pouvoir bloquer le redémarrage, le signal de blocage doit être connecté à une sortie binaire dont les contacts sont insérés dans le circuit de démarrage du moteur. 2.37.1 Description fonctionnelle Détection de l’échauffement du rotor Comme le courant du rotor n'est pas directement mesurable, on a recours aux courants du stator. Pour cela, on calcule les valeurs efficaces des courants. L'échauffement ΘL est calculé à partir du plus grand des trois courants de phase. Les valeurs thermiques limites de l’enroulement rotorique sont déterminées sur la base des caractéristiques techniques fournies par le constructeur du moteur et relatives au courant nominal de démarrage, à la durée maximum de démarrage autorisée, ainsi qu’au nombre maximum de démarrages successifs autorisés au départ des conditions froides (nfroid) et chaudes (nchaud) . L'appareil de protection calcule alors les grandeurs déterminantes pour l'image thermique du rotor, et émet une commande de blocage, jusqu'à ce que l'image thermique du rotor atteigne une valeur en dessous de la limite de réenclenchement, ce qui autorise un nouveau démarrage. 258 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement Figure 2-113 Evolution de l'échauffement dans le rotor et modélisation par l'image thermique lors de démarrages multiples Bien que la répartition de chaleur dans les barres rotoriques puisse fortement varier (lors d'un démarrage de moteur), les différents pics de température affectant le rotor n'ont pas d'importance pour le blocage de réenclenchement (voir figure 2-113). Il importe par contre que l'image thermique de la protection corresponde à l'état thermique du moteur à l'issue d'un démarrage complet. La figure ci-dessus décrit les processus d'échauffement au cours de redémarrages multiples d'un moteur (trois démarrages à partir de l'état froid), ainsi que la modélisation thermique par l'appareil de protection. Limite de redémarrage Si la température a dépassé la limite de réenclenchement, un nouveau démarrage du moteur est impossible. Il faut que la température du rotor tombe sous la limite de réenclenchement (donc un démarrage sans dépasser la température de déclenchement serait possible) , pour supprimer la commande de blocage. La limite de réenclenchement ΘREE, par rapport à la température maximale admissible du rotor, s'exprime comme suit: nfroid 2 3 4 ΘREEN [%] 50 % 66,7 % 75 % Temps de réenclenchement Le constructeur du moteur permet un certain nombre de démarrages à partir de l'état de fonctionnement froid (nfroid) et chaud (nchaud). Au-delà, un nouveau démarrage n'est plus admis. Il faut attendre un certain temps, le temps de réenclenchement, afin que le rotor puisse refroidir. On modélise le comportement thermique comme suit: un temps d'égalisation est lancé suite au déclenchement du moteur (adresse 6604 T EGALIS.). Celui- SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 259 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement ci tient compte du fait que les différentes parties du moteur ont un état thermique différent, au moment du déclenchement. Pendant le temps d'égalisation, l'image thermique est maintenue constante, pour reproduire les phénomènes de compensation dans le rotor. Ce n'est qu'à l'écoulement du temps d'égalisation que l'image thermique refroidit selon la constante de temps appropriée (constante de temps du rotor · facteur de prolongation). Un nouveau démarrage du moteur n'est pas possible pendant l'écoulement du temps d'égalisation. Le nouvel enclenchement n'est autorisé que lorsque l'échauffement retombe en dessous de la limite de réenclenchement. La durée totale au bout de laquelle un réenclenchement est permis, est composée du temps d'égalisation et du temps nécessaire à la retombée sous la limite de réenclenchement (qui est calculé selon le modèle thermique): où TEGALIS - égalisation de la température rotorique, adresse 6604 kτ - facteur d'allongement pour la constante temporelle = ALL C TEMPS EXP adresse 6609 ou ALL C TEMPS REP adresse 6608 τR - Constante de temps du rotor, mesurée de manière interne : τR = td · (nfroid – nchaud) · Ide2 avec: td = temps de démarrage en s Ide = courant de démarrage en pu Θavant - image thermique au moment du déclenchement du moteur (dépend de l'état de fonctionnement) La grandeur TTEncl.= (visible dans les valeurs de mesure thermiques), affiche le temps restant jusqu'à l'obtention de la prochaine autorisation d'enclenchement. Allongement de la constante de temps de refroidissement La prise en compte du plus faible dégagement de chaleur au sein d'un moteur autoventilé à l'arrêt s'effectue en prolongeant la constante de refroidissement, celle-ci étant calculée à partir de la constante de temps de la machine en service multipliée par le facteur ALL C TEMPS REP (adresse 6608). La détection de l’arrêt du moteur est basée sur la mesure du courant. Dès que celui-ci passe en dessous d’un seuil paramétrable I> DISJ. FERME, l'appareil de protection considère que le moteur est à l’arrêt. Ceci suppose que le courant consommé par le moteur à vide est plus important que ce seuil. Le seuil I> DISJ. FERME agit également sur la fonction de "protection de surcharge thermique" (voir section 2.11). Pendant le fonctionnement du moteur, l’échauffement de l'image thermique est représenté avec les constantes temporelles τL, calculées à partir des valeurs caractéristiques du moteur. Le refroidissement est calculé avec les constantes temporelles τL · ALL C TEMPS EXP (adresse 6609). De cette manière, on tient compte des contraintes issues d'un refroidissement lent (compensation thermique lente). Temps minimum de blocage Indépendamment des modèles thermiques, quelques fabricants de moteurs exigent un temps de blocage minimum du réenclenchement, lorsque le nombre de démarrages admissible a été dépassé. La durée du signal de blocage est la valeur la plus importante parmi les temps T MIN TEMPS BLOCAGE et TEncl.= . 260 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement Comportement lors d'une perte de la tension d'alimentation En fonction de la configuration du paramètre 274 ATEX100, la valeur de l'image thermique au moment de la perte de la tension d'alimentation est, soit, remise à zéro, soit, sauvegardée dans une mémoire "non volatile", pour la conserver. Dans ce dernier cas, la valeur sauvegardée constitue, dès le retour de la tension auxiliaire, le point de départ du calcul de l'image thermique qui continuera à évoluer en fonction des conditions d'exploitation. Démarrage d'urgence Si, en situation d’urgence, il est nécessaire de procéder à un démarrage du moteur alors que la température rotorique de celui-ci se trouve au-delà de la température maximum admissible, une entrée binaire („>DémSecVerrRéen“) peut être utilisée pour contourner le signal de blocage, permettant ainsi le redémarrage du moteur. L'image thermique du rotor continue cependant à être calculée et à fonctionner correctement malgré que le maximum thermique admissible soit dépassé. Le blocage de réenclenchement ne provoque pas de déclenchement de la machine, mais l'échauffement rotorique calculé peut être observé pour permettre une évaluation de risque. Blocage Un blocage ou une mise hors service de la fonction de blocage du réenclenchement réinitialise l'image thermique de même que le temps d'égalisation T EGALIS. et le temps de blocage minimum T MIN BLOC, ce qui fait retomber aussi une commande de blocage existante. Logique L'image thermique peut être de plus réinitialisée via une entrée binaire. Ceci est utile pendant la phase de test/mise en service, et suite au retour de la tension d'alimentation. La figure ci-dessous représente la logique de fonctionnement du blocage de réenclenchement. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 261 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement Figure 2-114 2.37.2 Logique de fonctionnement du blocage de réenclenchement Instructions de réglage Généralités Le blocage de réenclenchement ne peut être actif qu'après avoir configuré le paramètre 166 BLOC. REENCL. sur Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 6601BLOC. REENCL., la fonction peut être activée En, désactivée Hors, ou activée avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). 262 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement Grandeurs caractéristiques indispensables Les variables nécessaires au calcul de la température du rotor sont fournies par le constructeur du moteur. Parmi ces variables, on trouve le courant de démarrage Idém, le courant nominal du moteur IMot.Nom, le temps de démarrage maximum admissible T DEMARR. MAX (adresse 6603), le nombre maximum de démarrages successifs admissibles à partir de l’état froid (nfrd) et le nombre maximum de démarrages successifs admissibles à partir de l’état chaud (nchd). Le courant de démarrage est indiqué par rapport au courant nominal du moteur (I DEM./In MOT. à l'adresse 6602). Pour pouvoir interpréter ce paramètre correctement, il est important que la puissance apparente du moteur (adresse 252 SN GEN/MOTEUR) et sa tension nominale (adresse 251 UN GEN/MOTEUR) soient réglées dans les données du poste1. Le paramètre à l'adresse 6606 (n-CHAUD) sert à régler le nombre de démarrages admissibles à chaud, le paramètre à l'adresse 6607 spécifiant la différence (n-FRD - n-CHD) entre le nombre de démarrages admissibles à froid et à chaud. Pour les moteurs sans ventilation forcée, on peut régler à l'adresse 6608 un facteur ALL C TEMPS REP qui prend compte du refroidissement réduit lors de l'arrêt du moteur. Dès que le courant mesuré passe en dessous d'une valeur réglable à l'adresse 281 I> DISJ. FERME, l'arrêt du moteur est reconnu, et la constante de temps est prolongée du facteur configuré. Si aucune distinction de constante de temps n’est nécessaire (par exemple pour les machines à ventilation forcée), le facteur de prolongation doit être fixé sur ALL C TEMPS REP = 1. Le refroidissement pendant le fonctionnement du moteur est influencé par le facteur d'allongement ALL C TEMPS EXP. Ce facteur tient compte des possibles différences de refroidissement entre un moteur en marche et chargé, et un moteur arrêté. Il est efficace dès que le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 281 I> DISJ. FERME. Pour ALL C TEMPS EXP = 1, la constante d'échauffement et de refroidissement dans les conditions d'exploitation (I > I> DISJ. FERME) est identique. Exemple de réglage Exemple : Moteur avec les données suivantes : tension nominale UN = 6600 V courant nominal Imot.nom = 126 A Courant de démarrage IDém = 624 A durée du démarrage avec IDEM TDEM max = 8,5 s Nombre de démarrages admissibles à froid nfrd = 3 Nombre de démarrages admissibles à chaud nchd = 2 transformateurs de courants 200 A/1 A Le courant de démarrage par rapport au courant nominal de la machine est: On règle : I DEM./In MOT. = 4,9 T DEMARR. MAX = 8,5 s n-CHAUD =2 n-FRD - n-CHD =1 La valeur pour l'égalisation de la température rotorique de T EGALIS. = est appropriée. La valeur du temps de blocage minimal T MIN BLOC est fonction des exigences du constructeur/exploitant. Elle doit être supérieure à T EGALIS.. Dans notre exemple, on a choisi une valeur qui correspond à peu près à l'image thermique (T MIN BLOC = ). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 263 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement Le choix des facteurs de prolongement de la constante de temps pendant le refroidissement, doit également s'effectuer en respectant les exigeances du contructeur et de l'exploitant, surtout en cas d'arrêt. Si aucune valeur n'est préconisée, choisissez réglages suivants: ALL C TEMPS REP = et ALL C TEMPS EXP = . Pour garantir le bon fonctionnement, il est important de déclarer correctement les caractéristiques du transformateur de courant pour le côté 2 (adresse 211 und 212), les données du poste (adresses 251, 252) et le seuil de courant permettant de faire la distinction entre l'arrêt/marche du moteur (adresse 281 I> DISJ. FERME, recommandation ≈ 0,1 · I/IN moteur). Une vue d'ensemble des valeurs de réglage et de leurs préréglages est donnée dans l'aperçu des paramètres. Comportement thermique sur différents états de fonctionnement Pour mieux comprendre, nous allons décrire en détail deux cas parmi la multitude d'états de fonctionnement possibles. Les valeurs de réglage évoquées ci-dessus s'appliquent. On obtient la limite de redémarrage de 66,7% pour 3 démarrages à froid et 2 démarrages à chaud. La figure suivante illustre le comportement thermique avec 2 démarrages à chaud. Le moteur fonctionne constamment à courant nominal. Suite au premier déclenchement, T EGALIS. s'applique. 30 s plus tard, le moteur est enclenché puis déclenché immédiatement après. Après une nouvelle pause, le 2ème démarrage est effectué. Le moteur est déclenché à nouveau. Au cours du 2ème démarrage, le seuil limite de réenclenchement est dépassé, le blocage de réenclenchement devient actif suite au déclenchement. Au bout du temps d'égalisation (1 min), l'image thermique refroidit selon la constante de temps τL · ALL C TEMPS REP ≈ 5 · 204 s = 1020 s. Le blocage de réenclenchement est effectif pendant environ 7 min. Figure 2-115 Comportement thermique lors de deux démarrages à chaud successifs Dans le cas représenté sur la figure 2-116 le moteur est aussi enclenché deux fois, à partir de l'état chaud, mais le temps de repos entre les démarrages est plus long que dans l'exemple précédent. Après le 2ème démarrage, le moteur est actionné avec 90 % du courant nominal. Le déclenchement après le premier démarrage provoque le maintien de la valeur de l'image thermique. Au bout du temps d'égalisation (1 min), le rotor refroidit selon la constante de temps τL · ALL C TEMPS REP ≈ 5 · 204 s = 1020 s. Le deuxième démarrage résulte dans un échauffement (dû au courant de démarrage), et le courant de charge de 0,9 · I/IN moteur ALL C TEMPS EXP provoque un refroidissement. Cette fois-ci, on a une constante de temps de τL · ALL C TEMPS REP = 2 · 204 s = 408 s. 264 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement Le dépassement bref de la limite de réenclenchement ne signifie pas une contraine thermique excessive. Il veut plutôt dire qu'un déclenchement suivi immédiatement d'un réenclenchement provoquerait une sursollicitation thermique pour le rotor. Figure 2-116 2.37.3 Adr. Deux démarrages à chauds suivis d'une exploitation permanente Vue d'ensemble des paramètres Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 6601 BLOC. REENCL. Hors En Bloc. relais Hors Blocage de réenclenchement 6602 I DEM./In MOT. 1.5 .. 10.0 4.9 Courant de dém. / Courant nom. moteur 6603 T DEMARR. MAX 3.0 .. 320.0 s 8.5 s Temps maximum de démarrage 6604 T EGALIS. 0.0 .. 320.0 min 1.0 min Temps d'égalisation de température 6606 n-CHAUD 1 .. 4 2 Nombre de démarrages à chaud autorisés 6607 n-FRD - n-CHD 1 .. 2 1 Diff. nombre dém. chaud et dém. froid 6608 ALL C TEMPS REP 1.0 .. 100.0 5.0 Allongement cste de temps au repos 6609 ALL C TEMPS EXP 1.0 .. 100.0 2.0 Allongement cste de temps en exploit. 6610 T MIN BLOC 0.2 .. 120.0 min 6.0 min Temps de blocage réenclenchement min. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 265 Fonctions 2.37 Blocage de réenclenchement 2.37.4 N° Liste d’informations Information Type d'info Explications 4822 >BlocVerrRéencl SgS >Bloquer verrouillage du réenclenchement 4823 >DémSecVerrRéen SgS >Démarr. secours du verrouill. réencl. 4824 VerrRéencl dés. SgSo Verrouillage réenclencheur désactivé 4825 VerrRéencl bloq SgSo Verrouillage réenclencheur bloqué 4826 VerrRéencl act. SgSo Verrouillage réenclencheur activé 4827 Cmde.VerrRéencl SgSo Cmde de verrouillage de réenclenchement 4828 >BR réinit ther SgS >Réinitialisation modèle thermique rotor 4829 BR réinit ther. SgSo Modèle thermique rotor réinitialisé 4830 Alarme Θ REENCL SgSo Seuil de réenclenchement dépassé 266 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.38 Protection contre les défaillances disjoncteur 2.38 Protection contre les défaillances disjoncteur La protection contre les défaillances du disjoncteur peut être affectée au choix au côté 1 ou au côté 2 lors de la configuration (voir section 2.4). La protection de défaillance du disjoncteur surveille le déclenchement correcte du disjoncteur de puissance associé. En ce qui concerne la protection de machines, cette fonction se réfère typiquement au disjoncteur réseau. 2.38.1 Description fonctionnelle Fonctionnement La protection dispose de deux critères: • vérification, suite à une commande de déclenchement, du passage des trois courants de phase sous un seuil réglable, • analyse de la position des contacts auxiliaires du disjoncteur, lorsque le déclenchement est initié par des fonctions de protection, pour lesquelles le critère de courant n'est pas suffisant, comme p.ex. la protection fréquencemétrique, la protection voltmétrique, ou la protection masse rotor. Si le disjoncteur de puissance, quand une commande de déclenchement a été émise, ne déclenche pas pendant une durée réglable (cas de défaillance du disjoncteur de puissance), le déclenchement peut être initié par un disjoncteur privilégié (voir l'exemple suivant). Figure 2-117 Principe de fonctionnement de la protection contre les défaillances disjoncteur Activation La protection peut être lancée par deux sources différentes: • fonctions internes de la 7UM62, par exemple commandes de déclenchement issu des fonctions de protection ou de la CFC (fonctions de logique internes), • instructions de démarrage externes par exemple par entrée binaire. Critères Les deux critères qui mènent à une excitation (critère de courant, contact auxiliaire du disjoncteur) sont combinés via une porte logique OU. Ce principe permet de réagir correctement en cas de déclenchement en l'absence de courant de court-circuit ou sur réaction de la protection voltmétrique à faible charge puisque la position des contacts auxiliaires disjoncteur permet d'en vérifier l'ouverture. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 267 Fonctions 2.38 Protection contre les défaillances disjoncteur Le critère de courant est considéré rempli, si au moins un des trois courants de phase dépasse le seuil réglable (ADD I>). La retombée a lieu, lorsque les trois courants de phase sont passés en dessous de 95 % du seuil de mise en route. Si l'entrée binaire pour le contact auxiliaire du disjoncteur est inactive, seulement le critère de courant est actif, et la protection de défaillance de disjoncteur ne peut pas s'activer lors d'une commande de déclenchement, si le valeur du courant se trouve sous le seuil ADD I>. Double canal Afin d'augmenter la securité et pour se protéger contre de potentielles impulsions parasites potentielles, l'entrée binaire permettant l'initiation externe est stabilisée. Le signal d'initiation doit être présent tout au long de l'écoulement de la temporisation, sinon, la temporisation est réinitialisée et aucun ordre de déclenchement n'est émis. Pour augmenter davantage la sécurité envers un fonctionnement exagéré, une entrée binaire redondante „>ADD lanc. ext2“ est attachée. Une activation ne peut se produire dans ce cas que si les deux informations binaires sont générées. Ce double canal agit aussi sur activation "interne". Logique La mise en route de la protection contre les défaillances disjoncteur provoque l'émission de la signalisation correspondante et le lancement de la temporisation associée. La persistance des conditions ayant entraîné la mise en route à l'issue de la temporisation provoque une évaluation redondante (porte logique "ET") avant d'effectuer le déclenchement des disjoncteurs de niveau supérieur. La mise en route retombe et aucune commande de déclenchement n'est émise par la protection de défaillance du disjonteur, si : • un des critères de démarrage internes (CFC ou SB12) respectivement „>ADD lanc. ext1“ ou „>ADD lanc. ext2“, qui ont mené à l'excitation, retombe. • une commande de déclenchement de la protection est toujours active, mais le critère de courant et celui des contacts auxiliaires retombent. La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection contre les défaillances disjoncteur. La protection peut être activée/désactivée à l'aide de paramètres, elle peut être bloquée par l'information binaire „>BlqProtDéfDisj“ (ex : lors d'un test de la protection machine). 268 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.38 Protection contre les défaillances disjoncteur Figure 2-118 2.38.2 Logique de fonctionnement de la protection contre les défaillances disjoncteur Instructions de réglage Généralités La protection contre les défaillances du disjoncteur ne peut être active et n'est accessible qu'après avoir configuré le paramètre 170 DEFAILL. DISJ. = Côté 1 ou Côté 2. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 7001 DEFAILL. DISJ. la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). La mesure de courant pour la protection contre les défaillances du disjoncteur peut avoir lieu via le côté 1 (entrées IL, S1) ou via le côté 2 (entrées IL, S2). Nous recommandons le jeu de transformateurs du côté bornes et donc le côté 1. Critères Au paramètre 7002 DECL INTERNE, on peut choisir le critère de déclenchement pour une excitation interne. Ceci peut se passer soit en lisant l'état de commutation du relais de sortie SB12 (7002 DECL INTERNE = BA12) soit par une liaison logique construite dans CFC (= CFC) (message 1442 „>ADD lanc.int.“). Mais il est aussi possible de désactiver complètement la source interne (7002 DECL INTERNE = Hors). Dans ce dernier cas, seules les sources externes sont effectives.. Remarque Veuillez remarquer que vous ne pouvez utiliser que la sortie binaire libre de potentiel BA12 (Relais SB12) pour la protection contre les défaillances disjoncteur. Ceci signifie que les commandes de déclenchement du disjoncteur principal (ou du disjoncteur à surveiller) doivent être affectées sur cette sortie binaire. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 269 Fonctions 2.38 Protection contre les défaillances disjoncteur Le réglage du seuil de courant 7003 ADD I> du critère courant est valable pour toutes les trois phases. Il est à régler de façon à ce que la fonction puisse être sollicitée avec le plus petit courant d'exploitation attendu. Cette valeur doit être réglée au moins 10% en dessous du courant d'exploitation minimum. Mais le seuil de réponse ne doit pas être choisi trop bas, puisqu'un réglage trop sensible crée le danger que des phénomènes de compensation dans le circuit secondaire du transformateur de courant provoquent une prolongation du temps de retombée, lors du déclenchement de courants élevés. Temporisation La temporisation à paramétrer à l'adresse 7004 T DEFAILL.DISJ. doit tenir compte du temps de déclenchement maximal du disjoncteur, du temps de retombée de la détection de surintensité, ainsi que d'une marge de sécurité qui tient compte de la dispersion de la temporisation. La figure ci-dessous illustre le déroulement à l'aide d'un exemple. Figure 2-119 2.38.3 Chronogramme représentant le cas du traitement normal du défaut et le cas de défaillance du disjoncteur de puissance Vue d'ensemble des paramètres Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 7001 DEFAILL. DISJ. Hors En Bloc. relais Hors Protection contre défaillance disjonct. 7002 DECL INTERNE Hors BA12 CFC Hors Lancement interne de l'ADD (défail. DJ) 7003 ADD I> 1A 0.04 .. 2.00 A 0.20 A 5A 0.20 .. 10.00 A 1.00 A Seuil de courant de surveillance 0.06 .. 60.00 s; ∞ 0.25 s 7004 270 T DEFAILL.DISJ. Temps de décl. défaillance disj. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.38 Protection contre les défaillances disjoncteur 2.38.4 N° Liste d’informations Information Type d'info SgS Explications 1403 >BlqProtDéfDisj >Bloquer prot. défaillance disj. 1422 >ADD Cont. Aux. SgS >ADD contacts auxiliaires disjoncteur 1423 >ADD lanc. ext1 SgS >ADD lancement externe 1 1441 >ADD lanc. ext2 SgS >ADD lancement externe 2 1442 >ADD lanc.int. SgS >ADD lancement interne par CFC 1443 ADD lanc. int. SgSo Lancement interne ADD effectué 1444 ADD seuil I> SgSo Seuil I> ADD dépassé 1451 PrDéfDisjDésact SgSo Prot. défaillance disj. désactivée 1452 ProtDéfDisjBlq SgSo Prot. défaillance disj. bloquée 1453 PrDéfDisjActive SgSo Prot. défaillance disjoncteur active 1455 Excit.PrDéfDisj SgSo Excitation prot. défaillance disjoncteur 1471 DéfDisjDécl SgSo Prot. défaillance disj.: cmde décl. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 271 Fonctions 2.39 Protection contre les couplages intempestifs 2.39 Protection contre les couplages intempestifs La protection contre les couplages intempestifs a comme tâche de limiter le dommage, causé par un couplage intempestif du générateur à l'arrêt ou déjà en marche mais non synchronisé, par une action rapide sur le disjoncteur réseau. Un couplage sur une machine à l'arrêt correspond à un couplage sur une résistance à basse impédance. La tension nominale forcée par le réseau fait démarrer le générateur comme une machine asynchrone, avec un grand glissement. Ceci induit des courants trop importants dans le rotor, qui peuvent même mener à une destruction du rotor. 2.39.1 Description fonctionnelle Critères Cette protection n'est active qu'en l'absence de grandeurs mesurées dans la plage d'opération de la fréquence (état de fonctionnement 0), ce qui correspond à une machine à l'arrêt, ou si l'on mesure un minimum de tension en-dessous de la fréquence nominale, ce qui correspond à une machine en marche, mais pas encore synchronisée. La protection est bloquée par un critère de tension, c'est-à -dire quand une tension minimale est dépassée, pour ne pas déclencher au cours d'un fonctionnement normal. Ce blocage est temporisé, pour ne pas bloquer la protection juste au moment de l'enclenchement intempestif. Une temporisation de mise en route est nécessaire, pour éviter fonctionnement intempestif en cas de défauts caractérisés par des courants importants et une forte chute de tension. Une temporisation de la retombée permet une mesure limitée dans le temps. Comme la protection doit intervenir très rapidement, les valeurs instantanées des courants sont déjà surveillées sur une vaste plage de fréquence dans l'état de fonctionnement 0. Si l'on trouve alors des grandeurs de mesure exploitables (état de fonctionnement 1), l'appareil évalue la composante directe de tension et la fréquence pour évaluer l'opportunité de blocage de la protection, et les valeurs instantanées du courant pour le critère de déclenchement. La figure ci-dessous représente la logique de fonctionnement de la protection contre les couplages intempestifs. On peut bloquer la fonction à l'aide d'une entrée binaire. On peut ainsi utiliser la présence de la tension d'excitation comme critère supplémentaire. La tension étant un critère indispensable à la libération de cette protection, il est nécessaire de surveiller les transformateurs de tension. Ceci est assuré par la surveillance fusion fusible Fuse-Failure-Monitor (FFM). Si un défaut est détecté dans le transformateur de tension, le critère de tension de la protection est désactivé. 272 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.39 Protection contre les couplages intempestifs Figure 2-120 2.39.2 Logique de fonctionnement de la protection contre les couplages intempestifs (Dead Machine Protection) Instructions de réglage Généralités La protection contre couplage intempestif ne peut être active et n'est accessible qu'après avoir configuré le paramètre 171 P. COUPL.INTEMP sur Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 7101 Coupl. intemp. la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Critères Le paramètre 7102 SEUIL I définit le seuil de réponse pour le critère de courant. D'habitude, on règle ce seuil plus bas que celui de la protection à maximum de courant. La protection contre les couplages intempestifs ne doit être opérationnelle que si l'appareil est dans l'état de fonctionnement 0, ou si les conditions nominales ne sont pas encore réunies. Ces dernières sont définies par le paramètre 7103 LIBERATION U1<. Normalement on choisit un réglage d'environ 50 % à 70 % de la tension nominale. La valeur du paramètre se réfère à des grandeurs composées (tension phase-phase). Un réglage de 0 V rend la libération de tension inactive. Mais cela doit être utilisé seulement dans le cas où 7102 SEUIL I est réglé sur une valeur très haute et est prévu comme 3ème échelon de la protection à maximum de courant à temps dépendant. Le paramètre 7104 T U1< M. ROUTE définit la temporisation de libération du critère de déclenchement sur tension faible. Cette valeur est à choisir au-dessus de la temporisation de déclenchement de la protection à maximum de courant. La temporisation de blocage des critères de déclenchement (si l'on tombe sous le seuil à minimum de tension) est réglée à l'adresse 7105 T U1< RETOMBEE. C'est seulement au bout de cette durée que la protection est bloquée, pour permettre un déclenchement suite au couplage. La figure ci-dessous comprend les chronogrammes correspondant à un couplage intempestif sur machine à l'arrêt et au cas d'une chute de tension consécutive à un court-circuit proche. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 273 Fonctions 2.39 Protection contre les couplages intempestifs Figure 2-121 2.39.3 Chronogrammes illustrant le fonctionnement de la protection contre les couplages intempestifs Vue d'ensemble des paramètres Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre 7101 Coupl. intemp. 7102 SEUIL I C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications Hors En Bloc. relais Hors Prot. contre les couplages intempestifs 5A 0.5 .. 100.0 A; ∞ 1.5 A Courant de mise en route 1A 0.1 .. 20.0 A; ∞ 0.3 A 7103 LIBERATION U1< 10.0 .. 125.0 V; 0 50.0 V Seuil de libération U1< 7104 T U1< M. ROUTE 0.00 .. 60.00 s; ∞ 5.00 s Temporisation de mise en route T U1< 7105 T U1< RETOMBEE 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation de retombée T U1< 2.39.4 N° Liste d’informations Information Type d'info Explications 5533 >BlocCoupIntemp SgS >Bloquer p. contre couplage intempestif 5541 Coupl Intemp HS SgSo P. contre coupl. intempestif désactivée 5542 Coupl Intemp bl SgSo P. contre coupl. intempestif bloquée 5543 Coupl Intemp ES SgSo P. contre coupl. intempestif active 5546 Lib Coup.Intemp SgSo Lib.échelon de courant couplage intemp. 5547 MR Coup. Intemp SgSo Mise en route p. couplage intempestif 5548 DECLCoup.Intemp SgSo Déclenchement p. couplage intempestif 274 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.40 Protection à critère de tension/courant contin. 2.40 Protection à critère de tension/courant contin. Pour la saisie de tensions continues ou de courants continus ou de petites valeurs alternatives, le 7UM62 possède une entrée de convertisseur de mesure (MU1). Elle peut être utilisée au choix comme entrée de tension (±10 V) ou comme entrée de courant (±20 mA). Les tensions continues élevées sont raccordées par un diviseur de tension externe. La protection de tension continue / de courant continu peut être utilisée par exemple pour la surveillance de la tension d'excitation sur les machines synchrones ou pour la détection de défauts à la terre dans la partie tension continue du convertisseur de démarrage des turbines à gaz. 2.40.1 Description fonctionnelle Fonctionnement La grandeur de mesure est acheminée via un convertisseur de mesure à la transformation analogique/numérique. Le convertisseur de mesure garantit la séparation de potentiel, un filtre numérique intègre la tension de mesure via deux périodes et élimine les ondulations ou les crêtes non périodiques dans la tension de mesure. Une moyenne est calculée sur 32 valeurs échantillons. La formation de la valeur absolue permet d'obtenir une valeur moyenne toujours positive, même en cas de grandeur d'entrée négative ou en cas d'entrées inversées. Si l'appareil de protection se trouve dans un état de service 0 (il n'existe pas de grandeurs altenatives exploitables aux entrées de l'appareil), la protection de tension continue est cependant active. La moyenne est alors calculée sur 4 x 32 valeurs de mesure. Si une tension alternative doit être évaluée dans des cas d'application spéciaux, il faut choisir Valeur efficace comme méthode de mesure. Les grandeurs d'entrée sont redressées par calcul, puis la moyenne est calculée et la référence pour la valeur effective est établie à l'aide du facteur formel 1,11. Cette fonction est également utilisable pour surveiller de petits courants, si, outre la configuration comme entrée de courant, les cavaliers affectés sur le module C-I/O-6 sont déplacés. Si les positions de cavaliers et les paramètres de configuration ne correspondent pas, un message de défaut est émis. La protection peut surveiller au choix le dépassement par le haut ou par le bas d'un seuil pour la grandeur de mesure réglée. Il est possible de bloquer l'excitation via une entrée binaire et de temporiser le signal de sortie. Surveillance de la tension d'excitation La figure suivante montre la surveillance de la tension d'excitation. La tension d'excitation est portée à un niveau exploitable grâce à un diviseur de tension et elle est acheminée vers le convertisseur de mesure. Figure 2-122 Protection à critère de tension continue pour détecter un défaut de terre dans le convertisseur de démarrage SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 275 Fonctions 2.40 Protection à critère de tension/courant contin. Détection de défaut à la terre dans le convertisseur de démarrage En cas de défaut à la terre dans le circuit intermédiaire du convertisseur de démarrage, la tension continue provoque un flux de courant à travers toutes les parties du poste mises à la terre. Comme les transformateurs de mise à la terre ou de point neutre ont une impédance inférieure à celle des transformateurs de tension, la sollicitation thermique est plus forte pour eux. Le courant continu est converti en une tension par un shunt et acheminé au convertisseur de mesure via un transformateur shunt. Il est possible d'utiliser un convertisseur de mesure, par exemple 7KG6131 comme transformateur shunt. En cas de courtes distances entre le transformateur shunt et l'appareil de protection, on peut utiliser une tension. Si les distances à ponter sont assez grandes, il faut utiliser la variante avec entrée de courant (–20 à 20 mA ou 4 à 20 mA). Figure 2-123 Protection à critère de tension continue pour détecter un défaut de terre dans le convertisseur de démarrage Figure 2-124 Logique de fonctionnement de la protection à critère de tension continue 276 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.40 Protection à critère de tension/courant contin. 2.40.2 Instructions de réglage Généralités La protection de tension continue ne peut être active que si la fonction à l'adresse 172 TENSION/COUR.CC = Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. Pour le convertisseur de mesure 1 affecté, à l'adresse 295 CONVERTISSEUR 1 une des alternatives 10 V, 4-20 mA ou 20 mA a été sélectionnée lors de la configuration (voir section 2.5). Les cavaliers enfichables X94, X95 et X67 du module C-I/O-6 assurent la configuration matérielle de l'entrée CM1 en tant qu' entrée de tension ou de courant (voir paragraphe 3.1.2 du chapitre „Montage et mise en service“). Leur position doit correspondre au mode de fonctionnement configuré à l'adresse 295. Sinon, l'appareil défaille et signalise un message de défaut correspondant. Les cavaliers et paramètres de configuration sont préréglés pour mesurer un signal de tension. A l'adresse 7201 TENSION/COUR.CC la fonction En- ou Horspeut être activée ou bloquée avec l'ordre de déclenchement (Bloc. relais). Méthode de mesure C'est habituellement la valeur moyenne arithmétique d'une tension continue qui est élaborée. Les ondulations ou les pics apériodiques de la tension mesurée sont ainsi compensés. Une inversion des polarités de raccordement est sans effet de par le principe de mesure utilisé. La fonction permet également de déterminer la valeur efficace d'une tension alternative sinusoïdale (paramètre 7202 PRINCIPE MESURE = Valeur efficace). Le facteur 1,11 est pris en compte automatiquement dans l'appareil. La fréquence de la tension alternative doit concorder avec la fréquence des autres grandeurs d'entrée puisque ces grandeurs fixent la fréquence d'échantillonnage. La valeur instantanée maximale de la tension alternative ne doit pas dépasser la valeur limite de 10 V de façon à ne pas dépasser une valeur de réglage maximale de 7,0 Veff lors du calcul de la valeur efficace. La grandeur de mesure doit, si besoin, être adaptée en conséquence via un diviseur de tension. La protection à critère de tension/courant continus peut être paramétrée en tant que protection à maximum de tension/courant (7203 U/I cc >/< = U/I CC >) ou en tant que protection à minimum de tension ou courant (paramètre = U/I CC <). Seuils de mise en route Selon la grandeur de mesure spécifiée grâce au paramètre 295 CONVERTISSEUR 1 (courant ou tension), seul un des deux paramètres ci-dessous est proposé (le paramètre non significatif est masqué): • Seuil pour la mesure de tension: 7204 U= >< • Seuil pour la mesure de courant: 7205 I= >< Le réglage du seuil de sollicitation (adresse 7204) doit s'effectuer en tenant compte du diviseur de tension éventuellement raccordé en amont. Exemples d'utilisation La protection à critère de tension continue utilisée en tant que fonction de surveillance de la tension d'excitation est paramétrée comme protection à minimum de tension. Le seuil de mise en route est réglé à 60 - 70 % de la tension d'excitation à vide. Il faut noter que la protection procède généralement à l'acquisition de la tension d'excitation via un diviseur de tension (voir ci-dessus). Une autre application typique consiste à utiliser la protection à critère de tension continue en tant que protection contre les défauts terre pouvant affecter le convertisseur de démarrage d'un générateur de turbine à gaz. En cas de défaut terre dans le circuit à courant continu, la moitié de la tension continue se retrouve entre le point neutre du transformateur et la terre lorsque le point neutre du transformateur n'est pas relié à la terre. Cette tension peut être considérée comme la tension entraînant la circulation de courant de terre. Les points neutres SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 277 Fonctions 2.40 Protection à critère de tension/courant contin. des transformateurs étant mis à la terre, un courant de défaut est généré. Sa valeur est déterminée par la tension d'entraînement et la résistance ohmique de tous les transformateurs reliés galvaniquement au jeu de convertisseurs et mis à la terre. L'expérience montre que ce courant continu est de 3 à 4 A. Pour un convertisseur de démarrage doté d'un transformateur de démarrage de UN, AT ≈ 1,4 kV, on obtient avec un pont à 6 impulsions une tension continue de UCC ≈ 1,35 · UN, CA = 1,89 kV. En cas de défaut terre dans le circuit intermédiaire, la „tension de décalage“ est égale à la moitié de la tension continue (UCC, défaut = 0,5 · UCC = 945 V). En supposant que la valeur de résistance d'enroulement du transformateur de mise à la terre est de R≈ 150 Ω, on obtient un courant continu de I0 = 945 V/150 Ω = 6,3 A à travers le point neutre. Remarque Les résistances d'enroulement du transformateur de mise à la terre ou de point neutre varient fortement d'un type à l'autre. Leur valeur doit être clarifiée auprès du constructeur ou mesurée afin d'être exploitable. Le courant de terre ainsi généré provoque, en l'absence de déclenchement, une destruction des transformateurs de tension connectés en étoile et du transformateur de mise à la terre en raison d'une surcharge thermique. La protection est réglée à une valeur située en dessous de la moitié du courant de défaut (2 A par exemple) afin de garantir la fiabilité de la mise en route. Ce courant correspond dans l'exemple pris pour le shunt et le transformateur de shunt à un courant secondaire de 4 mA (voir ci-dessus) (courant de défaut ≈ 6 A, valeur de mise en route choisie = 2 A, valeur de réglage = 4 mA). Temporisation La temporisation de déclenchement peut être réglée à l'adresse 7206 T U/Icc. Le temps réglé est une temporisation complémentaire qui ne comprend pas le temps de réponse interne. Dans l'application de protection contre les défauts terre du convertisseur de démarrage, T U/Icc est déterminé en fonction de la charge thermique admissible par le transformateur de mise à la terre ou de point neutre. Une valeur de 2 s et inférieure le cas échéant est tout à fait praticable. Remarque Il faut noter que les temps de réponse et de retombée applicables à la mise en route sont augmentés d'un facteur 4 en raison de la durée plus importante du filtrage destiné à l'élimination des perturbations lorsque la protection se trouve dans l'état de fonctionnement 0. 2.40.3 Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 7201 TENSION/COUR.CC Hors En Bloc. relais Hors Prot. à crit. de tension/courant contin. 7202 PRINCIPE MESURE Valeur moyenne Valeur efficace Valeur moyenne Principe de mesure prot. U/I continu 7203 U/I cc >/< U/I CC > U/I CC < U/I CC > Traitement seuil (U/I cc >/<) 7204 U= >< 0.1 .. 8.5 V 2.0 V Seuil de mise en route U= >< 7205 I= >< 0.2 .. 17.0 mA 4.0 mA Seuil de démarrage I= >< 7206 T U/Icc 0.00 .. 60.00 s; ∞ 2.00 s Temporisation T U/Icc 278 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.40 Protection à critère de tension/courant contin. 2.40.4 Liste d’informations N° 5293 Information Type d'info Explications >bloc PTC SgS >blocage protection tension continue PTC 5301 PTC inactive SgSo Protection tension continue inactive 5302 PTC verrouillée SgSo Protection tension continue verrouillée 5303 PTC active SgSo Protection tension continue active 5306 Exc. U= SgSo Excitation protection tenion continue 5307 Décl. U= SgSo Déclenchement prot. tension continue 5308 U/I CC défail. SgSo Prot. à tension/courant continus défail. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 279 Fonctions 2.41 Sorties analogiques 2.41 Sorties analogiques En fonction du modèle commandé, la protection de machine 7UM62 dispose au maximum de quatre sorties analogiques (modules enfichables sur les ports B et D). 2.41.1 Description fonctionnelle Lors de la configuration des fonctions, les valeurs transmises par ces interfaces ont été définies. Tableau 2-13 Parmi les sorties ci-dessous, il est possible de disposer de quatre au maximum : Mesure Désignation Unité/cadrage I1 Composante directe du courant en % par rapport au générateur IN I2 Composante inverse du courant en % par rapport au générateur IN ITT1 Courant de terre sensible en %, par rapport à 100 mA ITT2 Courant de terre sensible en %, par rapport à 100 mA U1 Composante directe de tension en % par rapport à UN-générateur/√3 U0 Composante homopolaire de tension en % par rapport à UN-générateur/√3 U03H 3. tension harmonique en % par rapport à 0,1 UN-générateur/√3 (les valeurs sont relativement faibles) |P| Montant de la puissance active en % par rapport à SN-générateur |Q| Montant de la puissance réactive en % par rapport à SN-générateur |S| Puissance apparente en % par rapport à SN-générateur f Fréquence en % par rapport à la fréquence nominale fN U/f Surexcitation en % par rapport aux valeurs nominales de l'objet à protéger PHI Angle de puissance en %, par rapport à 90° |cos ϕ| Facteur de puissance en %, par rapport à 1 ΘL/ΘL HORS Température du rotor en % par rapport à la température maximale autorisée du rotor ΘS/ΘS HORS Température du stator en %, par rapport à la température de déclenchement RE Protection Résistance à la masse rotor (fN-méthode de masse rotor mesure) en %, par rapport à 100 kΩ RE Protection Résistance à la masse rotor (méthode de masse rotor 1- mesure 1-3 Hz) 3Hz en %, par rapport à 100 kΩ RE MSTATOR en %, par rapport à 100 Ω Résistance de stator "secondaire" Les valeurs nominales d’exploitation sont les valeurs nominales paramétrées aux adresses 251 UN GEN/MOTEUR et 252 SN GEN/MOTEUR (voir aussi section 2.5). Pour les valeurs de mesure pouvant accepter également des valeurs négatives (puissance, facteur de puissance), les valeurs absolues sont formées et éditées. Les valeurs analogiques sont émises en tant de courant injecté. La plage nominale des sorties analogiques s'étend de 0 mA à 20 mA, la plage de fonctionnement va jusqu'à 22,5 mA. Le facteur de conversion et le domaine de validité sont réglables. 280 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.41 Sorties analogiques 2.41.2 Instructions de réglage Généralités Lors de la configuration des sorties analogiques (section 2.4.2, adresses 173 à 176), vous avez déterminé quelles sorties analogiques disponibles sur l'appareil seraient utiliséespour chacune des valeurs de mesure. Si une fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. Dans ce cas de figure, les autres paramètres associés à ces sorties analogiques ne seront plus disponibles. Mesures Une fois que vous avez sélectionné des valeurs de mesure pour les sorties analogiques (section 2.4.2, adresses 173 à 176), vous pouvez régler la valeur de conversion et le domaine de validité pour les sorties disponibles et ce, • pour la sortie analogique B1 à l'emplacement B (port B1) : adresse 7301 20 mA (B1) = la valeur en % devant être affichée pour 20 mA, adresse 7302 VALEUR MIN (B1) valeur minimum valable. • pour la sortie analogique B2 à l'emplacement B (port B2) : adresse 7303 20 mA (B2) = la valeur en % devant être affichée pour 20 mA, adresse 7304 VALEUR MIN (B2) valeur minimum valable. • pour la sortie analogique D1 à l'emplacement D (port D1) : adresse 7305 20 mA (D1) = la valeur en % devant être affichée pour 20 mA, adresse 7306 VALEUR MIN (D1) valeur minimum valable. • pour la sortie analogique D2 à l'emplacement D (port D2) : adresse 7307 20 mA (D2) = la valeur en % devant être affichée pour 20 mA, adresse 7308 VALEUR MIN (D2) valeur minimum valable. La valeur maximum est de 22,0 mA, en cas de saturation (valeur sortant de la plage maximale admissible), 22,5 mA seront affichés. Exemple : La composante directe des courants doit être affichée comme sortie analogique B1 à l'emplacement B. 10 mA correspondent ici à la valeur au courant nominal d'exploitation ce qui fait que 20 mA correspondent à 200 %. Les valeurs inférieures à 1 mA ne doivent plus être admises. Paramètres : adresse 7301 20 mA (B1) = , Adresse 7302 VALEUR MIN (B1) = . 2.41.3 Adr. Vue d'ensemble des paramètres Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 7301 20 mA (B1) = 10.0 .. 1000.0 % 200.0 % 20 mA (B1) correspondent à: 7302 VALEUR MIN (B1) 0.0 .. 5.0 mA 1.0 mA Sortie analogique B1 valide à partir de 7303 20 mA (B2) = 10.0 .. 1000.0 % 200.0 % 20 mA (B2) correspondent à: 7304 VALEUR MIN (B2) 0.0 .. 5.0 mA 1.0 mA Sortie analogique B2 valide à partir de SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 281 Fonctions 2.41 Sorties analogiques Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 7305 20 mA (D1) = 10.0 .. 1000.0 % 200.0 % 20 mA (D1) correspondent à: 7306 VALEUR MIN (D1) 0.0 .. 5.0 mA 1.0 mA Sortie analogique D1 valide à partir de 7307 20 mA (D2) = 10.0 .. 1000.0 % 200.0 % 20 mA (D2) correspondent à: 7308 VALEUR MIN (D2) 0.0 .. 5.0 mA 1.0 mA Sortie analogique D2 valide à partir de 7310 REF. MIN. B1/2 -200.00 .. 100.00 % 0.00 % Valeur de référence minimum (B1/2) 7311 SORT. MIN. B1/2 0 .. 10 mA 4 mA Valeur de sortie de courant min. (B1/2) 7312 REF. MAX. B1/2 10.00 .. 200.00 % 100.00 % Valeur de référence maximum (B/2) 7313 SORT. MAX. B1/2 10 .. 22 mA; 0 20 mA Valeur de sortie de courant max. (B1/2) 7320 REF. MIN. B2/2 -200.00 .. 100.00 % 0.00 % Valeur de référence minimum (B2/2) 7321 SORT. MIN. B2/2 0 .. 10 mA 4 mA Valeur de sortie de courant min. (B2/2) 7322 REF. MAX. B2/2 10.00 .. 200.00 % 100.00 % Valeur de référence maximum (B2/2) 7323 SORT. MAX. B2/2 10 .. 22 mA; 0 20 mA Valeur de sortie de courant max (B2/2) 7330 REF. MIN. D1/2 -200.00 .. 100.00 % 0.00 % Valeur de référence minimum (D1/2) 7331 SORT. MIN. D1/2 0 .. 10 mA 4 mA Valeur de sortie de courant min. (D1/2) 7332 REF. MAX. D1/2 10.00 .. 200.00 % 100.00 % Valeur de référence maximum (D1/2) 7333 SORT. MAX. D1/2 10 .. 22 mA; 0 20 mA Valeur de sortie de courant max (D1/2) 7340 REF. MIN. D2/2 -200.00 .. 100.00 % 0.00 % Valeur de référence minimum (D2/2) 7341 SORT. MIN. D2/2 0 .. 10 mA 4 mA Valeur de sortie de courant min. (D2/2) 7342 REF. MAX. D2/2 10.00 .. 200.00 % 100.00 % Valeur de référence maximum (D2/2) 7343 SORT. MAX. D2/2 10 .. 22 mA; 0 20 mA Valeur de sortie de courant max (D2/2) 282 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance 2.42 Fonctions de surveillance L'appareil dispose de fonctions de surveillance étendues, aussi bien pour le matériel ("hardware") que pour le logiciel ("software"); en outre, la plausibilité des valeurs de mesure est vérifiée constamment, incluant également de ce fait les circuits de conversion dans la surveillance. 2.42.1 Surveillance de mesures 2.42.1.1 Supervision du matériel L'appareil effectue une autosurveillance depuis les entrées de mesure jusqu'aux relais de sortie. Les circuits de surveillance et le microprocesseur contrôlent le matériel pour détecter erreurs et états inadmissibles (voir aussi tableau 2-14). Tensions auxiliaires et tensions de référence La tension d'alimentation du microprocesseur de 5 V est contrôlée par le matériel car, si celle-ci tombe en dessous de la valeur limite admissible, le microprocesseur n'est plus opérationnel. L'appareil est alors mis hors service. Quand la tension nominale réapparaît, le microprocesseur est automatiquement redémarré. Un manque ou une coupure de la tension d'alimentation mettent l'appareil hors service. Dans ce cas, une signalisation est directement émise via le chien de garde (watchdog) (au choix configurer à ouverture ou à fermeture). Des coupures brèves de la tension d’alimentation auxiliaire < 50 ms ne compromettent pas l’exploitation de l’appareil (pour une tension auxiliaire nominale ≥ 110 V–). Le processeur surveille la tension de référence 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 vérifié 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. Si l'appareil est déconnecté de la tension d'alimentation pendant des heures, la batterie est automatiquement déconnectée. En d'autres termes, l'appareil perd sa référence temporelle. La mémoire des signalisations et des perturbographies reste cependant mémorisée. Mémoires internes Les mémoires internes de relais (RAM) sont testées lors du démarrage du système. 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 vérifiée par la technique du checksum. La mémoire (EPROM) contenant les programmes est vérifiée périodiquement (cross sum). Le résultat de la mesure est comparé à une valeur de référence stockée à l’intérieur de l’appareil. La mémoire des réglages est également vérifiée périodiquement par la technique du cross sum. Le résultat de la mesure est comparé à une valeur de référence stockée à l’intérieur de l’appareil et rafraîchie après chaque modification de réglage. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 283 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance En cas de mauvais fonctionnement ou en cas d’anomalie, le système à microprocesseur est redémarré. Echantillonnage L'échantillonnage et le synchronisme des systèmes tampon sont supervisés en permanence. Le moindre écart ne pouvant être supprimé par une nouvelle synchronisation provoque un redémarrage du processeur. Acquisition des valeurs de mesure des courants Les circuits de courant des côtés 1 et 2 comportent trois transformateurs d'entrée chacun ; la somme des courants numérisés pour un côté pour les générateurs avec point neutre isolé et en fonctionnement sans défaut terre doit être proche de 0. Un défaut dans les circuits de courant est détecté si IF = | IL1 + IL2 + IL3 | > SOM.I LIM S1 · IN + SOM.FACT. I S1 · Imax ou IF = | IL1 + IL2 + IL3 | > SOM.I LIM S2 · IN + SOM.FACT. I S2 · Imax La composante SOM.FACT. I S1 · Imax ou SOM.FACT. I S2 · Imax tient compte des erreurs de rapport admissibles dans les transformateurs d'entrée, proportionnelles à l'intensité et pouvant se manifester surtout en présence de forts courants de court-circuit (voir figure ci-dessous). Le rapport de retombée de la fonction est d'environ 95 %. Ce type d’erreur est signalé par l’alarme „Défaut ΣI C1“ ou„Défaut ΣI C2“). La supervision du courant de transit n'est effective que pour le côté pour lequel le point neutre a été paramétré dans les données poste (adresses 242 ou 244) comme étant isolé. Figure 2-125 Supervision de la somme des courants Acquisition de valeurs de mesure - tensions Le circuit de tension comporte quatre transformateurs d'entrée : Si, parmi ceux-ci trois sont utilisés pour la mesure des tensions phase-terre et le quatrième pour la mesure de la tension de décalage (tension au secondaire triangle ouvert t-n du TT ou au secondaire du transformateur de mise à la terre du neutre) du même système, une erreur est détectée dans la somme des tensions phase-terre, si | UL1 + UL2 + UL3 + kU · UE | > SOM.U LIMITE + SOM.FAC. U x Umax SOM.U LIMITE et SOM.FAC. U sont ici des paramètres de réglage et Umax la tension phase-terre la plus élevée. Le terme kU tient compte d'une différence de rapport des transformateurs de tension dont le secondaire 284 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance est raccordé à l'entrée de mesure de la tension de décalage et les entrées de tension de phase (paramètre kU réglé sur Uph/Udelta TP adresse 225). La composante SOM.FAC. U x Umax tient compte des erreurs de rapport admissibles dans les transformateurs d'entrée, (proportionnelles à la tension) et pouvant se manifester surtout en présence de fortes tensions (voir figure ci-dessous). Cette perturbation est signalée par „Défaut ΣUph-t“. Remarque La supervision de la somme des tensions n'est effective que si une tension de décalage venant de l'extérieur a été raccordée à l'entrée de mesure prévue pour la tension de décalage, et que ce mode de raccordement a été déclaré à l'appareil à l'aide du paramètre 223 UT raccordé. La supervision de la somme des tensions ne fonctionne correctemement que si le facteur d'adaptation Uph/Udelta TP a été réglé de façon appropriée à l'adresse 225 (voir section 2.5.1). Figure 2-126 Supervision de la somme des tensions 2.42.1.2 Supervision des logiciels Watchdog (chien de garde) Une surveillance de temps hardware (watchdog) est prévue pour la supervision permanente des séquences d’exécution des programmes. Elle réagit et provoque la réinitialisation complète du processeur dés qu'une défaillance de celui-ci ou une anomalie dans l'exécution du programme est détectée. D'autres vérifications software internes de plausibilité dans le déroulement du programme sont prévues pour la détection d'erreurs d'exécution logicielle. Elles provoquent également la réinitialisation du processeur avec redémarrage de la protection. Si une telle erreur n’est pas éliminée par le redémarrage, un second essai de redémarrage est entrepris. Au bout de trois essais infructueuses de redémarrage sur une plage de temps de 30 secondes, la protection se met d'elle-même hors service et la LED rouge „Erreur“ 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). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 285 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance 2.42.1.3 Supervision des circuits externes des transformateurs L'appareil reconnaît dans une large mesure les interruptions ou les courts-circuits dans les circuits secondaires des transformateurs de mesure ainsi que certaines erreurs de raccordement (important pour la mise en service) et les signale. Les grandeurs de mesure sont cycliquement vérifiées tant qu'aucun défaut électrique ne survient. Symétrie des courants Les courants acheminés vers les entrées des côtés 1 et 2 sont chacun contrôlés du point de vue de la symétrie. Pendant l'exploitation normale d'un réseau, une certaine symétrie des courants est supposée. Cette symétrie est vérifiée dans l'appareil pour chaque côté séparément par une surveillance des modules de courant. Le plus petit courant de phase est comparé pour chaque côté séparément au plus grand courant de phase. Une asymétrie est reconnue si | Imin | / | Imax | < FACT.SYM. I C1 tant que Imax / IN > SEUIL.SYM I C1 / IN | Imin | / | Imax | < FACT.SYM. I C2 tant que Imax / IN > SEUIL.SYM I C2 / 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 bzw. FACT.SYM. I C2 exprime le degré d'asymétrie des courants de phase, la valeur limite SEUIL.SYM I C1 bzw. SEUIL.SYM I C2 représente le seuil inférieur de la plage de travail de cette surveillance (voir figure suivante). Le rapport de retombée de la fonction est d'environ 95 %. Ce type d’erreur est signalé par l’alarme „Défaut sym. I1“ ou par l'alarme „Défaut sym. I2“, et ce séparément pour le côté 1 ou pour le côté 2. Figure 2-127 Surveillance de la symétrie des courants Symétrie de tension Pour l'exploitation normale d’un réseau, une certaine symétrie des tensions est supposée. Si deux tensions phase-phase ainsi que la tension de décalage UT sont raccordées à l’appareil, la troisième tension phasephase est calculée à partir de ces valeurs. Des grandeurs moyennées sont formées à partir des tensions phase-terre. L'appareil vérifie ensuite la symétrie des tensions ainsi obtenues en comparant la tension de phase de plus petite amplitude avec la tension de phase de plus grande amplitude. Une asymétrie est reconnue si 286 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance | Umin | / | Umax | < FACT. SYMETR. U tant que | Umax | > SEUIL SYMETR. U où Umax est la plus élevée et Umin la plus faible des trois tensions. Le facteur de symétrie FACT. SYMETR. U exprime le degré d'asymétrie des tensions, et la valeur-limite SEUIL SYMETR. U représente le seuil inférieur de la plage de travail de cette surveillance (voir figure suivante). Ces deux paramètres sont réglables. Le rapport de retombée de la fonction est d'environ 95 %. Cette perturbation est signalée par „Défaut sym. U“. Si la protection masse stator 90% est activée, une asymétrie de tension crée une tension homopolaire pouvant provoquer la mise en route de la fonction de protection. Dans ce cas, la surveillance est mise au second plan et ne produit pas de signalisation. Figure 2-128 Surveillance de la symétrie des tensions Champs tournants des tensions et des courants La détection d'éventuelles erreurs dans l'ordre de raccordement des tensions/courants s'effectue à partir du contrôle du sens de rotation des tensions de mesure composéees et des courants de phase. L'ordre vérifié en contrôlant la séquence des passages par zéro (de même signe). La détermination directionnelle avec des tensions saines, le choix de boucle de la protection d'impédance, l'évaluation de la composante directe de la protection à minimum de tension, et la détection de déséquilibres sont tous effectués sur l'hypothèse d'un champ tournant droit. Le sens de rotation des courants est contrôlé et signalé séparément pour côté 1 et côté 2. Le sens de rotation des tensions de mesure est vérifié en contrôlant l'ordre des tensions de phase UL1 avant UL2 avant UL3 et de l'ordre des courants, respectivement IL1 avant IL2 avant IL3 . Ce contrôle du champ tournant de tension a lieu si chaque tension de mesure est d'au moins : |UL1|, |UL2|, |UL3| > 40 V/√3 Le contrôle du champ tournant du courant nécessite la présence d'un minimum de courant de |IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 287 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance En présence de champs tournants gauches (L1, L3, L2), les signalisations „Déf. chmpTrnt U“, (n° 176) ou „Déf.chTrnt I C1“, (n° 265) sont émises pour le côté 1 et „Déf.chTrnt I C2“, (n° 266) pour le côté 2, de plus, la signalisation groupée (combinaison logique "OU" de ces messages) „Déf. chmpTrnt“, (n° 171) est émise. Lorsque le fonctionnement de certaines applications nécessite un champ tournant gauche des grandeurs de mesure, ceci doit être communiqué à l'appareil à l'aide du paramètre correspondant 271 SUCCESS. PHASES ou d'une entrée binaire d'attribution correspondante. Si cela change le champ tournant, un changement interne des phases L2 et L3 se produit dans l’appareil pour le calcul des composantes symétriques et donc un changement entre les composantes symétriques directe et inverse (voir également section 2.47) ; les messages de phases sélectives, les valeurs de perturbation et de mesure n’en sont pas affectés. 2.42.1.4 Instructions de réglage Surveillance des valeurs de mesure La surveillance des valeurs de mesure peut être activée ou désactivée à l’adresse 8101 SUPERV. MESURES En ou Hors. La sensibilité de surveillance des valeurs de mesure peut être par ailleurs modifiée. Les valeurs réglées par défaut en usine sont dans la plupart des cas satisfaisantes. Si, dans certaines applications particulières, on s'attend à rencontrer des déséquilibres particulièrement élevés dans les mesures de courant et/ou de tensions asymétriques, ou s'il s'avère que certaines fonctions de supervision réagissent de manière sporadique pendant l'exploitation normale du réseau, ces paramètres devront alors être réglés de manière moins sensible. Le paramètre situé à l’adresse 8102 SEUIL SYMETR. U détermine la limite de tension (entre phases) au-delà de laquelle la super-vision de la symétrie de tension est active (voir également figure Surveillance de la symétrie des tensions). L’adresse 8103 FACT. SYMETR. U contient le facteur de symétrie associé, c’est-àdire la pente de la caractéristique de symétrie. L'adresse 8104 SEUIL.SYM I C1 détermine pour le côté 1, l'adresse 8106 SEUIL.SYM I C2 pour le côté 2, la limite de courant au-delà de laquelle la surveillance de la symétrie de courant est active (voir aussi la figure Surveillance de la symétrie de courant). L'adresse 8105 FACT.SYM. I C1 est le facteur de symétrie correspondant pour le côté 1, l'adresse 8107 FACT.SYM. I C2 est le facteur de symétrie correspondant pour le côté 2, cad. la pente de la caractéristique de symétrie. L’adresse 8110 SOM.I LIM S1 détermine la limite de courant pour le côté 1 au-delà de laquelle la supervision de la somme des courants (voir également la figure Supervision de la somme des courants) est active (partie absolue, uniquement proportionnelle à IN). Il en va de même à l'adresse 8112 SOM.I LIM S2 pour le côté 2. La pente de la partie relative à la caractéristique (proportionnelle au courant maximum de conducteur) au-delà de laquelle la supervision de la somme des courants est active, est réglée pour le côté 1 à l'adresse 8111 SOM.FACT. I S1 et pour le côté 2 à l'adresse 8113 SOM.FACT. I S2. L'adresse 8108 SOM.U LIMITE détermine la limite de tension, au-delà de laquelle la supervision de la somme des tensions (voir également la figure Supervision de la somme des tensions) est active (partie absolue, uniquement proportionnelle à UN). La pente de la caractéristique définissant la part relative au-delà de laquelle la supervision de la somme des tensions génère une alarme peut être réglée à l'adresse 8109 SOM.FAC. U. Remarque Les Données du poste (1) contiennent des données sur le raccordement du chemin de mise à la terre de la tension, ainsi que de son facteur d'adaptation Uph/Udelta TP. Le réglage correct de ces valeurs est la condition nécessaire au bon fonctionnement des fonctions de supervision des grandeurs de mesure. 288 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance 2.42.1.5 Vue d'ensemble des paramètres Les réglages par défaut effectués suivant les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau. La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du réducteur de courant correspondant. Adr. Paramètre C Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 8101 SUPERV. MESURES Hors En Hors Supervision des mesures 8102 SEUIL SYMETR. U 10 .. 100 V 50 V Symétrie Uph: seuil de mise en route 8103 FACT. SYMETR. U 0.58 .. 0.90 0.75 Symétrie Uph: pente de caractéristique 8104 SEUIL.SYM I C1 1A 0.10 .. 1.00 A 0.50 A 5A 0.50 .. 5.00 A 2.50 A Symétrie Iph: seuil de mise en route 0.10 .. 0.90 0.50 Symétrie Iph: pente de caractéristique 5A 0.50 .. 5.00 A 2.50 A 1A 0.10 .. 1.00 A 0.50 A Symétrie Iph: seuil de mise en route 8105 FACT.SYM. I C1 8106 SEUIL.SYM I C2 8107 FACT.SYM. I C2 0.10 .. 0.90 0.50 Symétrie Iph: pente de caractéristique 8108 SOM.U LIMITE 10 .. 200 V 10 V Somme U: valeur de mise en route 8109 SOM.FAC. U 0.60 .. 0.95 ; 0 0.75 Somme U: pente de caractéristique 8110 SOM.I LIM S1 1A 0.05 .. 2.00 A 0.10 A 5A 0.25 .. 10.00 A 0.50 A Somme I sur côté 1: seuil mise en route 0.00 .. 0.95 0.10 Somme I sur côté 1: pente caractérist. 5A 0.25 .. 10.00 A 0.50 A 1A 0.05 .. 2.00 A 0.10 A Somme I sur côté 2: seuil mise en route 0.00 .. 0.95 0.10 8111 SOM.FACT. I S1 8112 SOM.I LIM S2 8113 SOM.FACT. I S2 Somme I sur côté 2: pente caractérist. 2.42.1.6 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 161 Surv. mesures I SgSo Contrôle des courants mes, sign. group. 164 Surv.U mes. SgSo Contrôle des tensions mes, sign. group. 165 Défaut ΣUph-t SgSo Défaut somme tensions mes.(phase-terre) 167 Défaut sym. U SgSo Défaut symétrie tensions mesurées 171 Déf. chmpTrnt SgSo Défaut champ tournant 176 Déf. chmpTrnt U SgSo Défaut champ tournant U 197 Surv.Mes.dés. SgSo Surveillance de mesure désactivée 230 Défaut ΣI C1 SgSo Défaut mesure somme des I côté 1 231 Défaut ΣI C2 SgSo Défaut mesure somme des I côté 2 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 289 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance N° Information Type d'info Explications 265 Déf.chTrnt I C1 SgSo Défaut champ tournant I côté 1 266 Déf.chTrnt I C2 SgSo Défaut champ tournant I côté 2 571 Défaut sym. I1 SgSo Défaut symétrie I coté 1 572 Défaut sym. I2 SgSo Défaut symétrie I coté 2 2.42.2 Surveillance 2.42.2.1 Fuse-Failure-Monitor (surveillance fusion fusible) L'interruption d'une tension de mesure provoquée par un court-circuit ou une coupure de conducteur dans le circuit secondaire du transformateur de tension peut perturber certaines boucles de mesure en forçant intempestivement la tension mesurée à zéro. La protection à minimum de tension, la protection d'impédance et d'autres fonctions de protection dépendantes de la tension seraient susceptibles de se tromper et de provoquer un déclenchement intempestif. La fonction de supervision des tensions mesurées („Fuse-Failure-Monitor“ = "fusion fusibles") peut être activée si les circuits secondaires des transformateurs de tension sont protégés par fusible (pas de mini-disjoncteur dans ce cas). Il est naturellement possible d'utiliser en même temps les mini-disjoncteurs au secondaire des transformateurs de tension et la fonction „Fuse-Failure-Monitor“. Cette fonction fonctionne avec le courant du côté 2. Principe de mesure pour défaillances monophasées/biphasées du fusible de sécurité La détection de défaillances de la tension de mesure s'appuie sur le fait qu'une perte monophasée/biphasée de tension, se traduit par la présence d'une composante inverse de tension significative ne se retrouvant pas dans le courant. On peut alors distinguer "fusion fusibles" et déséquilibres venant du réseau. Le quotient défini par la composante inverse divisée par la composante directe est, dans le cas sans défaut: En cas de défaillance monophasée du transformateur de tension, l'équation suivante s'applique : En cas de défaillance biphasée du transformateur de tension, l'équation suivante s'applique : La perte d'une ou de deux phases, se traduit également au niveau des courants par la présence d'une composante inverse de 0,5 respectivement de 1, la surveillance de tension ne génère aucune alarme puisqu'aucun défaut dans ce cas n'affecte le transformateur de tension. Afin qu'une composante directe trop faible ne provoque (par des inexactitudes) aucun fonctionnement intempestif de la détection de perte de tension de mesure, la fonction est bloquée en-dessous d'un seuil minimum de composante directe de tension (U1 < 10 V) et de courant (I1 < 0,1 IN). 290 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance Défaillance triphasée Une défaillance triphasée du transformateur de tension ne peut pas être détectée à l'aide des composantes directes et inverses, comme décrit ci-dessus. Il faut ici surveiller la variation dans le temps du courant et de la tension. S'il se produit une chute de la tension sur une valeur proche de zéro (ou si la tension est égale à zéro), alors que le courant reste inchangé, on peut en déduire une défaillance triphasée du transformateur de tension. Pour cela, on évalue l'écart entre la valeur actuelle du courant et le courant nominal. Si la valeur de l'écart dépasse un seuil, la surveillance de défaillance de la tension de mesure est bloquée. La fonction de supervision est également bloquée, lorsqu'une mise en route d'une fonction de protection à maximum de courant) est déjà effective. Critères supplémentaires En complément, la fonction peut être bloquée par entrée binaire, ou être désactivée par une protection à minimum de tension raccordée à un jeu de transformateurs de tension distinct de celui utilisé par la protection 7UM61. La détection d'un manque de tension sur un autre jeu de transformateurs de tension rend en effet improbable l'hypothèse d'un défaut du transformateur, et donc la surveillance peut être bloquée. La protection à minimum de tension externe est à régler sans temporisation, et doit exploiter également la composante directe des tensions (ex : 7RW600). Tension sur l'entrée UT Selon la connexion effectuée sur UT, il peut être nécessaire de bloquer la mesure de tension élaborée à partir de cette entrée. Ceci est effectué à l'aide de l'outil CFC en combinaison avec le message „Fusion fusible“. Autres blocages La supervision Fuse Failure permet de bloquer directement d'autres fonctions (voir figure 2-129). Si d'autres fonctions comme par exemple la protection de sous-excitation doivent être bloquées, la signalisation „Fusion fusible“ doit être utilisée et associée à la fonction de protection via la porte logique (CFC). Logique Si une défaillance Fuse Failure est détectée (fig. 2-129 porte logique de gauche), cet état est enregistré. Ce qui permet de garantir que le message Fuse Failure sera sauvegardé même en cas de court-circuit. Une fois la Fuse Failure éliminée et si la composante directe a dépassé 85% de la tension nominale, la mémorisation est effacée et, après une temporisation de 10 s, le message Fuse Failure disparaît. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 291 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance Figure 2-129 Diagramme logique de la surveillance de défaillance de la tension de mesure (Surveillance fusion fusible) 2.42.2.2 Réactions en cas de défaillance des fonctions de supervision En fonction du type de défaillance détectée, l’appareil peut générer une alarme, redémarrer le microprocesseur ou se mettre automatiquement hors service. Si la défaillance est toujours présente après trois essais de redémarrage, l'appareil se met automatiquement hors service. Cette situation engendre la retombée du relais "chien de garde" indiquant ainsi la présence d'une panne. De plus, si la tension auxiliaire interne 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 LEDs s'éteignent. Le tableau suivant reprend l'ensemble des fonctions de supervision et synthétise les types de réaction de l'appareil face à une défaillance. 292 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance Tableau 2-14 Synthèse des types de réaction de l'appareil face à une défaillance Supervision Perte de tension auxiliaire Causes possibles Réaction face à une défaillance externe (tension auxiliaire) Mise hors service de interne (convertisseur) l’appareil Message (n°) Toutes les LEDs sont éteintes Sortie DOK2) retombe Tensions internes d'ali- interne (convertisseurs) ou Mise hors service de mentation tension de référence l’appareil Diode « ERROR » DOK2) retombe „Déf. conv. A/D“ (n° 181) Batterie tampon interne (batterie tampon) „Déf. batterie“ (n° 177) Matériel Watchdog "Chien de garde" interne (défaillance proces- Mise hors service de seur) l’appareil 1) Diode « ERROR » DOK2) retombe Logiciel Watchdog "Chien de garde" interne (défaillance proces- Tentative de redémarra- Diode « ERROR » seur) ge 1) DOK2) retombe Mémoire interne de relais ROM interne (matériel) Message Interruption du démarrage, appareil hors service LED clignote DOK2) retombe Mémoire de programme interne (matériel) RAM pendant démarrage LED clignote DOK2) retombe Mémoire des paramètres interne (matériel) Tentative de redémarra- Diode « ERROR » ge 1) DOK2) retombe Fréquence d'échantillonnage interne (matériel) Mise hors service de l’appareil Diode « ERROR » DOK2) retombe Commutation 1 A/5 A côté 1 Cavalier 1 A/5 A pour côté 1 Message de mise hors Diode « ERROR » introduit incorrectement service de l'appareil „IN-C1 erroné“ (n° 210) DOK retombe 2) Commutation 1 A/5 A côté 2 Cavalier 1 A/5 A pour côté 2 Message de mise hors Diode « ERROR » introduit incorrectement service de l'appareil „IN-C2 erroné“ (n° 211) DOK retombe 2) Permutation tension/courant sur CM1 La position du cavalier pour Message de mise hors Diode « ERROR » le convertisseur de mesure service de l'appareil „Déf. cav. CM1“ 1 ne correspond pas au pa(n° 212) ramètre 0295 DOK retombe 2) Permutation tension/courant sur CM2 La position du cavalier pour Message de mise hors Diode « ERROR » le convertisseur de mesure service de l'appareil „Déf. cav. CM2“ 2 ne correspond pas au pa(n° 213) ramètre 0296 DOK retombe 2) Permutation filtre en/hors service sur CM3 La position du cavalier pour Message de mise hors Diode « ERROR » le convertisseur de mesure service de l'appareil „Déf. cav. CM3“ 1 ne correspond pas au pa(n° 214) ramètre 0297 DOK retombe 2) Sommation des courants côté 1 interne (acquisition des grandeurs de mesure) Message „Défaut ΣI C1“ (n° 230) selon configuration Sommation des courants côté 2 interne (acquisition des grandeurs de mesure) Message „Défaut ΣI C2“ (n° 231) selon configuration Symétrie des courants côté 1 externe (poste ou transfor- Message mateur de courant) „Défaut sym. I1“ (n° 571) selon configuration Symétrie des courants côté 2 externe (poste ou transfor- Message mateur de courant) „Défaut sym. I2“ (n° 572) selon configuration Somme de tension interne (acquisition des grandeurs de mesure) „Défaut ΣUph-t“ (n° 165) selon configuration SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 pendant exploitation : Diode « ERROR » tentative de redémarrage 1) Message 293 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance Supervision Causes possibles Réaction face à une défaillance Message (n°) Sortie Symétrie de tension externe (poste ou transfor- Message mateur de tension) „Défaut sym. U“ (n° 167) selon configuration Champ tournant de tension externe (poste ou branche- Message ment) „Déf. chmpTrnt U“ (n° 176) selon configuration Champ tournant des courants côté 1 externe (poste ou branche- Message ment) „Déf.chTrnt I C1“ (n° 265) selon configuration Champ tournant des courants côté 2 externe (poste ou branche- Message ment) „Déf.chTrnt I C2“ (n° 266) selon configuration Fuse-Failure-Monitor externe (transformateur de Message (surveillance fusion fusi- tension) ble) „Fusion fusible“ (n° 6575) selon configuration Surveillance du circuit de déclenchement „PerturbCircDécl“ (n° 6865) selon configuration 1) 2) externe (circuit de déclenchement ou tension de commande) Message Après trois tentatives de redémarrage sans succès, l'appareil se met automatiquement hors service. DOK = Device Okay = Le relais "chien de garde" retombe ; les fonctions de protection et de commande sont bloquées. Le dialogue peut encore être possible. 2.42.2.3 Instructions de réglage Détection de défaillance des tensions mesurées (Fusion Fusible) La détection de chute de la tension de mesure ne peut être active que si le paramètre à l'adresse 180 FUSION FUSIBLE = Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. A l'adresse 8001 SURV.FUS.FUSIB., la fonction peut être mise En service ou Hors service. Les valeurs seuils U2/U1 ≥ 40 % et I2/I1 ≤ 20 % pour la reconnaissance de chutes de tension monopolaires ou bipolaires sont fixes. Il en est de même pour la détection de défaillance triphasée (limite à minimum de tension = 10 V, sollicitation lorsque la valeur passe en dessous de ce seuil, si dans le même temps le courant ne change pas notamment et si la supervision de différence de courant = 0,5 IN): Les valeurs sont fixes et ne sont donc pas à paramétrer. 2.42.2.4 Vue d'ensemble des paramètres Adr. 8001 294 Paramètre SURV.FUS.FUSIB. Possibilités de paramétrage Hors En Réglage par défaut Hors Explications Surveillance fusion fusible SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.42 Fonctions de surveillance 2.42.2.5 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 68 Erreur horloge SgSo Erreur horloge 110 Perte mess. SgSo_C Perte de messages 113 Perte repères SgSo Perte de repères 140 SignGrp.Défail. SgSo Signalisation groupée de défaillance 147 Défaut alim. SgSo Défaut bloc d'alimentation 160 Alarme groupée SgSo Alarmes groupées 177 Déf. batterie SgSo Défaillance batterie 181 Déf. conv. A/D SgSo Défaut convertisseur A/D 185 Erreur carte 3 SgSo Erreur carte 3 187 Erreur carte 5 SgSo Erreur carte 5 188 Erreur carte 6 SgSo Erreur carte 6 190 Erreur carte 0 SgSo Erreur carte 0 191 Erreur offset SgSo Erreur offset 193 Défail.Val.Comp SgSo Défail. Hardware: val. comp. entrées ana 194 Erreur ITerroné SgSo Erreur: Enroul. terre différent de MLFB 210 IN-C1 erroné SgSo Déf. mat: cavalier IN (C1) diff. Param. 211 IN-C2 erroné SgSo Déf. mat: cavalier IN (C2) diff. Param. 212 Déf. cav. CM1 SgSo Déf. mat: cavalier CM1 différent Param. 213 Déf. cav. CM2 SgSo Déf. mat: cavalier CM2 différent Param. 214 Déf. cav. CM3 SgSo Déf. mat: cavalier CM3 différent Param. 264 Déf int sondes1 SgSo Défaillance interface sondes 1 267 Déf int sondes2 SgSo Défaillance interface sondes 2 5010 >Bloc def. Fus. SgS >blocage défaut fusible 5011 >FF U< externe SgS >Manque de U fusion fusible mode externe 6575 Fusion fusible SgSo Fusion fusible SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 295 Fonctions 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement La protection multifonctions 7UM62 est équipée d’une fonction de surveillance du circuit de déclenchement. En fonction du nombre d'entrées binaires (sans ou avec racine commune) disponible, il est possible d'opter pour une surveillance utilisant soit une seule entrée binaire, soit deux entrées binaires. Si la configuration des entrées binaires nécessaires ne correspond pas au type de surveillance sélectionné, un message correspondant en avertit l’utilisateur („SurCirDéNonAff“). Quand deux entrées binaires sont utilisées, les défauts affectant le circuit de déclenchement sont détectés indépendamment de la position du disjoncteur ; avec une seule entrée binaire, les défauts affectant le disjoncteur de puissance lui-même ne sont pas reconnus. 2.43.1 Description fonctionnelle Supervision à deux entrées binaires (sans racine commune) Si deux entrées binaires sont utilisées, elles doivent être raccordées conformément à la figure suivante, c'està-dire en parallèle du contact de commande de l'appareil de protection d'un côté et en parallèle au contact auxiliaire du disjoncteur de l'autre côté. 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 · UEBmin). Etant donné qu'au moins 19 V sont nécessaires pour chaque entrée binaire, la fonction de surveillance ne pourra être utilisée que pour une tension de commande côté poste supérieure à 38 V. Figure 2-130 Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires sans racine commune La surveillance à deux entrées binaires reconnaît non seulement des interruptions dans le circuit de déclenchement et des pertes de tension de contrôle, mais elle supervise également la réponse du disjoncteur de puissance à l'aide de la position des contacts auxiliaires de celui-ci. 296 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement En fonction de l’état de commutation du relais de commande et du disjoncteur, les entrées binaires sont actives (condition logique „H“ dans le tableau 2-15) ou inactives (condition logique „L“). Il est possible que le système se trouve de manière transitoire dans une position telle que les deux entrées binaires sont inactives, même en l'absence de défaillance du circuit de déclenchement („L“) (par exemple une transition courte pendant laquelle le contact de déclenchement est fermé, mais le disjoncteur n’a pas encore été ouvert). Un maintien prolongé dans cet état n'est possible que si le circuit de déclenchement est interrompu, s'il est affecté par un court-circuit ou si la tension de la batterie s'effondre ou si un défaut mécanique affecte le disjoncteur ; cet effet est donc utilisé comme critère de surveillance. Tableau 2-15 N° Etat des entrées binaires en fonction de la position du disjoncteur et de la position du relais de commande Relais de commande Disjoncteur Ctct. Aux 1 Ctct. Aux 2 EB 1 EB 2 1 ouvert EN SERVICE fermé ouvert H L 2 ouvert Arrêt ouvert fermé H H 3 fermé EN SERVICE fermé ouvert L L 4 fermé Arrêt ouvert fermé L H L’état des deux entrées binaires est vérifié périodiquement. Les vérifications se produisent à environ 600 ms d'intervalle. Si n = 3 vérifications consécutives détectent une anomalie (après 1,8 s), l'appareil émet une signalisation de défaillance (voir figure suivante). Ces mesures répétées sont utilisées pour éviter l’émission d’une alarme pendant la manœuvre (brèves défaillances). La signalisation disparaît automatiquement une fois le problème résolu, et ce après le même laps de temps. Figure 2-131 Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires Supervision à deux entrées binaires (avec racine commune) Si deux entrées binaires (avec racine commune) sont utilisées, elles doivent être connectées conformément à la figure suivante, avec la racine à L+ respectivement en parallèle du contact de commande de l'appareil de protection, d'un côté, et en parallèle du contact auxiliaire de position du disjoncteur 1, de l'autre côté. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 297 Fonctions 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement Figure 2-132 Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires avec racine commune En fonction de l’état de commutation du relais de commande et du disjoncteur, les entrées binaires sont actives (condition logique „H“ dans le tableau suivant) ou inactives (condition logique „L“). Tableau 2-16 N° Etat des entrées binaires en fonction de la position du disjoncteur et de la position du relais de commande Relais de Disjoncteur Ctct. Aux 1 commande Ctct. Aux 2 EB 1 EB 2 état dyn. état stat. 1 ouvert EN SERVICE fermé ouvert H L fonct. normal avec Disj. fermé 2 ouvert ou fermé Arrêt ouvert fermé L H fonct. normal avec Disj ouvert ou RC excité avec succès 3 fermé EN SERVICE fermé ouvert L L Passage/panne 4 ouvert Enclenché ou Déclenché fermé fermé H H Etat theorique: Défaut Ctct. Aux, défaut EB, erreur de connexion Défaut Avec cette solution, on ne peut pas distinguer l'état 2 („fonctionnement normal avec DJ ouvert“) et „RC excité avec succès“. Mais ces deux états sont des états normaux et non critiques. L'état 4 n'existe que dans la théorie et indique un défaut du matériel. Il est possible que le système se trouve de manière transitoire dans une position telle que les deux entrées binaires sont inactives, même en l'absence de défaillance du circuit de déclenchement („L“) (ex : une transition courte pendant laquelle le contact de déclenchement est fermé, mais le disjoncteur n’a pas encore été ouvert). Un maintien prolongé dans cet état n'est possible que si le circuit de déclenchement est interrompu, s'il est affecté par un court-circuit ou si la tension de la batterie s'effondre ou si un défaut mécanique affecte le disjoncteur ; cet effet est donc utilisé comme critère de surveillance. L’état des deux entrées binaires est vérifié périodiquement. Les vérifications se produisent à environ 600 ms d'intervalle. Si n = 3 vérifications consécutives détectent une anomalie (après 1,8 s), l'appareil émet une signalisation de défaillance (voir figure 2-131). Ces mesures répétées sont utilisées pour éviter l’émission d’une 298 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement alarme pendant la manœuvre (brèves défaillances). La signalisation disparaît automatiquement une fois le problème résolu, et ce après le même laps de temps. Surveillance par une entrée binaire L'entrée binaire est connectée, comme indiqué sur la figure ci-dessous, en parallèle avec le contact de déclenchement associé de l'appareil de protection. Le second contact auxiliaire de position du disjoncteur est quant-à lui connecté en série avec une résistance R de haute impédance. La tension de commande du disjoncteur doit être supérieure à deux fois la valeur de la chute de tension minimum aux bornes de l'entrée binaire (USt > 2 · UEBmin, puisque la résistance additionnelle subit quasiment la même chute de tension). Etant donné qu'au moins 19 V sont nécessaires pour l'entrée binaire, la fonction de surveillance ne pourra être utilisée que pour une tension de commande côté poste supérieure à 38 V. Figure 2-133 Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire En mode de fonctionnement normal, l’entrée binaire est activée (condition logique „H“), lorsque le relais de commande est ouvert et le circuit de déclenchement intact, puisque le circuit de supervision est fermé par le contact auxiliaire (pour un disjoncteur fermé) ou par la résistance de réserve R. L’entrée binaire est court-circuitée et ainsi désactivée (condition logique „L“) uniquement si le relais de commande est fermé. Si l'entrée binaire est continuellement désactivée (en opération normale), cela signifie que le circuit de déclenchement est interrompu ou que la tension de commande a disparu. La fonction de surveillance du circuit de déclenchement est inactive en cas de présence d'un défaut dans le système (défaut détecté dans le réseau). Par conséquent, la fermeture momentanée du contact de déclenchement ne provoque pas l'émission d'une signalisation de défaillance. Par contre la signalisation de défaillance doit être temporisée, en cas de fonctionnement des contacts de déclenchement d'autres appareils de protection connectés en parallèle sur le circuit de déclenchement disjoncteur (voir aussi la figure suivante). C'est pourquoi les états de l'entrée binaire sont vérifiés 500 fois avant d'émettre un message. Les vérifications se produisent à environ 600 ms d'intervalle, ce qui assure qu'une mise en route de la surveillance du circuit de SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 299 Fonctions 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement déclenchement n'aura lieu que dans le cas d'un défaut réel du circuit de déclenchement (après 300 s). La signalisation disparaît automatiquement une fois le problème résolu, et ce après le même laps de temps. Remarque Ne combinez pas l'utilisation de la fonction"Lock-Out" avec la surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire, puisque le relais reste toujours (plus de 300 s) excité après une commande de déclenchement. Figure 2-134 Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire La figure suivante représente la logique de génération des messages issus de la surveillance du circuit de déclenchement, en fonction des paramètres de réglage et des entrées binaires. Figure 2-135 2.43.2 Logique de signalisation de la surveillance des circuits de déclenchement Instructions de réglage Généralités Cette fonction ne peut être active et accessible qu'après avoir configuré le paramètre 182 SURV.CIRC.DECL. (section 2.4) avec l'une des deux alternatives Avec 2 EB ou Avec 1 EB comme disponible et qu'un nombre adéquat d'entrées binaires a été affecté pour cela, et si la fonction est activée à l'adresse 8201 SURV.CIRC.DECL. = En. Si la configuration des entrées binaires nécessaires ne correspond pas au type de surveillance sélectionné, un message correspondant en avertit l’utilisateur („SurCirDéNonAff“). Si la sur- 300 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement veillance du circuit de déclenchement n’est pas utilisée du tout, régler ce paramètre à l'adresse 182 Non disponible. Les autres paramètres sont inutiles. La signalisation d'une interruption du circuit de déclenchement en mode de supervision à deux entrées binaires est temporisée (valeur fixe) de 2 secondes, celle de la supervision à une entrée l'est d'environ 300 s (valeur fixe). Ceci assure la prise en compte de la commande de déclenchement la plus longue, et qu'un message n'est émis que dans le cas d'un défaut réel dans le circuit de déclenchement. Surveillance par une entrée binaire Remarque L'une utilisation d'une seule entrée binaire (EB) pour la surveillance du circuit de déclenchement, permet de détecter des défauts comme une interruption du circuit de déclenchement, ou une chute de la tension de la batterie, mais n'assure aucune détection de défaut lorsque le contact de déclenchement est fermé. C'est pourquoi, il faut élargir la durée de la mesure sur un laps de temps qui dépasse la durée maximale de fermeture des relais de commande. Ceci est assuré par le nombre (fixe) de répétitions de la mesure, ainsi que par l'écart de temps entre les vérifications d'état. Dans le mode de surveillance à une seule entrée binaire, l'entrée binaire "manquante" est remplacée par une résistance R, introduite dans le circuit côté poste. Un dimensionnement approprié de cette résistance peut souvent - selon le mode d'utilisation du poste - permettre une tension de commande inférieure. Cette résistance R est placée dans le circuit du second contact auxiliaire (cont.aux.2) de manière à pouvoir superviser le circuit lorsque le contact auxiliaire 1 (cont.aux.1) est ouvert et que le relais de commande est retombé (voir figure „Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire“). Cette résistance doit être dimensionnée de manière à ce que la bobine de déclenchement du disjoncteur (BDD) soit désactivée lorsque le disjoncteur est ouvert (c'est à dire lorsque le contact auxiliaire 1 est ouvert et que le contact auxiliaire 2 est fermé). L'entrée binaire (EB1) doit se maintenir dans l'état actif lorsque le contact de déclenchement se trouve également en position ouverte. De ces considérations il résulte que la valeur de la résistance R doit se trouver entre deux valeurs limites Rmax et Rmin, la valeur moyenne de ces deux limites étant considérée comme valeur optimale pour la résistance R : Pour que la tension minimale d’activation de l'entrée binaire soit garantie, nous obtenons pour Rmax : La valeur maximum de la résistance Rmin est calculée de manière à ce que la bobine de déclenchement du disjoncteur ne reste pas activée dans le cas décrit ci-dessus : où IEB (HIGH) Courant permanent avec l’entrée binaire active (= 1,8 mA) UEB min Tension d’activation minimale pour EB (= 19V par défaut à la livraison pour des tensions nominales 24/48/60V; 88V par défaut à la livraison pour des tensions nominales 110/125/220/250V) USt Tension de commande du circuit de déclenchement RBDD Résistance DC de la bobine de déclenchement du disjoncteur UBDD (LOW) Tension maximum sur la bobine de déclenchement du disjoncteur ne provoquant pas le déclenchement SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 301 Fonctions 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement Si le résultat du calcul est tel que Rmax < Rmin, recommencez celui-ci en utilisant la valeur du seuil de tension de commande (UEBmin) directement situé sous la valeur de seuil précédemment utilisée. Ce seuil de tension peut être réglé dans l’appareil à l’aide de cavaliers internes. La puissance consommée par la résistance est donnée par: Exemple : IEB (HIGH) 1,8 mA (de SIPROTEC 4 7UM62) UEB min 19 V par défaut à la livraison pour une tension nominale de 24/48/60 V (vom Gerät 7UM62), 88 V par défaut à la livraison pour une tension nominale de 110/125/220/250 V (de l'appareil 7UM62) USt 110 V (équipement/circuit de déclenchement) RBDD 500 Ω (du poste / circuit de déclenchement) UBDD (LOW) 2 V (équipement/circuit de déclenchement) La valeur normalisée 39 kΩ la plus proche est sélectionnée ; pour la puissance, appliquer : 302 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.43 Surveillance du circuit de déclenchement 2.43.3 Adr. 8201 2.43.4 N° Vue d'ensemble des paramètres Paramètre SURV.CIRC.DECL. Possibilités de paramétrage Hors En Réglage par défaut Hors Explications Surveillance du circuit de déclenchement Liste d’informations Information Type d'info Explications 6851 >BlocSurCircDéc SgS >Bloquer surv. circuit de déclenchement 6852 >SurCirDéRelCmd SgS >Cont. aux. rel. cmde surv. circ. décl. 6853 >SurCirDécDisj SgS >Cont. aux. disj. surv. circ. décl. 6861 SurCirDéc dés. SgSo Surveillance circuit de décl. désact. 6862 SurCirDéc blq. SgSo Surveillance circuit de décl. bloquée 6863 SurCirDéc act. SgSo Surveillance circuit de décl. active 6864 SurCirDéNonAff SgSo Surv. circ décl non active (EB non aff.) 6865 PerturbCircDécl SgSo Perturbation circuit de déclenchement SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 303 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil 2.44 Surveillance de seuil Cette fonction effectue des surveillances de seuil (dépassements vers le haut ou vers le bas) avec des valeurs de mesure choisies. La rapidité du traitement en fait une fonction de protection. La logique CFC permet de réaliser les combinaisons logiques nécessaires. Les utilisations principales sont des surveillances rapides et fonctions automatiques, ainsi que des fonctions de protection personnalisées (ex : découplage d'une centrale) qui ne sont pas comprises dans le volume fonctionnel de l'appareil. 2.44.1 Description fonctionnelle Fonctionnement La fonction a prévu 10 modules de surveillance de seuil, 5 d'entre eux réagissent au dépassement vers le haut et les 3 autres vers le bas. Le résultat est un message logique qui peut être traité ensuite dans la CFC. Les traitements peuvent être effectués sur un total de 19 valeurs de mesure, qui sont disponibles en tant que pourcentage. Chacune des 19 valeurs de mesure, peut être associée à l'une des fonctions de comparaison. Le tableau suivant décrit les grandeurs de mesure exploitables. La comparaison avec chaque seuil est effectué chaque période. Remarque Les seuils en pourcentage ont le même échelonnement que les mesures d'exploitation (voir tableau2-19 de la section 2.49.3). On a donc recours aux réglages des données de poste 1 dans le calcul. Il faut en tenir compte pour l'application. Tableau 2-17 Mesure Mesures Unité/cadrage Explications Pprim/SN,G,M · 100 % (Normalisation via adr. 252) Chaque période, les grandeurs des composantes directes pour U et I sont déterminées. Puis, on en déduit la puissance active primaire P. La correction d'angle (adresse 204 CORRECT. A0) dans le circuit de courant influence le résultat de la mesure. S Qprim/SN,G,M · 100 % (puissance réac- (Normalisation via adr. 252) tive) Chaque période, les grandeurs des composantes directes pour U et I sont déterminées. Puis, on en déduit la puissance réactive primaire Q. La correction d'angle (adresse 204 CORRECT. A0) dans le circuit de courant influence le résultat de la mesure. M (puissance active) ΔP (variation de la puissance active) ΔPprim/SN,G,M · 100 % (Normalisation via adr. 252) L'évolution de la puissance active est calculée sur une fenêtre de mesure de 3 périodes. UL1E UL1prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (tension phase- (Normalisation via adr. 251/√3) terre) La tension présente à l'entrée UL1 est directement traitée et convertie en tension phase-terre primaire. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère à la tension phase-terre de l'objet à protéger. UL2E UL2prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (tension phase- (Normalisation via adr. 251/√3) terre) La tension présente à l'entrée UL2 est directement traitée et convertie en tension phase-terre primaire. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère à la tension phase-terre de l'objet à protéger. 304 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil Mesure Unité/cadrage Explications UL3E UL3prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (tension phase- (Normalisation via adr. 251/√3) terre) La tension présente à l'entrée UL3 est directement traitée et convertie en tension phase-terre primaire. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère à la tension phase-terre de l'objet à protéger. UTprim/(UN,G,M/√3) · 100 % (Normalisation via adr. 251/√3) La tension présente à l'entrée UT est convertie en tension primaire via FACTEUR UT (adr. 224). Le calcul est effectué chaque période. Notez les applications suivant le tableau 2-2. Remarque : La valeur 100 % se réfère à la tension phase-terre de l'objet à protéger. U0 U0prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (Normalisation via adr. 251/√3) (tension de la composante homopolaire) A partir des tensions phase-terre, on calcule selon l'équation des composantes symétriques la tension de composante homopolaire et on la convertit en grandeurs primaires. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère à la tension phase-terre de l'objet à protéger. U1prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (Normalisation via adr. 251/√3) A partir des tensions phase-terre, on calcule selon l'équation des composantes symétriques la tension de composante directe et on la convertit en grandeurs primaires. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère à la tension phase-terre de l'objet à protéger. U2 U2prim/(UN,G,M/√3) · 100 % (tension de com- (Normalisation via adr. 251/√3) posante inverse) A partir des tensions phase-terre, on calcule selon l'équation des composantes symétriques la tension de composante inverse et on la convertit en grandeurs primaires. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère à la tension phase-terre de l'objet à protéger. UT3hprim/(UN,G,M/√3) · 100 % UE3h (3. tension de 3e (Normalisation via adr. 251/√3) harmonique à l'entrée UT) On calcule la tension de 3e harmonique de la tension présente à l'entrée UTet elle est convertie en valeur primaire via le FACTEUR UT (adr. 224). Le calcul est effectué chaque période. Notez les applications suivant le tableau 2-2. Remarque : La valeur 100 % se réfère à la tension phase-terre de l'objet à protéger. UT (Tension à l'entrée UT) U1 (tension du système direct) 3I0 (courant homopolaire côté 2) 3I0prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 A partir des courants de phase, on calcule le courant homopolaire, % selon l'équation des composantes symétriques. Le calcul est effec(Normalisation via adr. 251 et 252) tué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère au courant nominal de l'objet à protéger. I1prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 % I1 (courant de com- (Normalisation via adr. 251 et 252) posante directe côté 2) A partir des courants de phase, on calcule le courant à composante directe, selon l'équation des composantes symétriques et on le convertit en grandeurs primaires. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère au courant nominal de l'objet à protéger. I2 I2prim/(SN,G,M/(√3 · UN,G,M)) · 100 % (courant de com- (Normalisation via adr. 251 et 252) posante inverse côté 2) A partir des courants de phase, on calcule le courant à composante inverse, selon l'équation des composantes symétriques et on le convertit en grandeurs primaires. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : La valeur 100 % se réfère au courant nominal de l'objet à protéger. ITT1 ITT1/0,5 A · 100 % (courant de terre sensible) La part de composante fondamentale du courant présent à l'entrée ITT1 est déterminée. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : Contrairement à l'échelonnement des valeurs de mesure d'exploitation, ici, l'échelonnement n'a pas lieu sur les valeurs primaires. La valeur de 100 % est obtenue pour un courant secondaire injecté de 0,5 A. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 305 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil Mesure Unité/cadrage ITT2 ITT2/0,5 A · 100 % (courant de terre sensible) Explications La part de composante fondamentale du courant présent à l'entrée ITT2 est déterminée. Le calcul est effectué chaque période. Remarque : Contrairement à l'échelonnement des valeurs de mesure d'exploitation, ici, l'échelonnement n'a pas lieu sur les valeurs primaires. La valeur de 100 % est obtenue pour un courant secondaire injecté de 0,5 A. ϕ (inclinaison de puissance) ϕ/180° · 100 % L'angle de puissance est calculé à partir de la tension et du courant de composante directe. La définition suivante est appliquée: ϕ = ϕU – ϕI (Si le courant suit la tension, la valeur de l'angle est positive). cos PHI cos ϕ · 100 % Le facteur de puissance est calculé à partir de l'angle de puissance. Pour la plage d'angle de (–90° à +90°), on obtient des valeurs positives. COnvertisseur U/10 V · 100 % 1 ou (tension ou I/20 mA · 100 % courant au convertisseur MU1) La grandeur équivalente est calculée à partir de la grandeur de mesure se trouvant à MU1. Selon le branchement, les résultats peuvent être positifs ou négatifs. Selon la position du cavalier, le calcul concerne une tension ou un courant. Remarque : La valeur 100 % se rapporte à une tension d'entrée de 10 V ou à un courant d'entrée de 20 mA. La figure suivante donne une vue d'ensemble de la logique 306 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil Figure 2-136 Logique de fonctionnement de la surveillance des seuils La figure ci-dessus illustre la libre affectation des valeurs de mesure aux modules de comparaison. Le rapport de retombée pour l'échelon VMx> est de 0,95 ou de 1 % de la valeur mesurée. Pour l'échelon VMx<, le rapport est de 1,05 ou de 1 % de la valeur mesurée. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 307 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil 2.44.2 Instructions de réglage Généralités La supervision des seuils ne peut être active qu'après avoir configuré le paramètre 185 SURV. SEUIL sur Disponible. Seuils de réponse Les seuils de démarrage sont configurés en tant que pourcentages. Il doit être tenu compte des échelles du tableau Valeurs de mesure. Les valeurs de mesure de la puissance P, Q, ΔP et cosϕ peuvent être positives aussi bien que négatives. Si vous souhaitez surveiller un seuil négatif, l'ordre mathématique usuel s'applique (–10 est plus petit que –5). Exemple : La mesure P (puissance active) est affectée à la valeur de mesure Mes1> et réglée sur –5 %. Dès que la mesure réelle est supérieure à –5 % (ex : –4 % ou même +100 %), le message „Mesure1>“ est émis en tant que dans l'état logique „1“, ce qui correspond dans la terminologie des protections à une mise en route. La retombée (message „Mesure1>“ logique „0“) aura lieu, si la valeur de mesure tombe sous –5 % · 1,05 = –5,25 %. Si la mesure P est affectée à la Mes2<, c'est le passage en dessous du seuil qui sera surveillé. Une mise en route s'effectue si la valeur de mesure est plus petite que –5 % (p.ex. –8 %). La retombée est alors à –5 % · 0,95 = –4,75 %. Remarque Les valeurs de mesure UL1T, UL2T, UL3T, UT, U0, U1, U2, UT3h, ITT1, ITT2 3I0, I1, I2 et le convertisseur de mesure 1 restent toujours positives; il faut donc veiller à choisir une valeur de seuil positive permettent de plus la retombée de la signalisation. L'angle de puissance ϕ n'est défini que sur une plage de ± 100 % (correspond à ±180°). Ceci est à respecter pour le choix du seuil, en considérant le rapport de retombée. Traitement ultérieur des signalisations Les messages des 10 modules (voir la liste d'informations) sont disponibles dans la matrice d'affectation. On peut les traiter ensuite dans la logique CFC. 2.44.3 308 Vue d'ensemble des paramètres SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 8501 MESURE MES1> Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES1> 8502 SEUIL MES1> -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES1> 8503 MESURE MES2< Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES2< 8504 SEUIL MES2< -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES2< SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 309 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 8505 MESURE MES3> Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES3> 8506 SEUIL MES3> -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES3> 8507 MESURE MES4< Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES4< 8508 SEUIL MES4< -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES4< 310 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 8509 MESURE MES5> Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES5> 8510 SEUIL MES5> -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES5> 8511 MESURE MES6< Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES6< 8512 SEUIL MES6< -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES6< SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 311 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 8513 MESURE MES7> Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES7> 8514 SEUIL MES7> -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES7> 8515 MESURE MES8< Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES8< 8516 SEUIL MES8< -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES8< 312 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 8517 MESURE MES9> Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES9> 8518 SEUIL MES9> -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES9> 8519 MESURE MES10< Non disponible P Q Delta P UL1T UL2T UL3T UT U0 U1 U2 UT3h ITT1 ITT2 3I0 I1 I2 Angle PHI cos PHI Convertisseur 1 Non disponible Mesure pour seuil MES10< 8520 SEUIL MES10< -200 .. 200 % 100 % Mise en route surv. mesure MES10< SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 313 Fonctions 2.44 Surveillance de seuil 2.44.4 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 7960 Mesure1> SgSo Mise en route mesure1> 7961 Mesure2< SgSo Mise en route mesure2< 7962 Mesure3> SgSo Mise en route mesure3> 7963 Mesure4< SgSo Mise en route mesure4< 7964 Mesure5> SgSo Mise en route mesure5> 7965 Mesure6< SgSo Mise en route mesure6< 25083 MESURE MES7> SgSo Mise en route surv. mesure MES7> 25084 MESURE MES8< SgSo Mise en route surv. mesure MES8< 25085 MESURE MES9> SgSo Mise en route surv. mesure MES9> 25086 MESURE MES10< SgSo Mise en route surv. mesure MES10< 314 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.45 Couplages externes 2.45 Couplages externes Dans le cadre de la protection numérique d'équipements, les appareils 7UM62 permettent le couplage et le traitement d'un signal quelconque issu d'appareils de protection/surveillance externes via une entrée binaire. De la même manière que pour un signal interne, toute opération est possible : signalisation, temporisation, transmission à la matrice de déclenchement, blocage sélectif. Ceci permet l'intégration de dispositifs de protection mécaniques (protection Buchholz) dans le traitement de messages et de déclenchements de l'appareil de protection numérique, ainsi que celle des fonctions de protection de différents appareils de la série 7UM6. 2.45.1 Description fonctionnelle Fonctionnement Les niveaux de tension présents sur les entrées binaires affectées sont acquis de façon périodique. Un changement logique est interprété en tant que mise en route si le même état est présent pendant deux cycles consécutifs. Le temps réglable 8602 T DEC1 COUP EXT permet de temporiser le déclenchement. La figure suivante représente la logique de fonctionnement des couplages directs. Cette logique existe en quatre exemplaires de façon identique, les numéros de fonction des messages se réfèrent au couplage 1. Figure 2-137 2.45.2 Diagramme logique des couplages directs Instructions de réglage Généralités Le couplage direct ne peut être effectif et accessible que si, les paramètres 186 DEC COUPL EXT 1 à 189 DEC COUPL EXT 4 ont été réglés sur Disponible. Si les fonctions ne sont pas requises, il convient de les régler sur Non disponible. Aux adresses 8601 DEC COUPL EXT 1 à 8901 DEC COUPL EXT 4, les fonctions peuvent être activées En ou désactivées Hors ou activées avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais). Les mêmes traitements sont possibles pour les couplages directs que pour les signaux internes: signalisation, temporisation, transmission à la matrice de déclenchement. Les temporisations sont réglées aux adresses 8602 T DEC1 COUP EXT à 8902 T DEC4 COUP EXT. Comme pour les fonctions de protection, la retombée des déclenchements générés par les couplages directs est prolongée de la temporisation minimum de commande T DECL. MIN. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 315 Fonctions 2.45 Couplages externes 2.45.3 Adr. Vue d'ensemble des paramètres Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 8601 DEC COUPL EXT 1 Hors En Bloc. relais Hors Décl. direct 1 par couplage externe 8602 T DEC1 COUP EXT 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation décl. 1 coupl. externe 8701 DEC COUPL EXT 2 Hors En Bloc. relais Hors Décl. direct 2 par couplage externe 8702 T DEC2 COUP EXT 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation décl. 2 coupl. externe 8801 DEC COUPL EXT 3 Hors En Bloc. relais Hors Décl. direct 3 par couplage externe 8802 T DEC3 COUP EXT 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation décl. 3 coupl. externe 8901 DEC COUPL EXT 4 Hors En Bloc. relais Hors Décl. direct 4 par couplage externe 8902 T DEC4 COUP EXT 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation décl. 4 coupl. externe 2.45.4 N° Liste d’informations Information Type d'info Explications 4523 >Blocage coupl1 SgS >Blocage du décl. par couplage ext. 1 4526 >Couplage 1 SgS >Couplage d'une commande externe 1 4531 Coupl1 inactif SgSo Couplage ext. 1 désactivé 4532 Coupl1 verr. SgSo Couplage ext. 1 verrouillé 4533 Coupl1 actif SgSo Couplage ext. 1 actif 4536 Excit. coupl1 SgSo Démarrage du couplage ext. 1 4537 Décl. coupl1 SgSo Déclenchement du couplage ext. 1 4543 >Blocage coupl2 SgS >Blocage du décl. par couplage ext. 2 4546 >Couplage 2 SgS >Couplage d'une commande externe 2 4551 Coupl2 inactif SgSo Couplage ext. 2 désactivé 4552 Coupl2 verr. SgSo Couplage ext. 2 verrouillé 4553 Coupl2 actif SgSo Couplage ext. 2 actif 4556 Excit. coupl2 SgSo Démarrage du couplage ext. 2 4557 Décl. coupl2 SgSo Déclenchement du couplage ext. 2 4563 >Blocage coupl3 SgS >Blocage de la fonction ext. de décl 3 4566 >Couplage 3 SgS >Couplage d'une commande externe 3 4571 Coupl3 inactif SgSo Couplage 3 désactivé 4572 Coupl3 verr. SgSo Couplage 3 verrouillé 4573 Coupl3 actif SgSo Couplage 3 actif 316 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.45 Couplages externes N° Information Type d'info Explications 4576 Excit. coupl3 SgSo Démarrage du couplage 3 4577 Décl. coupl3 SgSo Déclenchement du couplage 3 4583 >Blocage Coupl4 SgS >Blocage de la fonction ext. de décl 4 4586 >Couplage 4 SgS >Couplage d'une commande externe 4 4591 Coupl4 inactif SgSo Couplage 4 désactivé 4592 Coupl4 verr. SgSo Couplage 4 verrouillé 4593 Coupl4 actif SgSo Couplage 4 actif 4596 Excit. coupl4 SgSo Démarrage du couplage 4 4597 Décl. coupl4 SgSo Déclenchement du couplage 4 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 317 Fonctions 2.46 Interface sondes 2.46 Interface sondes L'acquisition de températures, peut être effectuée avec un maximum de 2 interfaces sondes ce qui correspond au total à 12 points de mesure. Cette surveillance de l'état thermique est particulièrement intéressante pour les moteurs, générateurs et transformateurs. En ce qui concerne les machines tournantes, on contrôle également la température du palier afin de détecter un dépassement de limites. Les températures sont mesurées en plusieures endroits de l'objet protégé à l'aide de capteurs de température (RTD = Resistance Temperature Detector, détecteur de température par résistance), et sont transmises ensuite à l'appareil via une ou deux interfaces sondes (Thermobox) 7XV566. 2.46.1 Description fonctionnelle Interaction avec la protection de surcharge On peut transmettre la température d'environnement ou de l'élément refroidissant à la protection de surcharge, à l'aide de l'interface sonde. La sonde de température correspondante doit être raccordée à l'entrée de mesure 1 de la 1ère interface sonde (correspond à RTD 1). Thermobox 7XV56 L'interface sonde 7XV566 est un appareil externe que l'on monte sur un rail de fixation. Il dispose de 6 entrées de température et d'une interface RS485 pour la communication avec l'appareil de protection. L'interface sonde détermine la température de chaque point de mesure à l'aide de la résistance des sondes de température (Pt 100, Ni 100 oder Ni 120) connectées via une liaison à deux/trois fils, et les transforme en valeur numérique. Ces valeurs numériques sont transmises à la protection par une interface série. Communication avec l'appareil de protection L'appareil de protection est capable de travailler avec au maximum 2 interfaces sondes, via son interface de service (Port C ou D). 12 points de mesure de la température sont ainsi disponibles. Nous recommandons l'utilisation de fibres optiques pour couvrir de grandes distances jusqu'à l'appareil de protection. Les architectures de communication possibles sont présentées dans l'annexe. Evaluation de la température Les valeurs de température brutes sont converties en une température exprimée au choix en °C ou en °F. La conversion est effectuée en fonction de la sonde thermique utilisée. Pour chaque point de mesure, il est possible de définir deux limites, qui sont alors utilisables pour un traitement quelconque. Les affectations correspondantes sont à réaliser dans la matrice d'affectation. Pour chaque sonde de température, une signalisation de défaut est émise en cas de court-circuit ou d'une interruption dans le circuit de la sonde. La figure suivante représente la logique de traitement de température. Le schéma de raccordement et les dimensions sont décrits dans le mode d'emploi livré avec l'interface sonde. 318 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.46 Interface sondes Figure 2-138 2.46.2 Logique de traitement de la température Instructions de réglage Généralités L'acquisition de températures ne peut être active et accessible que si cette fonction a été associée à une interface, lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.4). Le paramètre 190 Interface sonde permet d'associer le(s) Thermobox à l'interface correspondante (p.ex. interface C), par laquelle on veut l'exploiter. L’adresse 191 RACC. INT SONDE permet de définir le nombre d'entrées sensorielles et le mode de communication choisis. L'unité de température (°C ou °F) est à régler dans les données du poste 1 à l'adresse 276 Unité temp.. Si vous exploitez les interfaces sondes en mode semi-duplex, il faut choisir „/CTS commandé par /RTS“ pour le contrôle du flux (CTS) à l'aide de cavaliers (voir chapitre 3.1.2 dans le chapitre „Montage et mise en service“). Réglages sur l'appareil Les réglages s'effectuent pour chaque entrée de la même manière, seul l'exemple de l'entrée de mesure 1 est donc décrit dans la suite. Pour RTD 1 (sonde de température pour le point de mesure 1), il faut programmer le type de sonde de température à l’adresse 9011 RTD 1: type. , Ni 120 Ω et Ni 100 Ω sont disponibles. Si aucun point de mesure n’est disponible pour RTD 1, paramétrez RTD 1: type = non connecté. Ce réglage n'est possible qu'à l'aide de DIGSI dans "Autres paramètres". Vous communiquez l’emplacement du RTD 1 à l’appareil à l’adresse 9012 RTD 1: implant.. Vous avez le choix entre HUILE, Environnement, Spire, Stock et Autres. La sélection n'est pas effectuée dans l'appareil, elle est employée uniquement à des fins informatives via le media dans lequel la mesure de température a lieu. Ce réglage n'est possible qu'à l'aide de DIGSI dans "Autres paramètres". SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 319 Fonctions 2.46 Interface sondes Vous pouvez de plus configurer une température d'alarme et une température de déclenchement. En fonction de l’unité de temperature que vous avez sélectionnée dans les données du système (section 2.4.2 à l’adresse 276 Unité temp.), vous pouvez paramétrer la température d’avertissement à l’adresse 9013 RTD 1: seuil 1 en degrés Celsius (°C) ou à l’adresse 9014 RTD 1: seuil 1 en degrés Fahrenheit (°F). La température de déclenchement 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). Les réglages de toutes les sondes thermiques raccordées à la première interface sonde s'effectuent de la même manière. Réglages sur le Thermobox Si vous utilisez des sondes thermiques à 2 fils, il faut mesurer la résistivité du circuit (avec sonde court-circuitée) et la configurer ensuite. Cette opération est à réaliser en choisissant le mode 6 sur le Thermobox, puis en saisissant la valeur de la résistance de la sonde correspondante (plage de 0 à 50,6 Ω). En cas de raccordement à trois fils, aucun réglage supplémentaire n'est nécessaire. La communication fonctionne avec un débit en bauds de 9600 Bit/s. La parité est droite (Even). Le numéro de bus est réglé sur 0 en usine. Pour modifier ces valeurs, il faut activer le mode 7 sur le Thermobox. La convention suivante a validité : Tableau 2-18 Réglage de l'adresse de bus sur le Thermobox Mode Nombre de Thermobox Adresse : simplex 1 0 semi-duplex 1 1 semi-duplex 2 1. Thermobox : 1 2. Thermobox : 2 Vous trouverez de plus amples informations dans le mode d'emploi joint au thermobox. Traitement ultérieur des valeurs de mesure et messages Le Thermobox est visible dans DIGSI comme partie des appareils 7UM62, c'est-à-dire que les messages et les valeurs de mesure apparaissent dans la matrice de configuration, tout comme les fonctions internes, et peuvent, comme celles-ci, être attribués et traités. Il est ainsi possible de transmettre les valeurs de mesure/messages à la logique programmable (CFC) et de les associer librement. Les messages de mise en route „RTD x Exc. St. 1“ et „RTD x Exc. St. 2“n'entrent cependant pas dans la constitution des signalisations groupées 501 „Démarrage gén.“ et 511 „Décl. général“. Ils n'engendrent pas non plus la reconnaissance d'un cas de défaut. Si vous souhaitez qu'un message apparaisse dans la mémoire de consignation des messages d'exploitation, il faut cocher la case correspondante dans la matrice. 320 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.46 Interface sondes 2.46.3 Vue d'ensemble des paramètres Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ . Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 9011A RTD 1: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω Pt 100 Ω RTD 1: type 9012A RTD 1: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Spire RTD 1: implantation 9013 RTD 1: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: seuil de température 1 9014 RTD 1: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: seuil de température 1 9015 RTD 1: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 1: seuil de température 2 9016 RTD 1: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 1: seuil de température 2 9021A RTD 2: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 2: type 9022A RTD 2: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 2: implantation 9023 RTD 2: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 2: seuil de température 1 9024 RTD 2: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 2: seuil de température 1 9025 RTD 2: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 2: seuil de température 2 9026 RTD 2: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 2: seuil de température 2 9031A RTD 3: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD3: type 9032A RTD 3: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD3: implantation 9033 RTD 3: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 3: seuil de température 1 9034 RTD 3: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 3: seuil de température 1 9035 RTD 3: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 3: seuil de température 2 9036 RTD 3: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 3: seuil de température 2 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 321 Fonctions 2.46 Interface sondes Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 9041A RTD 4: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 4: type 9042A RTD 4: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 4: implantation 9043 RTD 4: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 4: seuil de température 1 9044 RTD 4: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 4: seuil de température 1 9045 RTD 4: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 4: seuil de température 2 9046 RTD 4: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 4: seuil de température 2 9051A RTD 5: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 5: type 9052A RTD 5: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 5: implantation 9053 RTD 5: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 5: seuil de température 1 9054 RTD 5: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 5: seuil de température 1 9055 RTD 5: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 5: seuil de température 2 9056 RTD 5: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 5: seuil de température 2 9061A RTD 6: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 6: type 9062A RTD 6: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 6: implantation 9063 RTD 6: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 6: seuil de température 1 9064 RTD 6: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 6: seuil de température 1 9065 RTD 6: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 6: seuil de température 2 9066 RTD 6: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 6: seuil de température 2 9071A RTD 7: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 7: type 322 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.46 Interface sondes Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 9072A RTD 7: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 7: implantation 9073 RTD 7: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 7: seuil de température 1 9074 RTD 7: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 7: seuil de température 1 9075 RTD 7: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 7: seuil de température 2 9076 RTD 7: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 7: seuil de température 2 9081A RTD 8: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 8: type 9082A RTD 8: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 8: implantation 9083 RTD 8: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 8: seuil de température 1 9084 RTD 8: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 8: seuil de température 1 9085 RTD 8: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 8: seuil de température 2 9086 RTD 8: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 8: seuil de température 2 9091A RTD 9: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 9: type 9092A RTD 9: implant. HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 9: implantation 9093 RTD 9: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 9: seuil de température 1 9094 RTD 9: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 9: seuil de température 1 9095 RTD 9: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 9: seuil de température 2 9096 RTD 9: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 9: seuil de température 2 9101A RTD 10: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 10: type 9102A RTD 10: implant HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 10: implantation 9103 RTD 10: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 10: seuil de température 1 9104 RTD 10: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 10: seuil de température 1 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 323 Fonctions 2.46 Interface sondes Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 9105 RTD 10: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 10: seuil de température 2 9106 RTD 10: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 10: seuil de température 2 9111A RTD 11: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 11: type 9112A RTD 11: implant HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 11: implantation 9113 RTD 11: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 11: seuil de température 1 9114 RTD 11: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 11: seuil de température 1 9115 RTD 11: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 11: seuil de température 2 9116 RTD 11: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 11: seuil de température 2 9121A RTD 12: type non connecté Pt 100 Ω Ni 120 Ω Ni 100 Ω non connecté RTD 12: type 9122A RTD 12: implant HUILE Environnement Spire Stock Autres Autres RTD 12: implantation 9123 RTD 12: seuil 1 -50 .. 250 °C; ∞ 100 °C RTD 12: seuil de température 1 9124 RTD 12: seuil 1 -58 .. 482 °F; ∞ 212 °F RTD 12: seuil de température 1 9125 RTD 12: seuil 2 -50 .. 250 °C; ∞ 120 °C RTD 12: seuil de température 2 9126 RTD 12: seuil 2 -58 .. 482 °F; ∞ 248 °F RTD 12: seuil de température 2 324 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.46 Interface sondes 2.46.4 N° Liste d’informations Information Type d'info SgSo Explications 14101 Défail. RTD Défaill. RTD (liaison coupée, c-circuit) 14111 Défail. RTD1 SgSo Défail. RTD1 (liaison coupée, c-circuit) 14112 RTD1 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 1 14113 RTD1 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 1 14121 Défail. RTD2 SgSo Défail. RTD2 (liaison coupée, c-circuit) 14122 RTD2 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 2 14123 RTD2 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 2 14131 Défail. RTD3 SgSo Défail. RTD3 (liaison coupée, c-circuit) 14132 RTD3 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 3 14133 RTD3 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 3 14141 Défail. RTD4 SgSo Défail. RTD4 (liaison coupée, c-circuit) 14142 RTD4 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 4 14143 RTD4 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 4 14151 Défail. RTD5 SgSo Défail. RTD5 (liaison coupée, c-circuit) 14152 RTD5 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 5 14153 RTD5 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 5 14161 Défail. RTD6 SgSo Défail. RTD6 (liaison coupée, c-circuit) 14162 RTD6 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 6 14163 RTD6 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 6 14171 Défail. RTD7 SgSo Défail. RTD7 (liaison coupée, c-circuit) 14172 RTD7 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 7 14173 RTD7 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 7 14181 Défail. RTD8 SgSo Défail. RTD8 (liaison coupée, c-circuit) 14182 RTD8 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 8 14183 RTD8 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 8 14191 Défail. RTD9 SgSo Défail. RTD9 (liaison coupée, c-circuit) 14192 RTD9 Dém Seuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 9 14193 RTD9 Dém Seuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 9 14201 Défail. RTD10 SgSo Défail. RTD10 (liaison coupée,c-circuit) 14202 RTD10 DémSeuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 10 14203 RTD10 DémSeuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 10 14211 Défail. RTD11 SgSo Défail. RTD11 (liaison coupée,c-circuit) 14212 RTD11 DémSeuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 11 14213 RTD11 DémSeuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 11 14221 Défail. RTD12 SgSo Défail. RTD12 (liaison coupée,c-circuit) 14222 RTD12 DémSeuil1 SgSo Démarrage seuil 1 RTD 12 14223 RTD12 DémSeuil2 SgSo Démarrage seuil 2 RTD 12 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 325 Fonctions 2.47 Permutation du champ tournant 2.47 Permutation du champ tournant La permutation du champ tournant au sein de l’appareil 7UM62 est réalisable à l’aide d’une entrée binaire et d’un paramétrage. Ainsi, toutes les fonctions de protection restent opérationnelles même sur champ tournant gauche, sans sans avoir à inverser physiquement les phases. L'exploitation permanente à champ tournant gauche est à déclarer lors de la configuration des données du poste (voir chapitre 2.5). Si le champ tournant est susceptible d'évoluer au cours de l'exploitation (ce qui est par exemple le cas d'une centrale électrique à accumulation par pompage, qui passe du fonctionnement de générateur au fonctionnement de pompage, en inversant le sens de rotation), il suffit d'appliquer le signal de commande correspondant par entrée binaire pour communiquer l'inversion de sens à l'appareil de protection. 2.47.1 Description fonctionnelle Logique Le sens de rotation correspondant à l’exploitation normale est réglé dans les données du poste à l’adresse 271 SUCCESS. PHASES. L'entrée binaire „>Commut.ChmpTrn“ inverse le sens de rotation réglé grâce au paramètre. Figure 2-139 Logique de traitement de l'inversion du champ tournant Pour des raisons de sécurité, l'inversion n'est acceptée par l'appareil que qu'en l'absence de grandeurs de mesure exploitables. L'interrogation de l'entrée binaire est soumise à la non validité de l'état de fonctionnement 1. Si on y trouve alors pour au moins 200 ms une commande de commutation, les grandeurs de mesure des conducteurs L2 et L3 sont interverties. Si l'état de fonctionnement 1 est atteint avant que le minimum de 200 ms se soit déroulé, la commutation de sens n'est pas activée. L'état de fonctionnement 1 ne permettant pas de permutation du champ tournant, il serait envisageable de laisser retomber le signal de commande lorsqu'on se trouve dans l'état 1, sans qu'une permutation ne se produise. Pour des raisons de sécurité, nous conseillons de donner le signal en permanence, pour que lors d'une remise de l'appareil (ex : suite à un changement d'affectation) il n'y ait pas de défaut. Influence sur les fonctions de protection La commutation des phases, lors d'une commutation du champ rotatif, se rapporte exclusivement au calcul de la composante directe et inverse, et au calcul de grandeurs composées par une soustraction de deux gran- 326 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.47 Permutation du champ tournant deurs phase-terre et l'inverse. Les messages, valeurs de défaut et valeurs d'exploitation mesurées, traités individuellement par phase, ne sont pas faussés. Cette fonction influence pratiquement chaque fonction de protection et certaines fonctions de supervision (voir chapitre 2.42.1), qui émettent un message, lorsque le sens attendu et le sens calculé ne correspondent pas. 2.47.2 Instructions de réglage Réglage des paramètres de la fonction Le sens de rotation en mode d'exploitation normal est déclaré par le paramètre 271 (voir section 2.5). L'inversion temporaire, côté poste, du sens de rotation, est signalée par l'information binaire „>Commut.ChmpTrn“ (5145). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 327 Fonctions 2.48 Contrôle des fonctions 2.48 Contrôle des fonctions Le contrôle des fonctions coordonne l'exécution des fonctions de protection et complémentaires et traite les informations générées par celles-ci ainsi que les informations en provenance du système. 2.48.1 Fonction de mise en route de l'appareil Ce chapitre contient les descriptions concernant la mise en route générale et les signalisations spontanées sur l'écran de l'appareil. 2.48.1.1 Description fonctionnelle Mise en route générale Les signalisations de mise en route de chacune des fonctions de protection actives dans l'appareil, sont regroupées via une porte logique "ou" dans l'information de mise en route générale de l'appareil. La mise en route générale est lancée par la première excitation et retombe avec la dernière mise en route valide. Elle est signalée par le message „Démarrage gén.“. La mise en route ou le démarrage général est une condition préalable à l'activation d'un certain nombre de séquences fonctionnelles internes et externes. Parmi séquences fonctionnelles commandées par le démarrage général de l’appareil, citons les fonctions internes suivantes : • Ouverture d'un dossier de défaut : depuis l'apparition de la signalisation de démarrage général jusqu'à la disparition de celle-ci, toutes les signalisations de défaut sont enregistrées dans un nouveau dossier de défaut, • Initialisation de l'enregistrement perturbographique : l'enregistrement et la mise à disposition des grandeurs de mesures observées pendant le défaut peuvent également être conditionnés par la présence d'un ordre de déclenchement, • Création de signalisations spontanées sur l'écran de l'appareil : Certaines signalisations de défaut sont affichées sur l'écran de l'appareil comme signalisations spontanées (voir plus bas „Signalisations spontanées“). Cet affichage peut être configuré pour être conditionné par la présence d'un ordre de déclenchement. Ecran–signalisations spontanées Les signalisations spontanées sont des alarmes affichées automatiquement au niveau de l'écran de l'appareil après une mise en route générale de l'appareil. Dans le cas du 7UM62, il s’agit des signalisations suivantes : „Dém.Prot.“ : la fonction de protection qui a démarré en dernier lieu, „Décl.Prot.“ : la fonction de protection qui a déclenché en dernier lieu, „T–Dém.“ : l'intervalle de temps séparant l'instant de démarrage général de l'appareil et la retombée de mise en route, avec indication du temps en ms, „T–Décl.“: l'intervalle de temps séparant l'instant de mise en route générale de l'appareil et le premier ordre de déclenchement, avec indication du temps en ms. Si vous utilisez une écran graphique, les signalisations spontanées ne seront affichées que si le paramètre SIGN.SPONTAN. est réglé sur Oui (voir aussi section 2.2). Sur l'écran à 4 lignes, ce paramètre n'est pas disponible. Notez que la protection de surcharge thermique ne dispose pas d’une logique de démarrage comparable aux autres fonctions de protection. Ce n’est qu’avec l’ordre de déclenchement que la temporisation T-Dém. est 328 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.48 Contrôle des fonctions lancée, ce qui ouvre un dossier de défaut. Seule la retombée de l’image thermique de la protection de surcharge met fin au défaut et ainsi à la durée T-Dém. 2.48.2 Logique de déclenchement de l'appareil Ce chapitre contient les descriptions concernant le déclenchement général et la retombée de l'ordre de déclenchement. 2.48.2.1 Description fonctionnelle Déclenchement général Les signaux de déclenchement de toutes les fonctions de protection sont regroupés dans une porte logique OU dont la sortie donne l’information de déclenchement général de l’appareil „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 être utilisé comme signalisation groupée. Lancement de l'ordre de déclenchement Le lancement de la commande de déclenchement s'effectue comme suit : • Le réglage d'une fonction de protection sur Bloc. relais empêche toute activation du contact de sortie pour cette fonction. Les autres fonctions de protection ne sont pas influencée par ce mode opératoire. • Un ordre de déclenchement une fois initié est mémorisé (voir figure 2-140). En même temps, la temporisation régissant la durée minimale de l'ordre de déclenchement T COMDEC MIN. est lancée. Le rôle de cette temporisation est de s'assurer que la commande de déclenchement du disjoncteur est maintenue suffisamment longtemps pour que celui-ci ait le temps de déclencher, même en cas de retombée rapide de la fonction de protection ayant initié l'ordre. La commande de déclenchement ne peut pas retomber tant que toutes les fonctions de protection ne le sont pas (plus aucune fonction ne doit être active) ET tant que la temporisation de minimum de temps de déclenchement n'est pas écoulée. • Il est aussi possible d'arrêter un ordre d'enclenchement lancé jusqu'à ce qu'il soit réinitialisé manuellement (fonction lockout). Ainsi on peut verrouiller le disjoncteur de puissance contre un réenclenchement, ce qui permet de rechercher la cause du défaut puis d'annuler le verrouillage manuellement. L'acquit est effectué à l'aide de la touche "RESET LED", ou en activant l'entrée binaire associée („RESET LED“). Naturellement, il faut s'assurer à l'avance que la bobine d'enclenchement du disjoncteur — comme c'est normalement le cas — est bien bloquée en cas de présence d'un ordre de déclenchement permanent et que le courant de bobine est interrompu par le contact auxiliaire du disjoncteur de puissance. Figure 2-140 Retombée de l'ordre de déclenchement, par exemple pour une fonction de protection SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 329 Fonctions 2.48 Contrôle des fonctions 2.48.2.2 Instructions de réglage Durée de l'ordre de déclenchement Le réglage de la temporisation du minimum de temps de déclenchement 280 T DECL. MIN a déjà été décrit à la section 2.5. Elle s'applique à toutes les fonctions de protection associées à un déclenchement. 330 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49 Fonctions complémentaires Le chapitre Fonctions supplémentaires décrit des fonctions générales de l'appareil. 2.49.1 Traitement des signalisations Les informations générées par la protection sur apparition de défaut électrique sont utiles pour l'élaboration d'un diagnostic précis. L'équipement dispose à cet effet de fonctions de traitement des signalisations agissant à trois niveaux : 2.49.1.1 Description fonctionnelle Affichages et sorties binaires (relais de sortie) Les événements et les états importants sont signalés par les LEDs (diodes électroluminescentes) sur la face avant de l'appareil. L'équipement est en outre doté de contacts de signalisation secs permettant le raccordement à un système de télésignalisation. La plupart des contacts de signalisation et des LEDs peuvent être librement affectés par l'utilisateur dans la limite des informations identifiées par la protection. Le manuel du système SIPROTEC 4 /1/ décrit plus en détail la manière de réaliser le paramétrage des entrées-sorties de l'appareil. L'annexe de ce manuel contient les préréglages d'usine. Les LEDs et les relais de signalisation peuvent fonctionner au choix en mode mémorisé (extinction par touche d'acquit LED) ou non mémorisé (reviennent à l'état de repos après disparition de l'événement ayant provoqué la fermeture du contact). La mémorisation est sécurisée contre les pertes de tension auxiliaire. Les informations peuvent être réinitialisées • localement à l'aide de la touche d'acquittement "RESET LED", • à distance, en transitant par une entrée binaire affectée à cette tâche, • par l'une des interfaces série, • automatiquement au début de chaque nouveau démarrage (tenez compte du temps de maintien min. des LEDs (voir la section 2.2)). Les signalisations d'état ne doivent pas être mémorisées. Elles ne peuvent de toute façon pas être réinitialisées tant que le critère qui les a provoqué n'a pas disparu. Ceci s'applique par exemple aux signalisations des fonctions de supervision internes. Une LED verte signale que l’appareil est en marche („RUN“); elle ne peut pas être remise à zéro. Elle s'éteint si la routine de surveillance du microprocesseur détecte une anomalie ou s’il y a perte de la tension d’alimentation auxiliaire. Une défaillance interne à l'équipement, sans perte de la tension auxiliaire, provoque l'allumage de la LED rouge („ERROR“). Ceci signifie également que la protection est bloquée. Informations accessibles sur l'écran intégré de la protection ou sur le PC Les événements et les états peuvent être consultés sur l'écran du panneau avant de l'appareil. Un PC peut également être raccordé à l'interface de dialogue en face avant ou à l'interface de service de l'appareil pour permettre le rapatriement des informations. A l'état de repos, autrement dit tant qu'il n'y a pas de détection de défaut, l'écran intégré affiche automatiquement les informations d'exploitation choisies par l’utilisateur lors du paramétrage (exemple : valeurs de mesure). En cas de défaut, elles sont remplacées par les informations relatives au défaut, appelées “signali- SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 331 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires sations spontanées“. Les informations d’exploitation sont réaffichées dès l’acquittement des signalisations de défaut. La procédure d'acquittement est identique à celles des voyants lumineux (voir plus haut). L'équipement est doté par ailleurs de plusieurs mémoires d'événements : les signalisations d'exploitation, statistique des manœuvres, etc. Ces mémoires sont alimentées par une pile-batterie ce qui permet de conserver les données même en cas d’interruption de l’alimentation auxiliaire. Ces signalisations, ainsi que toutes les valeurs de mesure, sont accessibles à chaque instant sur l’écran intégré à la protection ou peuvent être transmises à un PC au moyen de l'interface de dialogue en face avant. La procédure de lecture des signalisations est décrite en détail dans le manuel système SIPROTEC 4 /1/. Répartition des signalisations Les signalisations sont cataloguées comme suit : • Signalisations d'exploitation ; elles comprennent les informations pouvant apparaître lors du fonctionnement de l'appareil : elles incluent les informations relatives à l'état des fonctions de l'appareil, aux mesures, aux données du poste, à la consignation des commandes de conduite et les informations de même type. • Signalisations des défauts ; il s’agit des messages portant sur les huit derniers défauts électriques reconnus par l’appareil. • Messages de la Statistique des déclenchements ; il s'agit de la comptabilisation des ordres de déclenchement/enclenchement du disjoncteur émis par l'appareil ainsi que les valeurs des courants coupés et la somme des courants de défaut. Vous trouverez, en annexe, une liste complète de toutes les fonctions de signalisation et de sortie générées par l'appareil pour toutes les fonctions possibles, ainsi que le numéro d'information correspondant (N°). La liste comprend également l'indication de toutes les adresses vers lesquelles ces informations peuvent être affectées. Si certaines fonctions ne sont pas disponibles sur une version disposant de moins de fonctions ou qu'elles sont configurées pour être Non disponible, les messages correspondant à ces fonctions ne pourront, bien entendu, pas être affichés. Messages d’exploitation Les messages d'exploitation sont des informations générées par l’appareil en service et relatives à l'exploitation usuelle. L’appareil peut enregistrer jusqu’à 200 messages d'exploitation par ordre chronologique. Chaque nouveau message est ajouté en fin de liste. Dès que la capacité maximale de la mémoire est épuisée, le message le plus ancien est écrasé par le plus récent. Messages de défaut Suite à l'apparition d’un défaut sur le réseau, il est possible de consulter par exemple. des informations importantes sur le déroulement de celui-ci, comme la mise en route et le déclenchement. Une référence de temps absolu fournie par l’horloge interne au système est donnée en début de protocole de défaut. Chaque signalisation est ensuite datée en temps relatif par rapport à la date et l'heure de début de défaut, ce qui permet ainsi de connaître la durée du défaut jusqu’au déclenchement et jusqu’à la retombée de l’ordre de déclenchement. La résolution de la datation est de 1 ms. Affichages spontanés sur l'écran de l'appareil Après un défaut, les données de défaut les plus importantes apparaissent automatiquement à l’écran, sans actionnement du panneau de commande, après la mise en route générale de l’appareil. En cas d'utilisation de l'écran graphique, les messages spontanés peuvent être réglés au moyen des paramètres (voir aussi la section 2.2). 332 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires Messages interrogeables Les messages relatifs aux huit derniers défauts peuvent être consultés. Si un défaut du générateur provoque la mise en route de plusieurs fonctions de protection, l'ensemble des messages apparaissant entre la mise en route de la première fonction de protection sollicitée et la retombée de la dernière fonction de protection sollicitée est considéré comme faisant partie du même défaut. Au total, 600 messages peuvent être mémorisés. Lorsque la mémoire tampon est pleine, les données les plus anciennes sont effacées pour laisser la place aux données les plus récentes. Interrogation générale L'interrogation générale consultable à l'aide de DIGSI offre la possibilité de connaître à tout moment l'état de l'appareil SIPROTEC 4. Tous les messages affiliés à l'interrogation générale sont actualisés. Signalisations spontanées Les signalisations spontanées consultables à l'aide de DIGSI indiquent les dernières signalisations relatives au dernier événement mesuré. Chaque nouvelle signalisation apparaît immédiatement, sans qu'une mise à jour ne soit nécessaire. Statistique des manœuvres Les messages de statistique sont des compteurs d’ordres de manœuvre du disjoncteur émis par la 7UM62 ainsi que des valeurs de courants de court-circuit éliminés accumulées, provoqués par les fonctions de protection de l’appareil. Les valeurs de mesure spécifiées sont exprimées en grandeurs primaires. Les messages peuvent être visualisés sur l'écran intégré à l'appareil ou sur un PC raccordé à l'interface de dialogue avant ou de service au moyen du programme DIGSI. L’introduction d’un mot de passe n’est pas nécessaire pour la lecture des compteurs et des mémoires, mais elle est requise pour l’opération d’effacement. Informations vers un système de contrôle-commande Les informations mémorisées peuvent être transmises vers une unité centrale de commande et de mémorisation si l’appareil dispose d’une interface système série. La transmission peut s’effectuer au moyen de divers protocoles de communication standardisés. 2.49.2 Statistiques Le nombre de déclenchements engendrés par l'appareil est comptabilisé par celui-ci. Les courants des derniers déclenchements engendrés par l'appareil sont enregistrés. Les courants coupés sont additionnés par chacun des pôles du disjoncteur. 2.49.2.1 Description fonctionnelle Nombre de déclenchements Le nombre de déclenchements engendrés par l'appareil 7UM62 est comptabilisé à condition que la position du disjoncteur de puissance soit communiquée à la protection via entrée binaire. Pour cela, il est nécessaire d'affecter le compteur à impulsions interne „Nbre Décl.“ dans la matrice à une entrée binaire commandée par la position de déclenchement du disjoncteur de puissance. Le compteur à impulsions „Nbre Décl.“ se trouve dans le groupe "Statistiques", si "Mesures seules (dont comptage)" a été sélectionné dans la matrice. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 333 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires Valeurs de déclenchement Les grandeurs suivantes sont affichées dans les enregistrements de défauts à chaque commande de déclenchement : • si la protection différentielle de terre a été configurée, un message s'affiche „IDiff 0 :“ et „IStab 0 :“ en I/InO • la somme des courants de déclenchement primaires par phase et côté en kA • les courants primaires dans les trois phases en kA, pour le côté 1 et le côté 2 • si la protection différentielle a été configurée, les messages des courants différentiels et de stabilisation sont émis dans les trois phases. • les trois tensions phase-terre en kV • la puissance active primaire P en MW (puissance moyenne) • la puissance réactive primaire P en MVAR (puissance moyenne) • la fréquence en Hz. Heures de service La protection effectue par ailleurs la somme des heures de service en charge (= lorsque la valeur du courant est, au moins sur une phase, plus grande que la valeur réglée à l'adresse 281 I> DISJ. FERME). Courants de défaut accumulés Les courants mesurés dans chaque phase au moment de la commande de déclenchement sont additionnés et mémorisés pour le côté 1 et le côté 2. Les compteurs et mémoires sont protégés contre les pertes de la tension auxiliaire. Réglage/Réinitialisation Le réglage ou la réinitialisation des compteurs cités ci-dessus s'effectue dans le menu MESSAGES → STATISTIQUES en saisissant la nouvelle valeur sur la variable concernée, qui de fait est écrasée. 2.49.2.2 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications - Nbre Décl. ImpE Nombre de déclenchements 409 >BlocComptHeure SgS >Blocage compteur d'heures du disj. 1020 HeuresFct SgV Nombre d'heures de fonctionnement 30607 ΣIL1C1: SgV Somme des courants coupés HT L1 côté 1 30608 ΣIL2C1: SgV Somme des courants coupés HT L2 côté 1 30609 ΣIL3C1: SgV Somme des courants coupés HT L3 côté 1 30610 ΣIL1C2: SgV Somme des courants coupés HT L1 côté 2 30611 ΣIL2C2: SgV Somme des courants coupés HT L2 côté 2 30612 ΣIL3C2: SgV Somme des courants coupés HT L3 côté 2 334 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.3 Valeurs de mesure (secondaire, primaire et %) Une série de mesures ainsi que les grandeurs calculées sur cette base sont en permanence à disposition pour une consultation sur place ou à distance (voir les tableaux 2-19 et la liste suivante). Les valeurs de mesure peuvent être transmises à une unité centrale de commande et d'enregistrement via les interfaces. 2.49.3.1 Description fonctionnelle Affichage des valeurs de mesure Les mesures d'exploitation du tableau 2-19 sont affichées en tant que grandeurs secondaires, primaires ou en pourcentage. Une condition préalable à l'affichage correct des mesures en grandeurs primaires et en pourcents consiste à introduire de manière exhaustive et correcte, les valeurs nominales des transformateurs de mesure et des éléments du système ainsi que les rapports de transformation des réducteurs de courant et de tension assurant la mesure des grandeurs homopolaires selon les sections 2.5 et 2.7. Le tableau 2-19 présente les formules de conversion entre valeurs de mesure secondaires, primaires et en pourcentage. Seule une partie des grandeurs explicitées ci-dessous est disponible suivant le modèle d’appareil commandé, son mode de raccordement et les fonctions de protection configurées. La tension de décalage U0 est calculée sur la base des tensions phase-terre : U0 = 1/3 · |UL1 + UL2 + UL3|. A cet effet, les trois tensions phase-terre doivent être raccordées à l'appareil. Tableau 2-19 Valeurs de mesure Formules de conversion entre valeurs de mesure secondaires, primaires et en pourcentage Secondaire IL1 C2, IL2 C2, IL3 C2, I1 C2, I2 S2, 3I0 C2 Isec S2 IL1 C1, IL2 C1, IL3 C1 Isec S1 Primaire % Protection différentielle pour générateurs/moteurs : Protection différentielle pour transformateur triphasé : ITT1 ITT1 sec. FACTEUR ITT1 · ITT1 sec. ITT2 ITT2 sec. FACTEUR ITT2 · ITT2 sec. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 335 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires Valeurs de mesure ITTB Secondaire Primaire % ITT1 sec ou ou ou ITT2 sec UL1T, UL2T, UL3T, U0 U1, U2 UP-T sec. UL1-L2, UL2-L3, UL3-L1 UPhPh sec. UT Mesure : Mesure : UT sec. FACTEUR UT · UT sec. Calcul : Calcul : UT sec.= U0 ·√3 UA UW sec P, Q, S Psec Qsec Ssec Angle PHI ϕ ϕ pas d'affichage des valeurs de mesure en pourcentage Facteur de puissance cos ϕ cos ϕ cos ϕ · 100 Fréquence f f FACTEUR UT · UW sec. U/f R, X Rsec S2 Xsec S2 UT3.H Mesure : UT3.H,sec pas d'affichage des valeurs de mesure en pourcentage Mesure : Calcul : Calcul : UT3.H,sec= U0·√3 336 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires Valeurs de mesure Uégal/Iégal (Convertisseur de mesure 1) Secondaire Uégal en V- Primaire % pas de valeurs primaires Iégal en mA- Uexcit. (con- Uexcit. vertisseur de mesure 3) pas de valeur primaire Avec les paramètres suivants des données poste 1 : Paramètre Adresse : Paramètre Adresse : Un PRIMAIRE 221 FACTEUR ITT1 205 Un SECONDAIRE 222 FACTEUR ITT2 213 IN-PRIM TC C1 202 FACTEUR UT 224 IN-SEC TC C1 203 UN GEN/MOTEUR 251 IN-PRIM TC C2 211 SN GEN/MOTEUR 252 IN-SEC TC C2 212 Uph/Udelta TP 225 UN ENROUL. C1 241 SN TRANSFO 249 En plus, des valeurs de mesure sont calculées sur la base des fonctions de protection et mises à disposition : Valeurs de mesure de la protection masse rotor (R, fn) Les valeurs secondaires suivantes sont mises à disposition : tension de même fréquence que le réseau URE (= UT), courant de terre IRE (= ITT1) et résistance du rotor Rterre, résistance active totale Rtotale, résistance réactive totale Xtotale et angle de déphasage ϕZtotal de la résistance totale de la protection masse rotor. Valeurs de mesure de la protection masse rotor (1 à 3 Hz) Fréquence et amplitude du générateur de 1 à 3 Hz (7XT71) fgén, Ugén, courant du circuit de rotor Igén, charge du renversement QC et résistance du rotor Rterre. Valeurs de mesure de la protection masse stator (20 Hz) La tension et le courant du circuit de stator UM-STATOR et IM-STATOR, les résistances déterminées du stator RMSTATOR et RM-STATOR P (primaire) et l'angle de déphasage ϕ M-STATOR entre le courant et la tension de 20 Hz. Définition de la mesure de puissance Le 7UM62 s'appuie sur les conventions décrites dans la figure ci-dessous. La puissance fournie est positive. Figure 2-141 Convention définissant le sens de comptage positif SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 337 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires Le tableau ci-dessous décrit les plages de travail de machines synchrones et asynchrones. Le paramètre 1108 PUIS. ACTIVE est réglé dans ce cas sur Générateur. Sous „Cas général“ est représentée la puissance affichée en état de fonctionnement normal : + signifie une puissance affichée positivement par l'appareil de protection, – par conséquent la puissance négative. Tableau 2-20 Plage de travail des machines synchrones et asynchrones Générateur synchrone Moteur synchrone Générateur asynchrone Moteur asynchrone On voit bien dans le tableau, que les plages de travail du générateur et du moteur sont symétriques par rapport à l'axe des puissances réactives. Les valeurs de puissance mesurées résultent aussi de la définition ci-dessus. Si p.ex. vous souhaitez utiliser, pour un moteur synchrone, la surveillance de puissance aval ou de retour de puissance, il faut régler le paramètre 1108 PUIS. ACTIVE sur Moteur. Ainsi, la puissance active réelle est multipliée avec –1 (suivant la définition ci-dessus). Ceci implique, que le diagramme de puissance est réfléchi par rapport à l'axe des puissances réactives, et que l'interprétation de la puissance active change. Cet influence est à considérer lors de l'évaluation des valeurs de mesure d’énergie. Si par exemple vous voulez obtenir des valeurs de puissance positives, pour un moteur asynchrone, il faut inverser l'orientation du transformateur de courant au niveau du paramètre correspondant (ex :paramètre 201 PN TC ->OBJ C1). Le paramètre 1108 PUIS. ACTIVE reste sur son préréglage Générateur. Cela signifie que la mise à la terre des transformateurs de courant (à introduire dans l'appareil) est l'inverse de la mise à la terre réelle. Avec cela, on obtient des situations comparables au schéma équivalent "consommateur". 338 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.3.2 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 605 I1 = Mes Courant I1 (composante directe) 606 I2 = Mes Courant I2 (composante inverse) 621 UL1T = Mes Tension UL1T 622 UL2T = Mes Tension UL2T 623 UL3T = Mes Tension UL3T 624 UL12 = Mes Tension UL12 625 UL23 = Mes Tension UL23 626 UL31 = Mes Tension UL31 627 UT = Mes Tension UT 629 U1 = Mes Tension U1 (composante directe) 630 U2 = Mes Tension U2 (composante inverse) 641 P= Mes Mesure puissance active P 642 Q= Mes Mesure puissance réactive Q 644 f= Mes Mesure f (fréquence) 645 S= Mes Mesure S (puissance apparente) 650 UT3h= Mes Mesure de l'harmonique de rang 3 de UT 662 ICour. Continu= Mes Courant continu 669 U20 = Mes M.STAT.100%: tension 20Hz circ.stator. 670 I20 = Mes M.STAT.100%: courant 20Hz circ.stator. 693 Rtotal= Mes Masse rotor(R,fn): résistance totale 696 Xtotal= Mes Masse rotor(R,fn): réactance totale 697 ϕZtotal= Mes Masse rotor(R,fn): Argument Z total 700 Rterre= Mes M. rotor(R,fn): résist. défaut (R terre) 721 IL1C1= Mes Mesure courant L1 côté 1 722 IL2C1= Mes Mesure courant L2 côté 1 723 IL3C1= Mes Mesure courant L3 côté 1 724 IL1C2= Mes Mesure courant L1 côté 2 725 IL2C2= Mes Mesure courant L2 côté 2 726 IL3C2= Mes Mesure courant L3 côté 2 755 fgén = Mes M.rotor(1-3Hz): fréq gén. signaux carrés 757 Ug = Mes M.rotor(1-3Hz): Ug gén. signaux carrés 758 Ig = Mes Courant dans circuit de mesure 759 Qc = Mes MR(1-3Hz): charge sur chgt polarité (Qc) 760 Rstat p= Mes Résistance statorique primaire 761 Rrot = Mes Résiatance rotorique calculée 762 Ustat eff= Mes Tens. additionnelle circuit statorique 763 Istat eff= Mes Courant de terre dans circuit statorique 764 Rstat = Mes Résistance statorique calculée 765 U/f = Mes Surexcitation (U/Un) / (f/fn) 769 U enroul= Mes Tension d'enroulement 827 ITTB= Mes Courant de terre ITT-B 828 ITT1= Mes Courant de terre (entrée sensible) ITT1 829 ITT2= Mes Courant de terre (entrée sensible) ITT2 831 3I0 = Mes Courant résiduel SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 339 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires N° Information Type d'info Explications 832 U0 = Mes Tension homopolaire 894 Ucont = Mes Tension continue 896 Urot = Mes Tension rotorique 897 Irot = Mes Courant rotorique 901 cosϕ = Mes Facteur de puissance COS PHI[%] 902 PHI = Mes Angle PHI en degrés 903 R= Mes Résistance (ohm) 904 X= Mes Réactance (ohm) 909 U excit = Mes Tension d'excitation 995 ϕ M.ST.= Mes M.stator 100%: Angle ph. circuit stator 996 CM1 = Mes Convertisseur de mesure 1 (valeur brute) 997 CM2 = Mes Convertisseur de mesure 2 (valeur brute) 998 CM3 = Mes Convertisseur de mesure 3 (valeur brute) 7740 ϕIL1C1= Mes Angle de phase IL1 côté 1 7741 ϕIL2C1= Mes Angle de phase IL2 côté 1 7749 ϕIL3C1= Mes Angle de phase IL3 côté 1 7750 ϕIL1C2= Mes Angle de phase IL1 côté 2 7759 ϕIL2C2= Mes Angle de phase IL2 côté 2 7760 ϕIL3C2= Mes Angle de phase IL3 côté 2 2.49.4 Mesures thermiques 2.49.4.1 Description Les grandeurs de mesure thermiques sont énumérées dans la suite: • ΘS/ΘShors: Valeur de mesure de la protection de surcharge de l'enroulement statorique, en % de la température de déclenchement • ΘS/ΘShorsL1: Valeur de mesure de la protection de surcharge normée de l'enroulement statorique, pour la ligne de phase L1 • ΘS/ΘShorsL2: Valeur de mesure de la protection de surcharge normée de l'enroulement statorique, pour la ligne de phase L2 • ΘS/ΘShorsL3: Valeur de mesure de la protection de surcharge normée de l'enroulement statorique, pour la ligne de phase L3 • ΘL/ΘLmax: température normée du rotor en % de la température de déclenchement • TEncl.: durée avant admission d'un nouveau réenclenchement, • Iinv th.: Echauffement du rotor causé par la composante inverse des courants en % de la température de déclenchement • U/f th.: Echauffement provoqué par une surexcitation en % de la température de déclenchement • Ag. refr.: Température de l'élément refroidissant • Θ RTD 1 à Θ RTD 12: Température aux capteurs 1 à 12 340 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.4.2 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 660 T coupl.= Mes Temps restant jusqu'au couplage 661 Nbre Lim Réenc Mes Limite du nombre de réenclenchements 766 U/f therm= Mes Image thermique surexcitation 801 Temp fonctionn. Mes Température de fonctionnement 802 Θ/Θdecl L1= Mes Température de surcharge pour L1 803 Θ/Θdecl L2= Mes Température de surcharge pour L2 804 Θ/Θdecl L3= Mes Température de surcharge pour L3 805 ΘR/Θdécl = Mes Température du rotor 910 I2 therm = Mes Mesure de surcharge I2therm (%) 911 T refroid. Mes Température du refroidisseur 1068 Θ RTD1 = Mes Température sur RTD 1 1069 Θ RTD 2 = Mes Température sur RTD 2 1070 Θ RTD 3 = Mes Température sur RTD 3 1071 Θ RTD 4 = Mes Température sur RTD 4 1072 Θ RTD 5 = Mes Température sur RTD 5 1073 Θ RTD 6 = Mes Température sur RTD 6 1074 Θ RTD 7 = Mes Température sur RTD 7 1075 Θ RTD 8 = Mes Température sur RTD 8 1076 Θ RTD 9 = Mes Température sur RTD 9 1077 Θ RTD10 = Mes Température sur RTD 10 1078 Θ RTD11 = Mes Température sur RTD 11 1079 Θ RTD12 = Mes Température sur RTD 12 2.49.5 Mesures Idiff. et Istab. Les courants différentiels et de stabilisation IDiff L1, IDiff L2, IDiff L3, IStab L1, IStab L2, IStab L3, I0Diff, I0Stab, 3I0-1, 3I02 en pourcentage du courant nominal de l'objet protégé. 2.49.5.1 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications 7742 IDiffL1= Mes IDiffL1= (% du courant de réf. InO) 7743 IDiffL2= Mes IDiffL2= (% du courant de réf. InO) 7744 IDiffL3= Mes IDiffL3= (% du courant de réf. InO) 7745 IStabL1= Mes IStabL1= (% du courant de réf. InO) 7746 IStabL2= Mes IStabL2= (% du courant de réf. InO) 7747 IStabL3= Mes IStabL3= (% du courant de réf. InO) 30654 IDiffDeT= Mes Idiff diff. de terre (exprimé /InO) 30655 IStabDeT= Mes Istab diff. de terre (exprimé /InO) 30659 3I0-1 = Mes DIFT courant d'entrée 3I0-1 (en I/InO) 30660 3I0-2 = Mes DIFT courant d'entrée 3I0-2 (en I/InO) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 341 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.6 Valeurs minimum et maximum Valeurs minimales/maximales des composantes directes I1 et U1, de la puissance active P et puissance réactive Q en grandeurs primaires, de la fréquence f et de la part de la 3ème harmonique dans la tension de décalage en grandeurs secondaires U3eH, dotés tous avec l'heure et la date de la dernière actualisation. Les valeurs Min/Max peuvent être réinitialisées via entrée binaire et par pression sur la touche F4 (préconfiguration usine). Valeurs mini/maxi: disponible uniquement sur les modèles 7UM62**_*****_3*** 2.49.6.1 Liste d’informations N° Information Type d'info iSgS_C Explications - RéinMinMax Réinitialisation des mesures Min et Max 394 >Réin. MiMaUT3h SgS >Réinitialisation indicateur pour UT3h 396 >Réinit I1 MiMa SgS >Réinit. mémoire I1 Min/Max 399 >Réinit V1 MiMa SgS >Réinit. mémoire V1 Min/Max 400 >Réinit P MiMa SgS >Réinit. mémoire P Min/max 402 >Réinit Q MiMa SgS >Réinit. mémoire Q Min/Max 407 >Réi. Fréq MiMa SgS >Réinit. mémoire fréq. Min/Max 639 UT3h min= MesT Min. de l'harmonique de rang 3 de UT 640 UT3h max= MesT Max. de l'harmonique de rang 3 de UT 857 I1min = MesT Courant direct I1 minimum = 858 I1max = MesT Courant direct I1 maximum = 874 U1min = MesT Tension U1 minimum = 875 U1max = MesT Tension U1 maximum = 876 Pmin = MesT Puissance active P minimum = 877 Pmax = MesT Puissance active P maximum = 878 Qmin = MesT Puissance réactive Q minimum = 879 Qmax = MesT Puissance réactive Q maximum = 882 fmin = MesT Fréquence f minimum = 883 fmax = MesT Fréquence f maximum = 2.49.7 Compteur d'énergie Wp, Wq, comptages pour le travail actif/réactif en Kilo, Mega ou Giga watt heures primaire resp. en kVARh, MVARh ou GVARh primaire, séparés selon réception (+) et remise (–), resp. capacitif et inductif. Le calcul des valeurs de mesure s'effectue de manière permanente, y compris pendant les défauts. L'actualisation des valeurs est répétée avec une fréquence de ≥ 0,3 s et ≤ 1 s. Le comptage d'énergie: disponible uniquement sur les modèles 7UM62**_*****_3*** 342 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.7.1 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications - RéinCompt. iSgS_C Réinitialisation des compteurs 888 Wp(puls)= ImpE Energie Wp (compteur par impulsions) 889 Wq(puls)= ImpE Energie Wq (compteur par impulsions) 916 WpΔ = - Incrément d'énergie active 917 WqΔ = - Incrément d'énergie réactive 924 Wp+= MesE Mesure Wp+ vers LSA = 925 Wq+= MesE Mesure Wq+ vers LSA = 928 Wp-= MesE Mesure Wp- vers LSA = 929 Wq-= MesE Mesure Wq- vers LSA = 2.49.8 Valeurs limites pour mesures L’appareil SIPROTEC 4 7UM62 autorise le paramétrage de valeurs limites pour des grandeurs de mesure et de compteur importantes. Le passage au-dessus ou en dessous de cette limite provoque l'émission d'une alarme, qui est affichée en tant que message d'exploitation. On peut les associer — comme tout message d'exploitation — à des diodes électroluminescentes ou à des relais de sortie, et les transmettre ensuite via les interfaces. Contrairement aux fonctions de protection (comme la protection de surintensité temporisée ou la protection de surcharge), ce programme de surveillance fonctionne en arrière-plan et ne peut pas toujours réagir lors de changements rapides des grandeurs de mesure par exemple en cas de défaut entraînant une activation des fonctions de protection. Etant donné qu’une signalisation n’est en outre émise que lorsque les valeurs limites sont dépassées à plusieurs reprises, ces fonctions de surveillance ne peuvent pas réagir directement avant un déclenchement de la protection. La configuration usine du 7UM62 comprend uniquement la surveillance du manque de courant IL<. On peut définir des seuils complémentaires si les grandeurs à superviser sont affectées vers la logique CFC (voir le manuel système SIPROTEC 4 /1/). Le réglage des seuils s'effectue dans le menu VALEURS DE MESURE dans le sous-menu ETABLIR SEUIL en écrasant les valeurs limite préréglées. En cas de dépassement par le bas de la valeur limite pour le courant de phase „IL<“, le message „IL<Seuil“ (n°. 284) est lancé. 2.49.8.1 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications - IL< VaL Limite inférieure pour courant de ligne 284 IL<Seuil SgSo I de ligne inférieur à valeur limite 2.49.9 Valeurs limites pour statistiques L’appareil SIPROTEC 4 7UM62 autorise le paramétrage de valeurs limites pour des grandeurs statistiques importantes. Le passage au-dessus ou en dessous de cette limite provoque l'émission d'une alarme, qui est affichée en tant que message d'exploitation. En cas de dépassement de la valeur limite „DurFct>“, le message „TpsUtil>Seuil“ (n°. 272) est lancé. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 343 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.9.1 Liste d’informations N° Information Type d'info Explications - DurFct> VaL Lim. supér. comptage durée fcnmt. disj. 272 TpsUtil>Seuil SgSo Dépassement seuil temps d'utilis. disj. 2.49.10 Enregistrement de perturbographie La protection multifonctionnelle 7UM62 possède une mémoire de perturbographie, qui enregistre au choix les valeurs instantanées ou efficaces de quelques grandeurs de mesure, et les stocke dans une mémoire tampon. 2.49.10.1Description fonctionnelle Fonctionnement Les valeurs instantanées des grandeurs de mesure suivantes iL1 C1, iL2 C1, iL3 C1, iTT1, iL1 C2, iL2 C2, iL3 C2, iTT2 et uL1, uL2, uL3, uT, IDiff-L1, IDiff-L2, IDiff-L3, IStab-L1, IStab-L2, IStab-L3 (relatif au courant nominal de l'objet) et u= ou i= des trois convertisseurs de mesure sont échantillonnées à des intervalles de 1,25 ms (à 50Hz) et stockées dans une mémoire tampon (16 échantillons par période). En cas de défaut, les données sont mémorisées sur une durée réglable limitée à un maximum de 5 secondes. Les valeurs efficaces des grandeurs de mesure I1, I2, Itt2, Itt1, U1, UT, P, Q, ϕ, f–fN, R et X peuvent être sauvegardées à des intervalles de 1 mesure par période, dans une mémoire tampon. R et X représentent les impédances directes. En cas de défaut, les données sont mémorisées sur une durée réglable limitée à un maximum de 80 secondes. Ce laps de temps permet de mémoriser jusqu'à 8 défauts. La mémoire de perturbographie est actualisée automatiquement en présence d'un nouveau défaut. Le défaut le plus ancien est écrasé. Le lancement d'un enregistrement est effectué automatiquement en cas de mise en route de la protection mais peut être également initié par critère externe via une entrée binaire, l'interface série ou l'interface utilisateur intégrée. Les interfaces série permettent l'accès aux données à l'aide d'un ordinateur équipé du programme de dialogue DIGSI et du programme d'analyse graphique SIGRA. Ce dernier traite les informations enregistrées lors du défaut de manière à pouvoir les représenter graphiquement et procède au calcul d'un certain nombre de grandeurs dérivées, telles que les impédances et les valeurs efficaces. Les courants et tensions peuvent, au choix, être représentés en grandeurs primaires (HT) ou secondaires (BT). En outre, les signalisations sont représentées sous forme de traces binaires comme, par exemple „Démarrage/Mise en route“, „Déclenchement“. Les données relatives à la perturbographie peuvent être prises en charge par un équipement centralisé (ex : SICAM) raccordé à l'interface système série (si présente). L’exploitation des données dans l’unité centrale est assurée par des programmes adéquats. Les tensions et courants sont calculés par rapport à leurs valeurs maximales, exprimés en valeur relative par rapport à la valeur nominale et formatés pour l'affichage graphique. En outre, les signalisations sont représentées sous forme de traces binaires comme, p.ex. „Démarrage/Mise en route“, „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. 344 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.10.2Instructions de réglage Perturbographie L'enregistrement perturbographique ne peut être effectué que si, à la configuration, le paramètre 104 PERTURBOGRAPHIE a été réglé sur Val. instantan. ou sur Val. efficaces. Les autres paramètres relatifs à la fonction de perturbographie sont accessibles sous la rubrique Perturbographie du menu Paramètres. L'appareil fait la distinction entre le top de référence de la perturbographie et le critère d'initiation de celleci (adresse 401 COND. D'INIT.). Normalement, le top de référence est la mise en route (détection de défaut) de l’appareil, ce qui signifie que l'instant t = 0 correspond à la mise en route d’une fonction de protection La détection d'un défaut peut également servir de critère d'initiation de la perturbographie (Critère=détect.). Une autre solution consiste à utiliser l'émission d'un ordre de déclenchement (Critère=décl.). L'émission d'un ordre de déclenchement peut également être utilisée pour fixer l'instant de référence de l'enregistrement (Référence=décl.). Dans ce cas, il sert également de critère d'initiation de la perturbographie. L'étendue d'un enregistrement perturbographique est déterminée dans la protection d'équipement par l'ensemble d'un événement. Un événement débute avec la détection d'un défaut par une fonction de protection quelconque et se termine avec la retombée de la dernière excitation sur l'ensemble des fonctions de protection ayant réagi au défaut. Un enregistrement perturbographique inclut les données enregistrées avant l’apparition du critère de démarrage et les données enregistrées après retombée du critère de sauvegarde. La durée de la période de prédémarrage T-PRE (adresse 404) et de la période de post-retombée T-POST à inclure dans l’enregistrement sont paramétrables par l’utilisateur à l'adresse 405). La durée maximum d’enregistrement autorisée par enregistrement de perturbographie T-MAX est paramétrée à l’adresse 403. Le réglage à choisir dépend des critères d'enregistrement, des temporisations des fonctions de protection et du nombre de défauts que l'on souhaire enregistrer. Au total, vous avez à disposition 5 s (cas d'enregistrement de valeurs instantanées) ou 80 s (cas d'enregistrement de valeurs effectives) comme mémoire de la perturbographie (voir aussi l'adresse 104). La mémoire permet de sauvegarder jusqu'à 8 enregistrements au total. Remarque : Pour un enregistrement en valeurs efficaces, les temps concernant les paramètres 403 à 406 sont prolongés du facteur 16. L'enregistrement perturbographique peut également être activé via une entrée binaire ou une interface de commande via un PC. L'enregistrement est alors piloté de manière dynamique. La longueur d’un enregistrement piloté de cette manière peut être fixée à l’adresse 406 T-BIN ENREG. (la limite supérieure est fixée par le réglage T-MAX de l’adresse 403). Les temps de pré-démarrage et de post-retombée doivent y être ajoutés. 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). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 345 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.10.3Vue d'ensemble des paramètres Adr. Paramètre Possibilités de paramétrage Réglage par défaut Explications 401 COND. D'INIT. Critère=détect. Critère=décl. Référence=décl. Critère=détect. 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 .. 4.00 s 0.20 s Durée d'enregistrement pré-évén. 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. 2.49.10.4Liste d’informations N° Information Type d'info Explications - Dém.Pertu. iSgS Démarrage perturbographie 4 >Dém. perturbo. SgS >Dém. la perturbographie par cmde ext. 203 MémPertEffacée SgSo_C Mémoire perturbo. effacée 30053 Perturbo en c. SgSo Perturbographie en cours 2.49.11 Gestion de la date et de l'heure La gestion de la date et de l'heure permet l'horodatage des événements, comme par exemple celui des messages d'exploitation et de défaut ou des listes de valeurs minimales/maximales. 2.49.11.1Description fonctionnelle Fonctionnement L'heure peut être influencée par • l'horloge interne RTC (Real Time Clock), • les sources de synchronisation externes (ex : DCF 77, IRIG B), • les impulsions communiquées via entrée binaire, répétées chaque minute. Remarque Lors de la livraison de l'appareil (que l'appareil possède une interface système ou non) l'horloge interne RTC est préconfigurée comme source de synchronisation. Si vous souhaitez synchroniser par une source externe, il faut la sélectionner en conséquence. La manière de procéder pour modifier la source de synchronisation est décrite en détail dans le manuel système SIPROTEC 4. 346 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires Les choix ci-dessous sont possibles : N° Mode de fonctionnement Explication 1 Interne Synchronisation interne par RTC (réglage par défaut) 2 CEI 60870-5-103 Synchronisation externe par interface système (CEI 60870-5-103) 3 PROFIBUS DP Synchronisation externe par interface PROFIBUS 4 Signal temporel IRIG B Synchronisation externe par IRIG B (format télégramme IRIG-B000) 5 Signal temporel DCF77 Synchronisation externe par signal temporel DCF 77 6 Signal temporel Box Sync. Synchronisation externe par signal temporel Box Sync. SIMEAS. 7 Impulsion par entrée binaire Synchronisation externe par impulsion via entrée binaire 8 Bus de terrain (DNP, Modbus) Synchronisation externe par bus de terrain 9 NTP (CEI 61850) Synchronisation externe par interface système (CEI 61850) Pour les dates, vous pouvez prérégler le format européen (JJ.MM.AAAA) ou le format américain (MM/JJ/AAAA). Afin de ménager la batterie tampon, celle-ci se met automatiquement hors service, après quelques heures sans tension auxiliaire. 2.49.12 Outils de mise en route Vous pouvez influencer les informations que l'appareil transmet aux systèmes de contrôle-commande centralisés pendant les modes de test ou de mise en service. Différents outils pour le test de l'interface système et des entrées/sorties binaires de l'appareil sont mis à disposition. Applications • Mode de test • Mise en service Conditions préalables Pour pouvoir utiliser les outils décrits dans la suite, les conditions doivent être réunies: – l'appareil doit posséder une interface système – l'appareil doit être raccordé à un système de contrôle-commande SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 347 Fonctions 2.49 Fonctions complémentaires 2.49.12.1Modifier les informations qui transitent sur l'interface système pendant le mode de test Lorsque l'appareil est connecté à un système de contrôle-commande centralisé de poste via l’interface système, il est tout à fait possible d’influencer l'information qui est transmise vers le poste de contrôle-commande. Certains protocoles proposés permettent de désigner, pendant la vérification de l'appareil sur place, tous les messages et valeurs de mesure qui sont transmis au poste de contrôle-commande avec la remarque Fonctionnement de test comme cause de message. Ceci permet de reconnaître qu'il ne s'agit pas de messages concernant des défauts réels. Il est également possible d'inhiber en mode test toute transmission d'information via l’interface système (Blocage de transmission). Cette commutation est possible via les entrées bianires, par la commande à l'avant de l'appareil ou grâce à l'interface de service ou de commande au moyen d'un PC. Le manuel de description du système du SIPROTEC 4 indique en détail comment activer ou désactiver le mode de test et le verrouillage de la transmission. 2.49.12.2Test de l'interface système Lorsque l'appareil de protection dispose d'une interface système et que celle-ci est raccordée à un système de contrôle-commande centralisé, il est possible de vérifier si les informations sont transmises de manière correcte en utilisant le logiciel DIGSI. Les textes de tous les messages qui ont été configurés vers l'interface système dans la matrice d'affectation apparaissent dans une boîte de dialogue. Une colonne supplémentaire de la boîte de dialogue permet de fixer une valeur pour chacune des signalisations à tester (ex : message arrive/message part) et de générer ainsi une signalisation, après la saisie du mot de passe N° 6 (pour les menus de test du matériel). Le message correspondant est lancé et peut être lu aussi bien dans la mémoire des événements de l'appareil SIPROTEC 4 que dans la centrale de commande du poste. La procédure est expliquée en détail dans le chapitre Montage et mise en service. 2.49.12.3Test des positions des entrées/sorties binaires Les entrées et sorties binaires ainsi que les diodes luminescentes (LED) d'un appareil SIPROTEC 4 peuvent être contrôlées individuellement et de manière précise à l'aide de DIGSI. Ce dispositif peut être par exemple utilisé lors de la mise en service pour contrôler le bon câblage de l'appareil dans le poste. Toutes les entrées/sorties binaires existantes, ainsi que les diodes électroluminescentes sont représentées dans une boîte de dialogue avec leur état actuel. En outre, une colonne indique quelles commandes ou signalisations sont affectées aux différents composants du matériel. Une troisième colonne permet, après la saisie du mot de passe n° 6 (pour les menus de test du matériel), de fixer l'information dans l'état opposé. Chaque relais de sortie particulier peut être sollicité, permettant ainsi un contrôle du câblage situé entre l'appareil de protection et la travée, sans pour autant devoir générer par test fonctionnel l’information affectée au relais de sortie en question. La procédure est expliquée en détail dans le chapitre Montage et mise en service. 348 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.50 Gestion des commandes 2.49.12.4Lancement d'un enregistrement perturbographique de test Lors de la mise en service, il est conseillé de réaliser un essai de stabilité des protections face aux enclenchements de l’installation dans ses conditions de charge normales. Les comportements des protections sont ensuite analysés à partir des informations recueillies dans les enregistrements de perturbographie générés lors du test. Outre les possibilités d’enregistrement de données de perturbographie pendant un défaut, la 7UM62 dispose également de la possibilité d’enregistrer les mêmes informations sur la base d’un ordre en provenance de DIGSI, d’une interface série ou d’une entrée binaire. Dans ce dernier cas, la signalisation „>Dém. perturbo.“ doit être routée sur une entrée binaire. Le démarrage de l’enregistrement de perturbographie se produit dès que l’entrée binaire est activée. Un tel enregistrement de perturbographie activé par un moyen externe (c'est-à-dire sans démarrage et sans déclenchement d’un élément de protection interne) est traité par l'appareil comme un enregistrement de perturbation normal dont les données sont répertoriées sous un numéro propre pour assurer l'attribution exacte. Par contre, ces enregistrements ne sont pas listés à l'écran dans le carnet de bord des déclenchements car ils ne représentent pas un défaut réseau. La procédure est expliquée en détail dans le chapitre Montage et mise en service. 2.50 Gestion des commandes En plus des fonctions de protection décrites jusqu'ici, l'appareil SIPROTEC 4 7UM62 dispose d'un système de gestion des commandes de contrôle de poste intégré, permettant la coordination des opérations de commande du disjoncteur et des autres appareils de commutation présents dans la sous-station. Les commandes de contrôle peuvent provenir de quatre sources : • Conduite locale par le panneau de commande intégré à l’appareil • Conduite via DIGSI • Conduite à distance par l'intermédiaire d'un système de pilotage (par ex. SICAM) • Fonctions automatiques (ex : via une entrée binaire) Les postes à jeux de barres simples ou doubles sont supportés par l'appareil. Le nombre d'organes HT commandables dépend essentiellement du nombre d'entrées et sorties binaires disponibles. C'est pourquoi la variante 7UM622 est à utiliser de préférence. L'appareil offre un haut niveau de sécurité vis-à-vis des enclenchements intempestifs à l'aide de routines d'interverrouillage et est capable d'interagir avec une vaste gamme d'organes HT et sous de nombreux modes d'exploitation. 2.50.1 Organe de manoeuvre La commande des organes HT peut être effectuée à partir du panneau de commande avant de l'appareil, à partir d'un ordinateur via l'interface de dialogue avant ou l'interface service et à partir d'un système de contrôlecommande avec des jeux de barres simples et doubles via l'interface système. Le nombre d'organes HT commandables dépend du nombre d'entrées et sorties binaires disponibles. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 349 Fonctions 2.50 Gestion des commandes 2.50.1.1 Description Commande par le panneau intégré Les touches de navigation ▲, ▼, W, X permettent d'atteindre le menu de commande et d'y sélectionner l'organe HT à manoeuvrer. Dès la saisie du mot de passe, une fenêtre dans laquelle sont présentées les possibilités de commande (ex : Enclenchement, Déclenchement, Annulation) s'ouvre. Les options possibles sont sélectionnables au moyen des touches ▼ et ▲. L'appareil émet ensuite une requête de confirmation. C'est seulement à la confirmation de commande par pression sur la touche ENTER que la manoeuvre sera vraiment lancée. Si cette confirmation n'est pas donnée dans la minute, l'opération est interrompue. L'annulation manuelle est possible avant la confirmation de commande ou lors de la sélection du disjoncteur, au moyen de la touche ESC. Quand la manoeuvre est refusée, puisqu'une condition de verrouillage n'est pas remplie, vous vouyez une réponse de contrôle sur l'écran, qui explique la raison du refus (voir aussi le manuel système SIPROTEC 4). Cette signalisation doit être confirmée avec ENTER, pour pouvoir poursuivre l'utilisation de l'appareil. Conduite via DIGSI La commande des appareils de protection peut être effectuée sur un ordinateur via l'interface de dialogue en face avant (ou l'interface de service) et le logiciel DIGSI. La procédure est décrite en détail dans le manuel du système SIPROTEC 4 (Commande du poste). Commande via l'interface système La commande des organes HT peut être effectuée via l'interface système et la connexion au système de contrôle-commande. Ceci implique que la périphérie nécessaire existe physiquement, dans l'appareil comme dans le poste. De plus, certains réglages concernant l'interface série doivent être effectués (voir manuel de description du système SIPROTEC 4). 2.50.2 Types de commandes L'appareil supporte les types de commande décrits ci-dessous: 2.50.2.1 Description Commandes agissant sur le process Ces commandes couvrent tous les ordres qui agissent directement sur la travée et provoquent une modification d'état du processus au travers des appareils de coupure et de sectionnement : • Commandes de manœuvre de disjoncteurs (sans contrôle de synchronisme), de sectionneurs, • Action sur les prises de transformateur (ex. : augmentation ou diminution du niveau de prise) • Commandes de réglage avec durée paramétrable, par exemple, pour commander les bobines de Petersen. 350 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Commandes internes à 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. • Commande de „Forçage” permettant de fixer l'état de fonctions normalement contrôlées par les entrées binaires (retour de position d'appareillage tels que le disjoncteur ou état d'une signalisation). Cette fonction est utile dans le cas où la liaison physique entre la travée et les entrée binaires de l'appareil n'existe pas. Les commandes d'exécution manuelles sont mémorisées au niveau des informations d'états et peuvent donc être traitées et affichées en conséquence. • Commandes de marqueur (ou drapeau) (pour “définir”) de la valeur des informations, p. ex., l’autorité de manœuvre (local/distance), les commutations de 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 : – Barrière de saisie – Blocage d'une sortie binaire 2.50.3 Séquence de commande Un certain nombre de mécanismes de sécurité placés en divers endroits de la séquence de commande permettent d'assurer qu'un ordre de commande n'est donné qu'après vérification complète de tous les critères de sécurité prédéterminés et programmés par l'utilisateur. Outre les contrôles généraux prédéfinis, l'utilisateur peut élaborer ses propres conditions de verrouillage/libération pour chaque type de commande individuelle. L'exécution de la commande est également surveillée après émission de la commande. La séquence complète intervenant lors de l'exécution d'une commande est brièvement décrite ci-dessous: 2.50.3.1 Description Contrôle de requête de commande Les points suivants doivent être respectés: • Lancement de la commande, par exemple via les touches de contrôle du panneau avant de l’appareil – Vérification du mot de passe → droit d’accès – Vérification du mode de commande (verrouillé ou non) → clef de déverrouillage • Vérification des conditions définies par l’utilisateur – Mode de conduite – Position de l'appareil de commutation (comparaison consigne = réel) – Protection contre les fausses manœuvres, verrouillage de travée (logique par CFC) – Protection contre les fausses manœuvres, verrouillage inter-travées (centralisées par SICAM) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 351 Fonctions 2.50 Gestion des commandes – Blocage de commande double (conditions de verrouillage permettant d'éviter des opérations de commutation parallèles) – blocage par protection (blocage de manœuvres par fonctions de protection) • Vérification des conditions prédéfinies – Temps d'exécution interne (surveillance interne par logiciel du temps d'exécution de la commande entre le moment où la commande est lancée et l'instant de fermeture du contact de commande) – Modification de réglage en cours (si des modifications de réglage sont en cours, les commandes sont refusées ou reportées) – Equipement non présent (si un disjoncteur ou tout autre appareil de commutation n'est pas associé à une sortie binaire, la commande est refusée) – Blocage de sortie (si un blocage de sortie à été programmé pour l'organe HT, et que ce blocage est actif au moment de l'émission de la commande, cette dernière est refusée) – dysfonctionnement d'un élément matériel – Commande en cours (seule une commande peut être exécutée à un instant donné sur le même organe HT) – Vérification 1-de-n (pour les schémas de commande avec relais commun, l'appareil vérifie si une commande a déjà été lancée sur le relais de commande). Surveillance de l’exécution de commande Les points suivants sont contrôlés: • Interruption de la commande suite à une demande d'annulation (Cancel) • Surveillance du temps d’exécution (temps de surveillance du retour de position). 2.50.4 Protection contre les fausses manœuvres Les conditions de verrouillage (protection contre les fausses manoeuvres) peuvent être programmées au moyen de la logique programmable (CFC). 2.50.4.1 Description Les contrôles des conditions de verrouillage d'un système SICAM/SIPROTEC 4 sont normalement divisés en deux catégories : • Les verrouillages de système sont basés sur la banque de données du système située au niveau du poste ou de système de contrôle-commande (image poste). • Les verrouillages de travée reposent sur l’image des engins dans la travée (positions) • des verrrouillages concernant simultanément plusieurs travées via messages GOOSE directement entre appareils de protection et travées (avec l'introduction de la norme CEI 61850, V4.51 ; l'intercommunication avec GOOSE s'effectue via le module EN100) L’étendue des contrôles de verrouillage est déterminée par la configuration. Vous trouverez plus de détails sur le sujet GOOSE dans le manuel de description du système SIPROTEC /1/. Les disjoncteurs (ou autres équipements) qui requièrent des conditions de verrouillage de système doivent être configurés de manière adéquate au niveau du relais (dans la matrice de configuration). 352 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Pour chaque commande, il est possible de choisir si les conditions de verrouillage doivent être vérifiées (mode normal) ou si elles doivent être ignorées (mode Interlocking OFF) : • pour les commandes locale, en reprogrammant les réglages (via l’interface locale) 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. Commande verrouillée/déverrouillée Les vérifications de commande configurables sont également désignées dans les appareils SIPROTEC 4 en tant que "Verrouillage standard". Ces vérifications peuvent être activées (verrouillées) ou désactivées (non verrouillées) via DIGSI. On appelle "Opération de commande non verrouillée" toute opération de commande pendant laquelle les conditions de verrouillage préalablement configurées ne sont pas vérifiées par le relais. On appelle "Opération de commande verrouillée" toute opération de commande pendant laquelle toutes les conditions de verrouillages préalablement configurées sont vérifiées sur l'ensemble de la procédure de commande. Si une des condition n'est pas remplie, la commande est rejetée et une signalisation iditifiant la commande et suivie d'un signe moins est émise (p.ex. „CO–“). La signalisation est immédiatement suivie d'informations relatives à la réponse de la commande. Le tableau suivant reprend les types de commandes possibles et les signalisations associées. Les messages où apparaissent un *) sont affichés dans le carnet de bord des événements. Sous DIGSI, ils apparaissent au niveau des messages spontanés. Type de commande Commande Commande process Manœuvre Acquit manuel Acquit manuel (suivi) Cause CO Message BF+/– NF NF+/– Commande du statut d'information, inhi- Barrière de saisie bition de l'acquisition VE ST+/– *) Commande du statut d'information, blocage d'une sortie binaire Blocage d'une sortie binaire AS ST+/– *) Demande d'annulation (cancel) Annulation AB AB+/– Un « plus » dans la signalisation est une confirmation que la commande a bien été exécutée. Le résultat de la commande est tel qu'il était espéré, en d'autres termes il est positif. De même, un "moins" signifie que la commande a été rejetée. Une liste des réponses de contrôle possibles et de leurs causes se trouvent dans la description du système SIPROTEC 4. La figure suivante représente les messages relatifs à l'exécution d'une commande ainsi que les réponses données suite à la commande réussie du disjoncteur. Le contrôle des conditions de verrouillage peut être programmé individuellement pour chaque appareil de commutation. Les autres commandes internes, comme la consignation ou l’annulation, ne sont pas vérifiées, c'est à dire exécutées indépendamment des verrouillages. Figure 2-142 Exemple d'un message suite à l'enclenchement du disjoncteur Q0 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 353 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Verrouillages standard (fixés) Les verrouillages standards correspondent pour chaque organe HT aux contrôles ci-dessous. Ceux-ci peuvent être activés individuellement par paramétrage: • Sens de manœuvre (Consigne = Réel): L'ordre d'enclenchement est refusé et un message correspondant est émis lorsque le commutateur se trouve déjà dans la position de consigne. Si ce contrôle est activé, il est valable aussi bien pour le mode de commutation verrouillé que pour le mode non verrouillé. • Verrouillage inter-travées : une demande de vérification des conditions globales de poste autorisant la commande est transmise au contrôle-commande lorsque la protection est en mode "local". Un organe de manœuvre soumis à un verrouillage inter-travées ne peut être enclenché par DIGSI. • Verrouillage de travée: Les critères logiques, définis à l'aide de la logique CFC et sauvegardés dans l'appareil, sont consultés et pris en compte lors de la commande en mode verrouillé. • Blocage de protection : les commandes d'enclenchement sont refusées, en mode asservi, dès qu'une fonction de protection détecte un défaut. Par contre, on peut toujours exécuter les ordres de déclenchement. Veuillez noter que la mise en route de la protection de surcharge est une détection de défaut, et que son maintien provoque le refus de la commande d'enclenchement. Notez par ailleurs que le blocage de réenclenchement de moteurs ne verrouille pas automatiquement une commande d'enclenchement du moteur. Le réenclenchement est donc à verrouiller par d'autres moyens, par exemple par un verrouillage à l'aide de la logique CFC. • Verrouillage de double manœuvre : Les opérations de conduite parallèles sont verrouillées ; lorsque la première manœuvre est exécutée, une deuxième ne peut pas être lancée. • Autorisation de manœuvre LOCALE : Une commande de manœuvre locale (commande initiée sur place) n'est permise que si l'appareil est configuré de façon à ce qu'il permette une commande locale. • Autorisation de manœuvre DIGSI : Une commande de manœuvre de DIGSI, qu'il soit connecté localement ou non (commande de source DIGSI) n'est permise que si l'appareil est configuré de façon à ce qu'il permette une commande locale. L’établissement de la communication à partir d’un PC DIGSI est accompagné de la déclaration de son numéro VD (« Virtual Device Number »). Seules les commandes accompagnées de ce numéro VD (en mode de conduite "à distance") sont acceptées par la protection. Les ordres de commutation de la commande à distance sont refusés. • Mode de conduite DISTANT : Une commande de manœuvre initiée à distance (commande de source DISTANTE) n'est permise que si l'appareil est configuré de façon à ce qu'il permette une commande à distance. 354 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Figure 2-143 Verrouillages standards La figure suivante montre le paramétrage des conditions de verrouillage avec DIGSI. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 355 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Figure 2-144 Boîte de dialogue DIGSI-Propriétés d'objet pour la configuration des conditions de verrouillage Les conditions de verrouillage programmées sont également lisibles au niveau de l'écran d'affichage de l'appareil. Elles sont représentées par des lettres dont les significations sont données dans le tableau ci-dessous: Tableau 2-21 Types de commandes et messages associés Ident. (forme courte) Affichage écran Mode de conduite Commandes de verrouillage SV S Verrouillage système VS A Verrouillage de travée FV E SOUHAITÉ = ACTUEL (Vérification de direction de commutation) SI I Blocage protection BP B La figure suivante décrit un exemple d'affichage sur le panneau avant de l'appareil, des conditions de verrouillages associées aux différents organes HT manoeuvrables. Les abréviations utilisées sont expliquées sur le tableau précédent. Toutes les conditions de verrouillage programmées sont affichées. Figure 2-145 356 Exemple d'affichage des conditions de verrouillage programmées SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Logique de commande par CFC Pour les verrouillages de travée, la logique de commande peut être développée en faisant usage de la logique programmable CFC. Lorsque les conditions d’autorisation correspondantes sont présentes, l’information „libre“ ou „verrouillage de travée“ est mise à disposition (ex : objet „Libération SG OUI“ et „Libération SG NON“ avec les informations: APPARAIT/ DISPARAIT). Mode de conduite Pour sélectionner l’autorisation de commutation, il existe la condition de verrouillage « Autorisation de manœuvre », permettant de sélectionner la source de commande ayant l’autorisation de commuter. Les sources suivantes sont disponibles (en ordre de priorité): • LOCAL (Local) • DIGSI • A DISTANCE (Remote) L'objet „Autorisation de commutation” sert à verrouiller ou à autoriser la commande locale par rapport aux ordres à distance et via DIGSI. Le 7UM621 et le 7UM622 peuvent commuter l'autorisation, soit dans le panneau de commande (mot de passe est requis) soit par CFC à l'aide d'une entrée binaire et touche de fonction, entre les choix "Distance" et "Local". Sur le 7UM623, il est possible de modifier l'autorisation de manoeuvre grâce à l'interrupteur à clé. L’objet « Autorisation de manœuvre DIGSI » sert à verrouiller ou à autoriser la commande via DIGSI. Un DIGSI raccordé localement aussi bien qu’un DIGSI raccordé à distance sont pris en compte. Si un PC DIGSI (sur place ou à distance) se signale à l'appareil, il y laisse son Virtual Device Number (VD). Seules les commandes dotées de ce numéro VD (avec autorisation d'accès = DISTANCE ou HORS) sont acceptées par l'appareil. Si la communication du PC DIGSI est interrompue, ce VD est éliminé. Le lancement de l’ordre est contrôlé selon sa source et la configuration de l’appareil par rapport à la valeur actuelle d'information des objets « Autorisation de manœuvre » et « Autorisation de manœuvre DIGSI ». Configuration Autorisation de manœuvre disponible o/n (créer objet correspondant) Autorisation de commutation DIGSI disponible o/n (créer objet correspondant) objet concret (ex : un organe de manoeu- Autorisation de commutation LOCAL (contrôler vre HT) pour les ordres locaux : o/n objet concret (ex : un organe de manoeu- Autorisation de manœuvre A DISTANCE (convre HT) trôler pour les commandes LOCALES, A DISTANCE ou DIGSI : o/n SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 357 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Tableau 2-22 Logique de verrouillage Valeur actuelle d'information Autorisation de commutation Autorisation de commutation DIGSI Commande avec S3) =LOCALE Ordre avec source=LOCAL ou A DISTANCE Commande avec source =DIGSI LOCAL (ENCL) non annoncé libéré verrouillé 2) „verrouillé, car manoeuvre LOCALE” verrouillé « DIGSI non annoncé » LOCAL (ENCL) annoncée libéré verrouillé 2) „verrouillé, car manoeuvre LOCALE” verrouillé 2) „verrouillé, car manoeuvre LOCALE” A DISTANCE (DECL) non annoncé verrouillé 1) „verlibéré rouillé, car manoeuvre A DISTANCE” verrouillé « DIGSI non annoncé » A DISTANCE (DECL) annoncée verrouillé 1) „ververrouillé 2) „verrouillé, car rouillé, car manoeu- manoeuvre DIGSI” vre DIGSI” libéré 1) 2) 3) aussi « libéré » pour : „Autorisation de commutation LOCAL (contrôler pour les ordres locaux : n » aussi « libéré » pour : „Autorisation de commutation A DISTANCE (contrôler pour les ordres LOCAL, A DISTANCE ou DIGSI) : n » SO = source d'origine S = auto: Les commandes initiées en interne (dans la logique CFC) ne sont pas soumises à l’obligation d’autorisation de manœuvre et sont donc toujours « libérées ». Mode d'enclenchement Le mode de conduite sert à activer/désactiver les conditions de verrouillage au moment de la manoeuvre. Les modes (en local) suivants sont définis: • Pour les ordres locaux (SO = LOCAL) – enclenchement verrouillé (normal), ou – commande non verrouillée. Le 7UM621 et le 7UM622 peuvent permuter le mode de conduite entre "verrouillé" et "non verrouillé", soit à partir du panneau de commande (le mot de passe est requis) soit par CFC à l'aide d'une entrée binaire ou d'une touche de fonction. Sur le 7UM623, la permutation s'effectue à l'aide de l'interrupteur à clé. Les modes de commutation suivants (à distance) sont définis : • Pour les ordres à distance ou via DIGSI (SO = LOCAL, A DISTANCE ou DIGSI) – enclenchement verrouillé, ou – commande non verrouillée. Ici, le déverrouillage est effectué à l'aide d'une commande de déverrouillage séparée. – Pour les commandes CFC (S = auto), veuillez consulter le manuel CFC (module BOOL en commande). Verrouillage travée La prise en compte des conditions de libération de commande au niveau tranche (ex : à l’aide de CFC) comprend la réalisation des interverrouillages permettant d’éviter les fausses manœuvres (p. ex. sectionneur visà-vis du sectionneur de terre, sectionneur de terre fermé uniquement en cas d’absence tension, etc.) ainsi que les verrouillages mécaniques (ex : porte cellule ouverte verrouillant l’enclenchement du disjoncteur). 358 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Il est possible de configurer séparément un verrouillage de l'organe HT pour chaque sens de manoeuvre Enclenchement et/ou Déclenchement. L'information de libération avec la valeur „Objet est verrouillé (PART/NACT/DEFAUT) ou libéré (VENANT)“ peut être mise à disposition, • directement par une signalisation simple/double, par le commutateur à clé, par une signalisation interne (marquage), ou • par une signalisation issue de la logique de CFC. L'état des informations de libération est interrogé lors de la requête de commande puis actualisé cycliquement. L’affectation s’effectue par "Objet de libération instruction MARCHE/ARRET". Verrouillage système Les verrouillages poste sont prises en compte (affectation par système centralisé). Blocage action double Le verrouillage permettant d'éviter les opérations de commande parallèles est effectif. Sur chaque nouvelle requête de commande l'appareil vérifie la présence éventuelle d'une commande en cours sur les organes HT manipulables (et soumis à ce verrouillage). L'exécution de cette nouvelle commande rend le verrouillage actif pour les autres commandes. Blocage protection Les fonctions de protection bloquent la commande (enclenchement/déclenchement) individuellement pour chaque organe HT. Si le blocage des protections est souhaité, le „blocage dans le sens de manœuvre EN” mène à un verrouillage d'une commande d'enclenchement, et le „blocage dans le sens de manœuvre HORS” à un verrouillage des commandes de déclenchement. Une activation d'un blocage de protection interrompt immédiatement une commande en cours. Sens de manœuvre (Consigne = Réel) Lors de la réception de la requête de commande, la protection compare l'état actuel de l'organe HT à l'état désiré. Une commande d'enclenchement sur un disjoncteur déjà enclenché sera ainsi refusée avec, en commentaire, le message état actuel = état souhaité. Les appareils de commutation en position de défaut ne sont pas verrouillés par le logiciel. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 359 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Déverrouillages Le déverrouillage de verrouillages configurés au moment de la manœuvre est effectué à l'intérieur de l'appareil, par des caractéristiques de déverrouillage dans la commande, ou globalement par ce qu'on appelle modes de commutation. • VQ=LOCAL – Les modes "verrouillé" ou "non verrouillé" (déverrouillé) sont commutés dans le panneau du commande du 7UM621 et du 7UM622 (seulement avec un mot de passe), sur le 7UM623, la permutation s'effectue à l'aide de l'interrupteur à clé. • A DISTANCE et DIGSI – Les commandes de SICAM ou de DIGSI sont déverrouillées par un mode de commutation A DISTANCE global. Il faut envoyer une requête séparée pour le déverrouillage. Ce déverrouillage n'est valable que pour une manœuvre et seulement pour les commandes de même source. – Requête: commande vers l’objet « Mode de commutation A DISTANCE », EN – Requête: commande de manœuvre à l’« Organe de manœuvre » • commandes dérivcées par CFC (commandes automatiques, S=auto): – le comportement est défini dans le module CFC (« Bool après commande ») par configuration 2.50.5 Enregistrement de commande Pendant le traitement des commandes, indépendamment de l'utilisation ultérieure des messages et de leur traitement, les commandes et les signalisations de retour sont envoyées vers un centre de traitement des messages. Chacun de ces messages contient une information relative à la cause qui l'a produit. Si leur attribution a été effectuée en conséquence (configuration), ces messages sont inscrits afin d'être enregistrés dans le carnet des événements. Conditions préalables Une liste des réponses de contrôle possibles et de leur signification, ainsi que les types de commande nécessaires à la mise en et hors service d'appareils ou à l'amorçage supérieur/inférieur de niveaux de transformateur se trouvent dans le manuel Description du système SIPROTEC 4. 2.50.5.1 Description Acquittement des commandes au niveau du panneau frontal Toutes les signalisations relatives aux commandes, lancées à partir du panneau frontal de l'appareil VQ_LOCAL (sortie de commande = LOCAL), sont transposées en réponses de contrôle correspondantes et sont ensuite affichées sous forme de texte au niveau de l'affichage de l'appareil. Acquittement des commandes SAS/DISTANCE/Digsi Les messages pourvus de la source de motifs VQ_SAS/DISTANCE/DIGSI doivent être envoyés à l’initiateur du message indépendamment de l’attribution (configuration sur l’interface série). L'acquittement des commandes n'est dès lors pas réalisé par une réponse de contrôle comme pour une commande locale, mais se traduit par la mémorisation classique d'une commande et d'une signalisation de retour correspondante. 360 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Fonctions 2.50 Gestion des commandes Surveillance du retour de position Le traitement des commandes exécute une surveillance dans le temps du retour de position de chaque commande en cours. Au moment de l'émission d'une commande, une temporisation de supervision démarre (supervision du temps de commande). Cette temporisation permet de vérifier que le disjoncteur se trouve bien dans l'état désiré au terme du temps imparti pour la commande. La temporisation de supervision est interrompue dès réception de la signalisation de retour du disjoncteur. Si aucune signalisation de retour ne parvient au relais, celui-ci génère l'information "SR–Temps écoulé" et le processus est interrompu. Les commandes et les informations de retour sont également enregistrées dans les carnets de bord des événements. 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. Un "plus" dans la signalisation confirme que la commande a bien été exécutée. 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/contrôle relais Les types de commandes nécessaires au déclenchement et à la fermeture des disjoncteurs ou pour le contrôle des prises d'un transformateur sont définis le chapitre de configuration de l'appareil du document /1/. ■ SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 361 Fonctions 2.50 Gestion des commandes 362 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3 Cette section s'adresse essentiellement au personnel technique expérimenté dans la mise en service d'équipements de protection. La mise en service de systèmes de protection et de contrôle, le fonctionnement d'un générateur et les règlements de sécurité correspondants doivent être familiers à cette personne. Il est possible que certaines adaptations du matériel aux spécifications de l'installation s'avèrent nécessaires. Pour les examens primaires, l'objet à protéger doit être en marche (le générateur, le moteur, le transformateur) et mis en service. 3.1 Installation et connexions 364 3.2 Contrôle des raccordements 392 3.3 Mise en service 402 3.4 Préparation finale de l’appareil 451 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 363 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions 3.1 Installation et connexions AVERTISSEMENT Mise en garde en vue d'éviter un mode de transport, de stockage, d'installation ou de montage non approprié. Leur non-respect peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dégâts matériels considérables. Le transport, le stockage, l’installation et la mise en service de l'appareil d'après les recommandations de ce manuel d'instructions sont les garants d’une utilisation correcte et sans problème de cet appareil. Il est particulièrement important de respecter les instructions générales d’installation et les règles de sécurité relatives au travail dans un environnement à haute tension (ex : DIN, VDE, EN, CEI ou autres règlements nationaux et internationaux). 3.1.1 Remarques relatives à la configuration Conditions préalables Pour le montage et le raccordement, les conditions et les restrictions suivantes doivent être remplies : Le contrôle des caractéristiques nominales de l’appareil comme décrit dans le manuel du SIPROTEC 4 /1/ poste. Variantes de connexion Les schémas de raccordement des bornes sont représentés dans l'annexe A.2. Les exemples de connexion pour les circuits des transformateurs de courant et de tension se trouvent dans l'annexe A.3. Il est impératif de vérifier que le paramétrage des Données poste (1) (section 2.5) corresponde bien aux connexions prévues. Courants / Tensions Les schémas de raccordement sont représentés dans l'annexe. Exemples de possibilités de connexion de transformateurs de tension et de courant pour un raccordement en jeu de barres (Adresse 272 TOPOLOGIE = Raccord.JdB) et pour un raccordement sur transformateur-élévateur (Adresse 272 = Transfo élévat.) à trouver dans l'annexe A.3. Dans tous les exemples, les transformateurs de courant neutre-terre s'orientent vers l'objet à protéger, de telle sorte que l'adresse doit être paramétrée sur 201 PN TC ->OBJ C1 et 210 PN TC ->OBJ C2 = Oui. Dans les exemples de connexion, l'entrée de l'appareil UT est raccordée à la connexion en triangle ouvert d'un jeu de transformateurs de tension. Dans ce cas, le paramètre situé à l'adresse 223 doit être réglé sur UT raccordé = Triangle ouvert. Vous trouverez une connexion standard quand plusieurs générateurs alimentent un jeu de barres dans l'annexe A.3. Le courant de terre peut être augmenté par transformateur de terre connecté au jeu de barres (max. env. 10A) et permet une zone de protection allant jusqu'à 90%. Le courant de terre est saisi par un T.I. de sommation ou tore homopolaire pour atteindre la sensibilité nécessaire. La tension de décalage peut être utilisée comme le critère de défaut terre pendant la procédure de démarrage jusqu'à la synchronisation. Le facteur 213 FACTEUR ITT2 considère la transformation entre les côtés primaire et secondaire du transformateur de courant de sommation pendant l'utilisation de l'entrée de courant sensible de la page 2 dans l'exemple de raccordement correspondant. De même manière, le facteur 205 FACTEUR ITT1 est valable pour l'utilisation de l'entrée du côté 1. 364 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Exemple : Transformateur de courant de sommation 60 A/1 A Adaptation pour la détection sensible du courant de terre : FACTEUR ITT2 = 60 (pour l'utilisation de l'entrée du côté 2) Pour l'utilisation de l'entrée de courant sensible du côté 1 en tant que détection du courant à la masse rotor (voir annexe A.3), le facteur FACTEUR ITT1 = 1 est sélectionné. Dans l'illustration „Poste couplé en jeux de barres“ en annexe A.3, le point neutre du générateur est mis à la terre à basse impédance. Pour empêcher les courants circulaires (3ème harmonique) dans plusieurs générateurs, la résistance ne doit être raccordée qu'à un seul générateur. Pour la détection sélective des défauts de terre, l'entrée sensible du courant à terre ITT2 sera conduit dans le même reconducteur commun des deux jeux de transformateurs de courant (mesure différentielle de courant). Les transformateurs de courant ne doivent être mis à la terre qu'en un point. Le paramètre FACTEUR ITT2 doit être réglé sur 1. L'avantage pour ce genre de raccordement sont les transformateurs de courant-DE compensés (équilibrage de spires). Dans l'illustration „Raccordement sur transformateur élévateur“ avec un point neutre isolé A.3 en annexe, la détection de défaut de terre passe par la tension de déplacement. Pour éviter un surfonctionnement aux défauts de terre en réseau, une résistance de charge à la connexion en triangle ouvert est prévue. L'entrée UT de l'appareil est reliée à la connexion en triangle ouvert d'un transformateur de terre par un diviseur de tension (adresse 223 UT raccordé = Triangle ouvert). Le facteur 225 Uph/Udelta TP dépend de la transformation des tensions latérales secondaires : Entre les circuits secondaires, le facteur indique donc 3/√3 = 1,73. Quant aux autres rapports de transformation, par exemple lors de la formation de tensions de décalage par un jeu de transformateurs intercalés, le facteur doit être modifié selon les besoins. Le facteur 224 FACTEUR UT prend en considération la transformation complète entre la tension primaire et la tension des bornes conduites à l'appareil, et il inclue donc aussi le diviseur de tension connecté au préalable. Pour une tension nominale d'un transformateur primaire de 6,3 kV, une tension secondaire de 500 V par un déplacement total et un diviseur de tension de 1:5, ce facteur est par exemple : Dans l'illustration „Raccordement sur transformateur élévateur avec transformateur de point neutre“ en annexe A.3, la résistance de charge raccordée au point neutre du générateur provoque la réduction de tension de défauts à la terre en réseau. Le courant de terre est limité à un maximum de 10 A. L'exécution peut être une résistance primaire ou secondaire avec un transformateur de point neutre. Pour éviter une petite résistance secondaire, le rapport de transformation du transformateur de point neutre doit être réalisé en valeur basse. La tension secondaire supérieure conditionnée par cela peut être diminuée par un diviseur de tension. L'adresse 223 UT raccordé doit être réglée sur TT point neutre. L'illustration „Protection de défaut terre de démarrage“ en annexe A.3 montre le raccordement de la protection de tension continue pour les installations avec convertisseur de démarrage. L'amplificateur 7KG6 renforce en fonction du choix de l'appareil le signal reçu au niveau du shunt jusqu'aux valeurs maximales de 10 V ou 20 mA. L'entrée MU1 peut être adaptée au signal correspondant (tension ou courant) par le biais de cavaliers (voir aussi 3.1.2 “Réglage des cavaliers des circuits imprimés”). L'exemple „Protection à la masse rotor“ en annexe A.3 montre clairement le raccordement de la protection á la masse rotor à un générateur à excitation statique. Le raccordement à la terre doit être réalisé au niveau de la brosse de mise à terre. L'accoupleur 7XR61 doit être complété par des résistances externes 3PP1336, si le courant courant circulaire risque de dépasser la valeur de 0,2 A de tension de déclenchement en raison de la 6ème harmonique. Ceci peut être le cas à partir de tensions d'excitation de UDém > 150 V. L'entrée I TT1 évalue SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 365 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions le courant de terre qui circule par la tension du circuit rotorique entre terre et rotor. Le facteur d'adaptationFACTEUR ITT1 est réglé = 1. La figure „Connexion à deux transformateurs de tension montés en connexion en V“ en annexe A.3 représente comment la connexion est réalisée avec seulement deux transformateurs de tension côté poste dans la connexion en V. La figure „Moteur asynchrone“ en annexe A.3 montre un raccordement typique d'un appareil de protection à un grand moteur asynchrone. Les valeurs de mesure pour la surveillance des tensions et de tension neutre sont captées en général par le jeu de barres. Si plusieurs moteurs sont connectés au jeu de barres, les défauts à la terre monophasés peuvent être détectés par la protection directionnelle de défauts à la terre, et des déclenchements sélectifs peuvent être entrepris. Un transformateur de courant pour câble (T.I. de sommation ou tore homopolaire) est mis en place pour la saisie des données de courant de terre. Le facteur 213 FACTEUR ITT2 considère la transformation entre les transformateurs de sommation côtés primaire et secondaire pendant l'utilisation des entrées de courant ITT2. Entrées et sorties binaires Les possibilités de configuration des entrées et sorties binaires, donc l'adaptation individuelle à l'installation, est décrite dans la description du système SIPROTEC 4/1/. Vous trouvez la préconfiguration de l'appareil à la livraison dans l'annexe A.4. Contrôlez également que les bandes d'étiquetage sur l'avant de l'appareil correspondent bien aux fonctions de signalisation routées. Permutation entre les jeux de paramètres Pour pouvoir réaliser la permutation entre les jeux de paramètres, par le biais des entrées binaires, prendre compte de ce qui suit : • Lors du paramétrage depuis le panneau de commande ou par DIGSI, il faut sélectionner à l'adresse 302 ACTIVATION l'option par Par entrée bin.. • Une seule entrée binaire est suffisante pour pouvoir contrôler deux groupes de paramètres, concrètement „>Param. Par-1“. • Dans la configuration des entrées binaires actives, c-à-d par tension active (H-active) cela signifie : - inactive : Jeu de paramètres A - activé : Jeu de paramètres B • Le signal de commande doit être constamment actif, ou constamment inactif, pour que les paramètres soient et restent actifs. Surveillance du circuit de déclenchement Pour la surveillance du circuit de déclenchement, il est recommandé d'utiliser le raccordement avec deux entrées binaires (voir section 2.43). Les entrées binaires doivent être sans racine commune et le seuil de commutation doit rester à un niveau significativement inférieur à la moitié de la tension nominale continue de commande. Par l'utilisation alternative d'une entrée binaire , il est nécessaire d’insérer une résistance R de remplacement (voir section 2.43) . Observez les longs temps de réaction d'environ 300 sec. Vous trouverez le calcul de résistance dans la section 2.43.2. 366 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions 3.1.2 Adaptation du matériel 3.1.2.1 Généralités Généralités Une adaptation du matériel aux conditions d’utilisation peut parfois être nécessaire ou souhaitée. Par exemple, il peut être avantageux ou nécessaire, dans certaines applications, de modifier le seuil d’activation de certaines entrées binaires, d’insérer des résistances de terminaison au niveau du bus de communication, etc. Toutes ces adaptations peuvent se faire au moyen de cavaliers situés au niveau des circuits imprimés internes de l’appareil. Conformez-vous aux indications chaque fois que des adaptations de matériel sont nécessaires. Tension auxiliaire Il existe différentes plages de tension auxiliaire (voir données de référence dans l'annexe). Les exécutions pour 60/110/125VCC et 110/125/220/250VCC, 115/230VCA peuvent être modifiés en changeant des cavaliers. L'affectation de ces cavaliers aux plages de tension nominale et leur positionnement sur la carte de circuits imprimés sont décrits plus loin au paragraphe „„Carte C-CPU-2““. A la livraison, tous les cavaliers sont réglés de manière à correspondre aux caractéristiques indiquées sur l'étiquette de l'appareil. Il n'est généralement pas nécessaire de modifier leur position. Contact de vie (chien de garde) Le contact de vie de l'appareil ("chien de garde") est un inverseur qu'il est possible de configurer en contact à ouverture ou en contact à fermeture par le biais d'un cavalier (X40) aux sorties de l'appareil F3 et F4. L'affectation de ces cavaliers au type de contact et leur disposition sont décrites plus bas au paragraphe „„Carte CCPU-2““. Courants nominaux Le dimensionnement des transformateurs d’entrée de l’équipement peut être modifié en agissant sur la valeur de la résistance de charge de ceux-ci. Les deux gammes disponibles sont 1A ou 5A. La disposition physique des cavaliers effectuée à l'usine correspond aux indications sur l'étiquette de l'appareil. L'affectation des cavaliers au courant nominal et la disposition des cavaliers sont décrites dans ce chapitre aux paragraphes „ Entrées et sorties binaires C-I/O-2“ pour le côté 2 et „Entrées et sorties binaires C-I/O-6“ pour le côté 1. Tous les cavaliers d'un même côté doivent se trouver sur la même position, c'est-à-dire un cavalier (X61 à X63) pour chaque transformateur d'entrée, en plus du cavalier commun X60. Au cas où vous procéderiez à une modification, veuillez ne pas oublier de déclarer ce changement à l'appareil en configurant en conséquence le paramètre 203 IN-SEC TC C1 ou 212 IN-SEC TC C2 des données poste (voir section 2.5). Remarque La position des cavaliers doit correspondre aux courants nominaux secondaires configurés des appareils sous les adresses 203, 212. Sinon, l'appareil défaille et signalise un message de défaut. Tension de commande pour les entrées binaires Les entrées binaires sont réglées en usine de manière à ce que les seuils de tension de commutation correspondent normalement à la tension d'alimentation. En cas de valeurs nominales divergentes de la tension de commande côté système, il est possible qu'il soit nécessaire de modifier le seuil de commutation des entrées binaires. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 367 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Afin d'ajuster la tension de commutation d'une entrée binaire, il suffit de modifier la position du cavalier correspondant. L'assignation des cavaliers aux entrées binaires et à leur disposition spatiale suit dans cette section. Remarque Si des entrées binaires sont utilisées pour la surveillance des circuits de déclenchement, veillez à ce que deux entrées binaires (ou une entrée binaire et une résistance additionnelle) soient connectées en série. Le seuil de commutation (activation) des entrées binaires doit ici être nettement inférieur à la moitié de la valeur nominale de la tension de commande. Type de contact pour les relais de sortie Les cartes d’entrées-sorties peuvent être équipées de relais pour lesquels le mode de fonctionnement – normalement ouvert ou normalement fermé – peut librement être configuré. La configuration du mode de fonctionnement de ces relais se fait, elle aussi, via le réglage de cavaliers. Pour quel relais de quelle carte cela est valable, est dit dans cette section sous le sous-titre „Carte(s) E/S C-I/O-2“ et „Carte(s) E/S C-I/O-6“. Convertisseur de mesure Pour les convertisseurs de mesure MU1 (par exemple pour la protection de tension continue/ de courant continu) et MU2 (par exemple pour l'entrée de la température de protection à maximum de tension, on peut choisir si les tensions ou courants doivent être traités en tant que signaux d'entrée. Au cas où les préréglages (tensions en tant que grandeurs de mesure) doivent être modifiées, il faut changer de cavaliers. Une vue d'ensemble est décrite dans les tableaux de cette section, voir „Cartes E/S C-I/O-6“. ATTENTION Mauvais raccordement en cas de position de cavaliers „Courant“ ! Si, dans le cas d'une position de cavaliers "courant", une tension est entrée en tant que grandeur d'entrée, cela peut mener à la destruction du module. Pour les valeurs d'entrées en tension, la position des cavaliers doit également être réglée sur "tension". Pour le convertisseur de mesure MU3 (ex : pour la saisie de la tension d'excitation de la protection contre les pertes d'excitation), un passe analogue bas peut être allumé ou éteint par cavaliers. Une vue d'ensemble est décrite dans les tableaux de cette section, voir „Cartes E/S C-I/O-6“. Remarque La position des cavaliers doit être en accord avec le fonctionnement configuré sous les adresses 295, 296 (entrées de courant ou de tension) ou 297 (avec/sans filtre). Sinon, l'appareil défaille et signalise un message de défaut. Changement d'interfaces Les interfaces série peuvent être interchangées uniquement sur les appareils pour montage encastrés ou en armoire. Le paragraphe „Interfaces interchangeables“ ci-dessous explique de quelles interfaces il s'agit et comment il faut procéder pour les changer. Résistances de terminaison pour RS485 et le Profibus DP (électrique) Il est recommandé d'implanter une résistance de fin de bus RS485 ou d'un Profibus DP électrique afin de sécuriser la transmission de données. A cet effet, des résistances de terminaison situées sur les circuits imprimés 368 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions de la carte processeur C-CPU-2 et sur le module d'interface RS485 ou Profibus peuvent être activées au moyen de cavaliers. Une seule des trois possibilités peut être utilisée. Le positionnement approprié du cavalier sur la carte processeur C–CPU-2 est décrit dans la section portant le sous-titre „Carte processeur C-CPU-2“ et sur les modules d'interfaces sous le sous-titre „Interface série en bus“. Les deux cavaliers nécessaires doivent toujours être placés dans la même position. A la livraison de l'appareil, les résistances de terminaison sont déconnectées. Pièces de rechange Les pièces qui peuvent être changées sont : la batterie tampon, qui permet de conserver les données mémorisées dans la mémoire vive protégée par batterie en cas d'interruption de la tension d'alimentation et le microfusible de l'alimentation interne. Pour leur emplacement, voir la figure 3-3. Les données techniques du fusible sont imprimées sur la carte à côté de celui-ci. Pour remplacer le fusible, suivre les indications données dans le manuel Description du système SIPROTEC /1/ 4 aux chapitres „Mesures d'entretien“ et „Réparations“. 3.1.2.2 Démontage Démontage de l’appareil Remarque Ne rien entreprendre de ce qui suit si l'appareil n'est pas en état de fonctionnement. ATTENTION Attention lors des changements de position des cavaliers ayant un impact sur les valeurs nominales de l'appareil Il peut en résulter que le numéro de référence (MLFB) et les valeurs nominales indiquées sur la plaque signalétique ne correspondent plus à l'appareil en question. Si une telle modification s'impose à titre exceptionnel, il est indispensable de le signaler clairement et visiblement sur l'appareil. Des étiquettes sont prévues à cet effet pour être collées par dessus la partie invalidée de la plaque signalétique. En cas de travail sur les circuits imprimés, pour un changement des position des cavaliers ou pour un changement d'interface de communication, procédez comme suit : • Préparez votre établi : Placez un tapis de mise à la terre approprié pour protéger les composants sensibles aux décharges électrostatiques (ESD). Le matériel suivant est également nécessaire : – un tournevis d'une largeur de lame de 5 à 6 mm, – un tournevis cruciforme Philips #1, – une pince à sertir pour cosses de 5 mm d'ouverture. • Dévissez les vis de fixation du connecteur subminiature D situé sur le panneau arrière, aux emplacements „A“ et „C“. Cette étape n'est pas nécessaire pour les appareils à montage en saillie. • Si l'appareil possède en plus des interfaces aux emplacements „A“ et „C“ d'autres interfaces aux emplacements „B“ et „D“, les vis situées à la diagonale de chacune doivent également être dévissées. Cette étape n'est pas nécessaire pour les appareils à montage en saillie. • Enlevez les quatre caches de coin situés sur le couvercle frontal et défaites les vis maintenant accessibles. • Tirez prudemment le couvercle frontal et enlevez-le en le faisant basculer sur le côté. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 369 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Travaux sur les connecteurs ATTENTION Attention aux décharges d'électricité statique Le non respect de ces avertissements peut provoquer de légères blessures ou des dommages matériels. Afin d'éviter toute décharge d'électricité statique au cours des travaux sur les connecteurs, nous vous recommandons instamment de toujours toucher d'abord une pièce en métal mise à la terre. Ne jamais connecter ni déconnecter des branchements d'interface sous tension ! Observez scrupuleusement ce qui suit : • Déconnectez le câble ruban situé entre la carte processeur C-CPU-2 (n° 1 sur les figures 3-1 et 3-2) et le couvercle frontal. A cet effet, poussez les deux loquets de sûreté du connecteur respectivement vers le haut, puis vers le bas, afin de pouvoir retirer le câble ruban. • Déconnecter le câble ruban entre la carte processeur C-CPU-2 (1) et les cartes d'entrée/sortie ((2) à (4), en fonction des variantes de commande). • Retirer les modules et les poser sur le tapis de protection contre les décharges d'électricité statique (ESD). Dans le cas de la variante d'appareil pour montage en saillie, il faut une certaine force pour retirer la carte processeur C-CPU-2 en raison de la présence des connecteurs. • Contrôler les cavaliers suivant les fig. 3-3 à 3-8 et les explications données pour les changer de place ou les enlever suivant le cas. La disposition des modules est indiquée pour les boîtiers de taille1/2 sur la figure 3-1 et pour les boîtiers de taille 1/ sur la figure 3-2. 1 Figure 3-1 370 Vue avant 7UM621 (pour boîtier de largeur 1/2) après avoir retiré le couvercle avant (simplifié et réduit) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-2 Vue avant 7UM622 (pour boîtier de largeur 1/1) après avoir retiré le couvercle avant (simplifié et réduit) 3.1.2.3 Cavaliers sur circuits imprimés Carte processeur C-CPU-2 La topologie des circuits imprimés de la carte C-CPU-2 est représentée sur la figure suivante. Contrôler le paramétrage de la tension nominale de l'alimentation intégrée à l'aide du tableau 3-1, la position de repos du "Chien de garde" à l'aide du tableau 3-2, les tensions de commande sélectionnées pour les entrées binaires EB1 à EB5 à l'aide du tableau 3-3 et celles de l'interface RS232/RS485 intégrée à l'aide des tableaux 3-4 à 32. Les emplacements et caractéristiques du microfusible (F1) et de la batterie tampon (G1) peuvent être également consultés sur la figure plus bas. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 371 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-3 Carte processeur C-CPU-2 avec représentation des cavaliers, de la batterie et du fusible fin nécessaires au contrôle et au réglage Tableau 3-1 Position des cavaliers pour la tension nominale de l'alimentation intégrée de la carte processeur C-CPU-2 Cavalier Tension nominale 24 à 48 VCC 60 à 125 VCC 110 à 250 VCC, non utilisé 1-2 X52 non utilisé 1-2 et 3-4 2-3 X53 non utilisé 1-2 2-3 non utilisé non utilisé 115/230 VCA X51 X55 non modifiable 372 2-3 1-2 peuvent être interchangés SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Tableau 3-2 Cavalier Position de repos ouverte (Contact à fermeture) Position de repos fermée (Contact à ouverture) Position à la livraison X40 1-2 2-3 2-3 Tableau 3-3 1) 2) 3) Position des cavaliers pour la position de repos du "chien de garde" de la carte processeur CCPU-2 Position des cavaliers pour les tensions de commande des entrées binaires EB1 à EB5 sur la carte processeur C-CPU-2 Entrées binaires Cavalier Seuil 19 V 1) Seuil 88 V 2) Seuil 176 V 3) EB1 X21 1-2 2-3 3-4 EB2 X22 1-2 2-3 3-4 EB3 X23 1-2 2-3 3-4 EB4 X24 1-2 2-3 3-4 EB5 X25 1-2 2-3 3-4 Position à la livraison pour les appareils avec des tensions d'alimentation nominales de 24 à 125 VCC Position à la livraison pour les appareils avec des tensions d'alimentation nominales de 110 à 250 VCC et 115/230 VCA A n'utiliser que pour les tensions de commande de 220 à 250 VCC Il est possible de transformer l'interface RS485 en une interface RS232 et vice versa, en changeant la position de cavaliers. Les cavaliers X105 à X110 doivent toujours être enfichés dans le même sens ! Tableau 3-4 Position des cavaliers pour l'interface RS232/RS485 intégrée de la carte processeur C-CPU-2 Cavalier RS232 RS485 X103 et X104 1-2 1-2 X105 à X110 1-2 2-3 A la livraison, les cavaliers sont placés comme l'exige la configuration commandée. Le contrôle du flux, qui est primordial pour la communication par modem, est activé sur l'interface RS232 au moyen du cavalier X111. Tableau 3-5 1) Position du cavalier CTS (contrôle du flux) sur la carte processeur C-CPU-2 Cavalier /CTS depuis l’interface RS232 /CTS activé par /RTS X111 1-2 2-3 1) Préréglages en usine à partir de la version 7UM62..../CC Position 2-3 des cavaliers : Le raccordement du modem dans l’installation est généralement assuré par étoile optique ou convertisseur fibres optiques, les signaux de pilotage d’un modem ne sont donc pas disponibles, conformément à la norme DIN 66020 RS232. Les signaux du modem ne sont pas nécessaires puisque la connexion vers les appareils SIPROTEC 4 se fait toujours en mode semi-duplex. Utiliser le câble de raccordement dont le numéro de commande est le 7XV5100-4. Position 1-2 des cavaliers : Ce réglage permet de mettre les signaux du modem à disposition, cad qu'une connexion RS232 directe entre l'appareil SIPROTEC 4 et le modem peut être établie en option si cela est souhaité. Il est alors recommandé d'utiliser un câble de connexion modem RS232 du commerce (adaptateur 9/25 contacts). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 373 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Remarque En cas de connexion directe de DIGSI à l'interface RS232, le cavalier X111 doit être enfiché à la position 2-3. Les derniers appareils sur un bus RS485 doivent être configurés par le biais des cavaliers X103 et X104, si le raccordement n'est pas réalisé en externe par le biais des résistances. Tableau 3-6 Position des cavaliers pour les résistances de terminaison de l'interface RS485 de la carte processeur C-CPU-2 Cavalier Résistance de terminaison activée Résistance de terminaison désactivée A la livraison X103 2-3 1-2 1-2 X104 2-3 1-2 1-2 Remarque L'emplacement de ces cavaliers doit toujours être identique ! Le cavalier X90 est actuellement sans fonction. Le réglage par défaut à la livraison est 1-2. Il est également possible d'installer des résistances de terminaison par connexions externes (ex : au module de connexion). Dans ce cas, les résistances de terminaison se trouvant sur les modules de l'interface RS485 ou Profibus ou directement sur les circuits imprimés de la carte processeur C-CPU-2 doivent être déconnectées. Figure 3-4 374 Terminaison de l'interface RS485 (externe) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Carte E/S C-I/O-1 Figure 3-5 Carte E/S C-I/O-1 avec représentation des cavaliers nécessaires au contrôle des réglages La sortie binaire SB 13 de la carte E/S C-1/O-1(uniquement pour l, peut être configurée à ouverture ou à fermeture (voir aussi les schémas de raccordement en annexe, chapitre A.2). Tableau 3-7 Réglage de la position au repos de la sortie binaire pour SB13 Cavalier Normalement ouvert (contact à fermeture) Normalement fermé (contact à ouverture) Position à la livraison X40 1-2 2-3 1-2 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 375 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Tableau 3-8 1) 2) 3) Position des cavaliers des tensions de commande des entrées binaires EB8 à EB15 sur la carte E/S C-I/O-1 du 7UM622 Entrées binaires Cavalier Seuil 19 V 1) Seuil 88 V 2) Seuil 176 V 3) EB8 X21/X22 L AV H EB9 X23/X24 L AV H EB10 X25/X26 L AV H EB11 X27/X28 L AV H EB12 X29/X30 L AV H EB13 X31/X32 L AV H EB14 X33/X34 L AV H EB15 X35/X36 L AV H Position à la livraison pour les appareils avec des tensions d'alimentation nominales de 24 à 125 VCC Position à la livraison pour les appareils avec des tensions d'alimentation nominales de 110 à 250 VCC et 115/230 VCA Utiliser uniquement pour les tensions de commande de 220 à 250 VCC Les cavaliers X71, X72 et X73 sur la carte E/S C-I/O-1 servent à la configuration de l'adresse bus et ne doivent pas être changés de place. Le tableau suivant montre les positions des cavaliers à la livraison. Les emplacements des cartes sont montrés sur les fig. 3-1 à 3-2. Tableau 3-9 Cavalier Position des cavaliers fixant les adresses de carte d'entrée/sortie C-I/O-1 uniquement sur le 7UM622 A la livraison X71 L X72 H X73 H Carte E/S C-I/O-2 Il existe deux versions différentes de la carte C-I/O-2. Pour les appareils jusqu'à la version 7UM62.../DD, la topologie des circuits imprimés est représentée sur la fig. 3-6, pour les appareils à partir de la version 7UM62.../TT sur la fig. 3-7. 376 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-6 Carte E/S C-I/O-10 jusqu'à la version 7UM62.../DD avec représentation des cavaliers nécessaires au contrôle des réglages Le contact du relais de la sortie binaire SB6 peut être configuré à ouverture ou à fermeture (voir aussi les schémas généraux en annexe section A.2) : pour boîtier de taille 1/2 : n° 3 sur la fig. , emplacement 33, pour boîtier de taille 1/1 : n° 3 sur la fig. , emplacement 33 à droite. Tableau 3-10 Position des cavaliers pour le contact du relais pour SB6 Cavalier Normalement ouvert (contact à fermeture) Normalement fermé (contact à ouverture) A la livraison X41 1-2 2-3 1-2 Les courants nominaux réglés pour les transformateurs d'entrée doivent être contrôlés sur la carte E/S C-I/O2. Tous les cavaliers doivent se trouver sur la même position pour le courant nominal, soit 1 A, soit 5 A, c.-àd. un cavalier (X61 à X63) pour chaque convertisseur d’entrée, en plus du cavalier commun X60. Le cavalier SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 377 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions X64 est inexistant, puisque chaque modèle du 7UM62 dispose d'une entrée de courant très sensible (transformateur d'entrée T8). Les cavaliers X71, X72 et X73 sur la carte E/S C-I/O-2 servent à la configuration de l'adresse bus et ne doivent pas être changés de place. Le tableau suivant montre les positions des cavaliers à la livraison. Emplacements : pour boîtier de taille 1/2 : n° 3 sur la fig. , emplacement 33, pour boîtier de taille 1/1 : n° 3 sur la fig. , emplacement 33 à droite. Tableau 3-11 378 Position des cavaliers de l'adresse de la carte E/S C-I/O-2 Cavalier A la livraison X71 1-2 (H) X72 1-2 (H) X73 2-3 (L) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Carte d’entrée/sortie C–I/O-2 (à partir de la version de sortie 7) Figure 3-7 Carte E/S C-I/O-2 à partir de la version 7UM62*.../TT avec représentation des cavaliers nécessaires au contrôle des réglages SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 379 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Tableau 3-12 Position des cavaliers du courant nominal ou de la plage de mesure Cavalier 1) Courant nominal 1 A Courant nominal 5 A Plage de mesure 20 A Plage de mesure 100 A X51 1-2 1-2 X60 1-2 2-3 X61 2-5 3-5 X62 2-5 3-5 X63 2-5 3-5 X641) 2-5 3-5 n'existe pas dans le modèle à détection sensible du courant de terre Les contacts des relais des sorties binaires SB6, SB7 et SB8 peuvent être configurés à ouverture ou à fermeture (voir aussi les schémas de raccordement en annexe). Tableau 3-13 1) Position des cavaliers pour le type de contact du relais des sorties binaires SB6, SB7 et SB8 pour Cavalier Normalement ouvert (contact à fermeture) 1) Normalement fermé (contact à ouverture) SB6 X41 1-2 2-3 SB7 X42 1-2 2-3 SB8 X43 1-2 2-3 A la livraison Les relais des sorties SB1 à SB5 peuvent être configurés avec source ou comme relais individuel pour SB1, SB4 et SB5 (SB2 et SB3 ici sans fonction), voir aussi les schémas de raccordement en annexe. Tableau 3-14 Positions des cavaliers pour la configuration du potentiel commun de SB1 à SB5 ou pour la position de SB1, SB4 et SB5 comme relais individuel Cavalier SB1 à SB5 avec source 1) SB1, SB4, SB5 comme relais individuel (SB2, SB3 sans fonction) X80 1-2, 3-4 2-3, 4-5 X81 1-2, 3-4 2-3, 4-5 X82 2-3 1-2 1) A la livraison Les cavaliers X71, X72 et X73 à la configuration de l'adresse bus et ne doivent pas être changés de place. Le tableau suivant montre les positions des cavaliers à la livraison. Tableau 3-15 380 Position des cavaliers pour les adresses de la carte E/S C-I/O-2 Cavalier A la livraison X71 1-2 (H) X72 1-2 (H) X73 2-3 (L) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Carte E/S C-I/O-6 La disposition de la carte d'entrée/de sortie C-I/O-6 est représentée à la figure suivante. Figure 3-8 Carte E/S C-I/O-6 avec représentation des cavaliers nécessaires au contrôle des réglages Tableau 3-16 Position des cavaliers pour les tensions de commande des entrées binaires EB6 et EB7 sur la carte E/S C-I/O-6 1) 2) 3) Entrées binaires Cavalier Seuil 19 V 1) Seuil 88 V 2) Seuil 176 V 3) EB6 X21 L AV H EB7 X22 L AV H Position à la livraison pour les appareils avec des tensions d'alimentation nominales de 24 à 125 VCC Position à la livraison pour les appareils avec des tensions d'alimentation nominales de 110 à 250 VCC et 115/230 VCA A n'utiliser que pour les tensions de commande de 220 à 250 VCC SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 381 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Le contact du relais de la sortie binaire SB11 et SB12 peut être configuré à ouverture ou à fermeture (voir aussi les schémas généraux en annexe section A.2): Tableau 3-17 Sortie binaire Réglage de la position au repos de la sortie binaire pour SB11 et SB12 Cava- Normalement ouvert Normalement fermé (contact lier (contact à fermetuà ouverture) re) Position à la livraison SB11 X41 1-2 2-3 1-2 SB12 X42 1-2 2-3 1-2 Les courants nominaux réglés pour les transformateurs d'entrée doivent être contrôlés sur la carte E/S C-I/O6. Tous les cavaliers doivent se trouver sur la même position pour le courant nominal, c'est à dire un cavalier (X61 à X63) pour chaque convertisseur d’entrée, en plus du cavalier commun X60. Le cavalier X64 n'est pas nécessaire, car chaque modèle du 7UM62 est doté d'une entrée de courant de terre sensible (transformateur d'entrée T8). Tableau 3-18 Position des cavaliers de la caractéristique d'entrée (U/I) du convertisseur de mesure 1 Cavalier Entrée de tension ±10 V Entrée de courant (4-20/20 mA) Position à la livraison X94 1-2 2-3 1-2 X95 1-2 2-3 1-2 X67 1-2 2-3 1-2 Tableau 3-19 Position des cavaliers de la caractéristique d'entrée (U/I) du convertisseur de mesure 2 Cavalier Entrée de tension ±10 V Entrée de courant (4-20/20 mA) Position à la livraison X92 1-2 2-3 1-2 X93 1-2 2-3 1-2 X68 1-2 2-3 1-2 ATTENTION Mauvais raccordement en cas de position de cavaliers "courant" ! Si, dans le cas d'une position de cavaliers "courant", une tension est entrée en tant que grandeur d'entrée, cela peut mener à la destruction du module. Pour les valeurs d'entrées en tension, la position des cavaliers doit également être réglée sur "tension". Tableau 3-20 382 Position du cavalier pour l'enclenchement et le déclenchement du filtre passe-bas fg ≈ 10 Hz du convertisseur de mesure 3 Cavalier Filtre passe-bas désactivé Filtre passe-bas activé Position à la livraison X91 1-2 2-3 2-3 X69 1-2 2-3 2-3 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Remarque La position des cavaliers doit être en accord avec le fonctionnement configuré sous les adresses 295, 296 (entrées de courant ou de tension) ou 297 (avec/sans filtre). Sinon, l'appareil défaille et signalise un message de défaut. Pour cette raison, il est recommandé de modifier, après la modification des positions des cavaliers, également les paramètres de configuration au moyen de DIGSI. Remarque Il est recommandé de court-circuiter les convertisseurs de mesure aux bornes d'entrée ! Les cavaliers X71, X72 et X73 sur la carte E/S C-I/O-6 servent à la configuration de l'adresse bus et ne doivent pas être changés de place. Le tableau suivant montre les positions des cavaliers à la livraison. Tableau 3-21 Position des cavaliers fixant les adresses de la carte d'entrée/sortie C-I/O-6 Cavalier A la livraison X71 1-2 (H) X72 2-3 (L) X73 1-2 (H) 3.1.2.4 Modules d’interface Changement de modules d’interface Les modules d'interface se trouvent sur la carte processeur C-CPU-2 ((1) dans la figure 3-1 et 3-2). La figure suivante représente le layout de la carte ainsi que les emplacements pour les modules. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 383 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-9 Carte processeur C-CPU-2 avec modules d'interface IMPORTANT : • Un remplacement des modules d'interfaces n'est possible que sur les appareils pour montage encastré ou en armoire. Les appareils avec boîtier pour montage en saillie avec double rangée de bornes ne peuvent être modifiés qu'en usine. • Il est possible d'insérer uniquement des modules d'interfaces correspondant aux codes de références attribués par l'usine à cet appareil (voir aussi l'annexe A.1. 384 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Tableau 3-22 Modules d'interface interchangeables Interface Emplacement/Port Interface système B Sortie analogique n'insérer que des modules d'interfaces correspondant aux codes de références attribués par l'usine à cet appareil (voir aussi l'annexe A.1) 2 x 0 à 20 mA Sortie analogique Thermobox (interface sondes) Module interchangeable 2 x 0 à 20 mA D RS485 FO Vous trouverez les numéros de commande des modules de remplacement dans l'annexe à la section A.1. Module EN100 Ethernet (CEI 61850) Le module d'interface Ethernet n'a pas de cavaliers. Pour son utilisation, aucune adaptation du matériel n'est nécessaire. Terminaison Dans le cas d'interfaces à bus, il est nécessaire d'apporter une terminaison au niveau du bus de chaque appareil final, c'est-à-dire que des résistances de terminaison doivent être installées. Pour la 7UM62, cela concerne les modèles équipés d'interfaces RS485 ou Profibus. Les résistances de terminaison se trouvent sur les modules d'interface RS485 ou Profibus situés sur la carte processeur C-CPU-2 ((1) sur les fig. 3-1 à 3-2) ou directement sur les circuits imprimés de la carte processeur C-CPU-2 (voir au paragraphe „Carte processeur C-CPU-2“, tableau 3-2). La figure 3-9 montre la disposition des modules sur le circuit imprimé de la carte C-CPU-2. Le module pour la configuration de l'interface RS485 est représenté sur la fig. 3-10, celui avec la configuration comme interface Profibus sur fig. 3-11. A la livraison, les cavaliers sont placés de manière à ce que les résistances de terminaison soient déconnectées. Les deux cavaliers d'un même module doivent toujours se trouver dans la même position. Figure 3-10 Position des cavaliers pour la configuration en interface RS485 y compris les résistances de terminaison SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 385 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-11 Position des cavaliers pour la configuration des résistances de terminaison des interfaces Profibus (FMS et DP) DNP3.0 et Modbus Il est également possible d'installer des résistances de terminaison de manière externe (ex : au module de connexion), comme représenté sur la fig. 3-4. Dans ce cas, les résistances de terminaison se trouvant sur les modules de l'interface RS485 ou Profibus ou directement sur les circuits imprimés de la carte processeur CCPU-2 doivent être déconnectées. Il est possible de transformer l'interface RS485 en une interface RS232 et vice versa, en changeant la position de cavaliers. Le réglage de la position pour l'alternative RS232 ou RS485 (voir figure 3-10) peuvent être également consultés dans le tableau suivant. Tableau 3-23 Configuration pour RS232 ou RS485 sur le module d'interface Cavalier X5 X6 X7 X8 X10 X11 X12 X13 RS232 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2 2-3 1-2 1-2 RS485 2-3 2-3 2-3 2-3 2-3 2-3 1-2 1-2 Les cavaliers X5 à X10 doivent toujours être positionnés dans le même sens ! A la livraison, les cavaliers sont placés comme l'exige la configuration commandée. Sortie analogique Le module d'interface sortie analogique AN20 (voir fig. 3-12) dispose de 2 canaux isolés galvaniquement dans une plage de courant de 0 à 20 mA (unipolaire, max. 350 Ω). L'emplacement sur la carte processeur C-CPU-2 est „B“ ou/et „D“ suivant le modèle commandé (voir fig. 3-9). 386 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-12 Sortie analogique AN20 du module d'interface 3.1.2.5 Réassemblage Le réassemblage de l'appareil se fait selon les étapes suivantes : • Enfoncer prudemment les cartes dans le boîtier. Les emplacements des cartes sont montrés sur les fig. 31 à 3-2. 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 C-CPU-2, sur les éclisses métalliques des cartes afin de faciliter l'enfoncement dans les connecteurs. • Connectez le câble ruban entre les cartes d'entrée/sortie et la carte C–CPU-2 en commençant par les cartes d’entrée/sortie (I/O). Soyez particulièrement attentif à ne pas plier les broches du connecteur ! Surtout NE PAS forcer ! • Enficher le connecteur du câble plat entre la carte processeur C-CPU-2 et la face avant sur le connecteur de la face avant. • Assurez-vous que les connecteurs sont correctement verrouillés. • Replacez soigneusement le couvercle avant en restant attentif au câble ruban. Attachez le couvercle à son boîtier à l’aide des vis. • Replacez les caches de vis. • Revisser les interfaces à l'arrière de l'appareil. Cette étape n'est pas nécessaire pour les appareils à montage en saillie. 3.1.3 Montage 3.1.3.1 Montage en encastrement Selon la version de l’appareil, la largeur du boîtier peut être de 1/2 ou 1/1 (largeur exprimée par rapport à un boîtier 19 pouces de large). Sur les boîtiers de taille 1/2 (fig. 3-13), il existe 4 caches de coin et 4 trous de fixation, sur les boîtiers de taille 1/1 (fig. 3-14) 6 caches de coin et 6 trous de fixation. • Retirer les 4 caches des coins du couvercle, pour le boîtier 1/1 retirer en plus les 2 caches du milieu en haut et en bas. Ceci permet d'accéder aux 4 ou 6 trous percés dans l'éclisse de fixation. • Enfoncer l'appareil dans la découpe du panneau de commande et le fixer avec les 4 ou 6 vis. Schémas dimensionnels voir section 4.38. • Remettre les 4 ou 6 caches en place. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 387 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions • Mettre une mise à la terre de protection et de fonctionnement solide de type basse impédance en place au dos de l'appareil au moyen d'au moins une vis M4. La section du fil utilisé ici doit correspondre à la section maximale connectée et être d'une épaisseur d'au moins 2,5 mm2. • Procédez au raccordement des bornes enfichables ou des bornes filetées de la partie arrière de l'appareil selon le plan des connexions. En cas de connecteurs à visser, si l'on utilise des cosses à fourches ou si l'on effectue un branchement direct, il convient de visser les vis de manière à ce que les têtes de vis ne dépassent pas du bord extérieur du module de connexion. En cas de cosses à anneau, centrer la cosse de manière à ce que la vis passe au travers de l'anneau avant d'agripper le filetage de la prise. Respecter impérativement les spécifications concernant la section maximale, les moments de vissage, les rayons de courbure et les décharges de traction conformément à la description du système SIPROTEC 4. Figure 3-13 388 Montage encastré d'un appareil (taille de boîtier 1/2) pour exemple SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-14 Montage encastré d'un appareil (taille de boîtier 1/1) pour exemple 3.1.3.2 Montage en châssis et en armoire Sur les boîtiers de largeur 1/2 (fig. 3-15), il y a 4 caches de coin et 4 trous de fixation, sur les boîtiers de largeur 1/ (fig. 3-16) 6 caches et 6 trous de fixation. 1 Deux supports de fixation sont nécessaires pour monter un appareil dans un châssis ou une armoire. Vous trouverez les numéros de commande en annexe à la section A.1. • Visser les deux supports de fixation dans le châssis à l’aide de 4 vis chacun, sans les serrer. • Enlever les 4 caches aux coins de la face avant. Pour les boîtiers de taille 1/1, il est également nécessaire de retirer les 2 caches situés au centre haut et au centre bas de la face avant. Les 4, voire 6 trous percés dans la cornière de fixation sont ainsi accessibles. • Fixer l'appareil aux supports au moyen des 4 ou 6 vis de fixation. • Remettre les 4, voire 6 caches. • Resserrer à fond les 8 vis des supports du châssis ou de l’armoire. • Mettre une mise à la terre solide de basse impédance en place à l’arrière de l’appareil au moyen d’au moins une vis M4. La section du fil utilisé ici doit correspondre à la section maximale connectée et être d’une épaisseur d’au moins 2,5 mm2. • Procéder au raccordement des bornes enfichables ou des bornes à visser de la partie arrière de l’appareil selon le schéma de raccordement. Dans le cas de raccords à vis, il convient de serrer la vis de telle manière que sa tête se retrouve au même niveau que l’arête extérieure du module de connexion avant d’introduire le fil et ce aussi bien en utilisant des buselures qu’en raccordant une extrémité libre. En cas de cosse à anneau, celle-ci doit être centrée de manière à ce que la vis passe au travers de l’anneau avant d’agripper le filetage de la prise. Respectez impérativement les spécifications concernant la section maximale, les moments de vissage, les rayons de courbure et les décharges de traction conformément à la description du système SIPROTEC 4/1/. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 389 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-15 390 Montage d'un appareil (taille de boîtier 1/2) dans un châssis ou une armoire pour exemple SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.1 Installation et connexions Figure 3-16 Montage d'un appareil (taille de boîtier 1/1) dans un châssis ou une armoire pour exemple 3.1.3.3 Montage en saillie Procéder aux étapes suivantes pour le montage en saillie de l’appareil : • Fixer l’appareil au panneau de commande à l’aide de 4 vis. Pour les plans d’encombrement, voir la section 4.38. • Raccorder la terre de protection de basse impédance et la terre de travail à la borne de terre de l'appareil. La section du fil utilisé ici doit correspondre à la section maximale connectée et être d’une épaisseur d’au moins 2,5 mm2. • Il est également possible d'effectuer la mise à la terre mentionnée ci-dessus sur la surface de mise à la terre latérale par au moins une vis M4. • Raccorder sur les bornes à visser conformément au schéma de raccordement et connecter les fibres optiques et les modules de communication sur la face inclinée. Respecter impérativement les spécifications concernant la section maximum, les moments de vissage, les rayons de courbure et les décharges de traction conformément à la description du système SIPROTEC 4 /1/. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 391 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements 3.2 Contrôle des raccordements 3.2.1 Contrôle des liaisons de données des interfaces série Les tableaux des sections suivantes montrent l'affectation des broches des différentes interfaces série de l'appareil ainsi que celle de l'interface de synchronisation temporelle et de l'interface Ethernet de l'appareil. Pour la position des connexions, voir les figures suivantes. Figure 3-17 Connecteurs SUBD 9 broches Figure 3-18 Connexion Ethernet Interface de commande Si le câble de raccordement recommandé est utilisé (numéro de commande, voir l'annexe A.1), la liaison physique correcte entre l'appareil SIPROTEC 4 et le PC ou l'ordinateur portable est automatiquement établie. 3.2.2 Interface système Pour les modèles avec 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. 392 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements 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’émission • GND = Terre de signal/masse Le blindage des câbles doit être mis à la terre aux deux extrémités. Dans un environnement très fortement exposé au rayonnement électromagnétique (CEM), il est possible de conduire la mise à la terre (GND) séparément, grâce à une paire de câbles blindés pour en améliorer la résistance aux perturbations. Tableau 3-24 Attribution des connecteur subminiature D et RJ45 aux différentes interfaces No.de Interface RS232 broche de dialogue 1 1) RS485 Profibus DP esclave, RS485 DNP3.0, Modbus RS485 Blindage (extrémités raccordées électriquement) Ethernet EN100 Tx+ 2 RxD RxD – – – Tx- 3 TxD TxD A/A’ (RxD/TxD-N) B/B’ (RxD/TxD-P) A Rx+ 4 – – – CNTR-A (TTL) RTS (niveau TTL) – 5 GND GND C/C’ (GND) C/C’ (GND) GND1 – 6 – – – +5 V (peut être chargé à <100mA) VCC1 Rx- 7 RTS RTS – 1) – – – 8 CTS CTS B/B’ (RxD/TxD-P) A/A’ (RxD/TxD-N) B – 9 – – – – – non disponible La broche 7 peut également transporter le signal RTS à un niveau RS232 quand elle fonctionne en tant qu'interface RS485. C'est pourquoi la broche 7 ne doit pas être connectée ! 3.2.3 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' (GND). Il faut vérifier que les résistances de terminaison ne soient connectées que sur le dernier appareil du bus et qu'elles ne le soient pas sur tous les autres appareils du bus. Les cavaliers des résistances de terminaison se trouvent sur le module d'interface RS485 (voir la figure 3-10) ou PROFIBUS RS485 (voir la figure 3-11). Les résistances de terminaison peuvent également être montées en externe (p. ex. sur les connecteurs, voir la figure 3-4). Dans ce cas, les résistances de terminaison se trouvant sur le module doivent être déconnectées. Si le bus est étendu, il faut bien vérifier que les résistances de terminaison ne soient connectées que sur le dernier appareil du bus et qu'elles ne le soient pas sur tous les autres. 3.2.4 Sortie analogique Les deux valeurs analogiques sont émises en tant de courant via un connecteur subminiature D à 9 pôles. Les sorties sont isolées galvaniquement. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 393 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements Tableau 3-25 3.2.5 Affectation du connecteur SUBminiature D à la sortie analogique No.de broche Désignation 1 Canal 1 positif 2 – 3 – 4 – 5 Canal 2 positif 6 Canal 1 négatif 7 – 8 – 9 Canal 2 négatif Interface de synchronisation temporelle Des signaux de synchronisation temporelle 5VDC, 12VDC ou 24VDC peuvent être traités si les raccordement sont faits comme dans le tableaux ci-dessous. Tableau 3-26 1) Affectation du connecteur DSUB de l'interface de synchronisation temporelle N° de broche Désignation Signification du signal 1 P24_TSIG Entrée 24 V 2 P5_TSIG Entrée 5 V 3 M_TSIG Conducteur de retour 4 M_TSYNC 1) Conducteur de retour 1) 5 Blindage Potentiel de blindage 6 — — 7 P12_TSIG Entrée 12 V 8 P_TSYNC 9 Blindage 1) Entrée 24 V 1) Potentiel de blindage affecté, mais non utilisable Les options de programmation (configuration) des entrées et sorties de l'interface de synchronisation d'horloge des appareils pour montage en saillie sont représentés en annexe (figures A-22 et A-23). 3.2.6 Connexion à fibres optiques AVERTISSEMENT Rayonnement laser ! Ne pas regarder directement dans les éléments à 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 de transmission et de réception sont représentées par les symboles pour l’émission et pour la réception. 394 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements L'interface à fibre optique est paramétrée par défaut en position de repos sur „Lumière éteinte“. Si vous désirez modifier le réglage de position de repos, utilisez le logiciel de paramétrage DIGSI comme décrit dans le manuel SIPROTEC 4. 3.2.7 Contrôle des raccordements de l'appareil Généralités Par le contrôle de raccordements aux appareils, la justesse de l'intégration de la protection, par exemple en armoire doit être contrôlée et garantie. Cela contient entre autres le contrôle du câblage et de la fonctionnalité du jeu de caractères correspondant, le constat visuel du système de protection et un contrôle simplifié du bon fonctionnement de l'appareil de protection. Alimentation de tension auxiliaire Avant de mettre l'appareil sous tension pour la première fois, il est conseillé de le laisser dans son environnement du fonctionnement définitif pendant au moins deux heures afin qu’il atteigne son équilibre thermique. On réduit ainsi le taux d'humidité et les risques de condensation. Remarque En cas de sources redondantes la connexion-moins dans l'installation à tension continue entre le système 1 et 2 doit être stable, c'est-à-dire inséparablement pontée (sans mécanisme de couplage, pas de fusible). Le cas échéant, le danger d'un doublage de tension au double défaut de terre subsiste . Allumer l'automate pour la tension auxiliaire (alimentation protection), vérifier la polarité et l’amplitude de la tension aux bornes de l'appareil ou aux modules de connexion. Contrôle visuel Contrôle de dégradation, qualité des connexions etc. de l'armoire et de l'appareil et mise en terre de l'appareil. Contrôle secondaire Le contrôle des fonctions de protection individuelles quant à l'exactitude des seuils de démarrage et des caractéristiques propres ne doit pas faire partie de ce contrôle. Contrairement aux protections électroniques analogiques ou encore électro-mécaniques il n'est pas nécessaire d'effectuer ce contrôle de fonctionnement dans le but de contrôler l'appareil, car cela est fait par le contrôle en usine. L'utilisation des fonctions de protection ne doit servir que dans le but de contrôler le raccordement des appareils. Le contrôle de plausibilité de la conversion analogique/numérique avec les valeurs de mesure est suffisante, puisque le traitement suivant des grandeurs de mesure est faite de manière digitale et sont donc sans erreurs fonctionnelles internes de l'appareil. Pour des éventuels contrôles secondaires il est recommandé si possible d'utiliser si possible un dispositif de contrôle triphasé avec courants et tensions (ex : Omicron CMC 56 pour un contrôle manuel et automatique). Le déphasage entre courants et tensions devrait être constamment réglable. La précision de mesure à atteindre dépend des données électriques des sources d'essai utilisées. La précision des mesures spécifiée dans les Spécifications Techniques ne peut être attendue qu'en se tenant aux conditions de référence selon VDE 0435/Partie 303 ou IEC 60 255 et en utilisant des instruments de mesure de précision. Les contrôles peuvent être effectués avec les valeurs de réglage en cours ou les valeurs de défaut des paramètres. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 395 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements Pendant les essais, la supervision de la symétrie peut réagir plus souvent avec des courants et tensions asymétriques. Ceci n'est pas sujet à problèmes, car l'état des valeurs de mesure stationnaires est contrôlé, celles qui sont symétriques dans un fonctionnement normal; en cas de présence d'un défaut, ces surveillances ne sont pas efficaces. Remarque Quand pendant des essais dynamiques les valeurs de mesure sont enclenchées de 0 ou réduites à 0, il faut au moins que dans un autre circuit de mesures une haute valeur de mesure soit suffisante (en général une tension) pour que la compensation de fréquence soit possible. Les valeurs de mesure dans les conduites à la terre de courant et tension (ITT, UT) ne peuvent pas être adaptées à la fréquence d'échantillonnage. Une valeur de mesure suffisamment haute doit être présente dans au moins un conducteur de phase afin de les vérifier. Contrôle secondaire de la protection différentielle Pour le test, il est recommandé d'utiliser un dispositif de contrôle avec 6 sorties de courant. Les explications suivantes sont une aide si vous réalisez les essais avec moins de 6 sources de courant. Le courant d'essai peut être injecté individuellement pour chaque enroulement, c'est à dire un défaut de transformateur alimenté d’un seul côté est simulé par enroulement. Le paramètre réglé pour I-DIFF> (adresse 2021) lors du réglage par défaut des paramètres est le seuil de démarrage pour les essais tri- et biphasé. En cas d'un essai monophasé, le seuil de démarrage dépend du traitement du courant homopolaire dans l'appareil : Si le courant homopolaire est éliminé, le seuil de démarrage augmente suite à l'élimination du courant homopolaire de 1,5 fois la valeur réglée; ceci correspond aux raccordements traditionnels avec alimentation via les transformateurs d'adaptation. Si le courant homopolaire n'est pas éliminé (point étoile isolé), le courant de démarrage correspond à la valeur réglée I-DIFF> même s'il s'agit d'un essai monophasé. Le contrôle du seuil de démarrage est effectué en augmentant lentement le courant d'essai pour chaque enroulement au moyen du dispositif d'injection secondaire. Le déclenchement a lieu après avoir atteint le seuil de démarrage converti. La retombée de l'ordre de déclenchement a lieu à une valeur située à environ 0,7 fois le seuil de démarrage. La méthode décrite ci-dessus permet de contrôler les seuils de démarrage pour l'alimentation d'un seuil côté. Il est également possible de vérifier l'ensemble de la plage de la caractéristique. Comme les courants de déclenchement et de stabilisation ne peuvent pas être injectés séparément (ils peuvent cependant être lus dans les valeurs de mesure du test), il faut injecter un courant d'essai par chacun des deux enroulements. Pour le test de paramètres réglés en usine, il faut prendre en compte que la valeur de réglage I-DIFF> se rapporte au courant nominal du transformateur, c'est à dire au courant qui résulte en théorie celon la formule : avec SN Transfo Puissance apparente nominale du transformateur UN Enroulem Tension nominale de l'enroulement considéré; pour un enroulement avec régulation de la tension, la tension calculée suivant la section 2.14.1.2 s'applique. En cas d'un essai mono- et biphasé, les seuils de démarrage peuvent en plus changer selon le couplage magnétique du transformateur à protéger; ceci correspond aux raccordements traditionnels avec alimentation via 396 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements les transformateurs d'adaptation. Le tableau 3-27 montre les changements par le facteur kCoupl en fonction du couplage et le type de défaut en cas de transformateurs triphasés. Afin de maintenir le seuil de démarrage, il faut donc multiplier la valeur de réglage I-DIFF> (adresse de paramètre 2021) par le facteur Tableau 3-27 Facteur de correction kCoupl en fonction du couplage et du type de défaut Type de défaut Enroulement de référence (haute tension) Chiffre pair de couplage (0, 2, 4, 6, 8, 10) Chiffre impair de couplage (1, 3, 5, 7, 9, 11) triphasé 1 1 1 biphasé 1 1 √3/2 = 0,866 monophasé avec élimination I0 3/2 = 1,5 3/2 = 1,5 √3 = 1,73 monophasé sans élimination I0 1 1 √3 = 1,73 Le contrôle du seuil de démarrage est effectué en augmentant lentement le courant d'essai pour chaque enroulement au moyen du dispositif d'injection secondaire. Le déclenchement a lieu après avoir atteint le seuil de démarrage converti. Exemple (utilisation comme „pure protection du transformateur“) : Transformator triphasé SN = 57 MVA, Couplage Yd5 Haute tension 110 kV Transformateur de courant 300 A/1 A Sous-tension 25 kV Transformateur de courant 1500 A/1 A Pour l'enroulement haute tension, il est valable ce qui suit: Le courant d'enroulement nominal est ici pratiquement égal au courant nominal du transformateur; cela signifie qu'au test tri- ou biphasé le seuil de démarrage correspond à la valeur de réglage IDIFF> de l'appareil (kCoupl = 1 pour l'enroulement de référence), par rapport au courant nominal de l'appareil. Lors du test monophasé avec élimination du courant homopolaire, il faut s'attendre à une valeur de 1,5 fois le seuil de démarrage. Pour l'enroulement sous-tension, il est valable ce qui suit: Lors du test de cet enroulement, le seuil de démarrage (par rapport au courant nominal de l'appareil) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 397 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements Au cause du chiffre impair des couplages, les seuils de démarrage s'appliquent Câblage L'important est d'au moins vérifier l'exactitude des câblages et l'assignation correcte de toutes les interfaces de l'appareil. La „fonction de test pour le contrôle des entrées et sorties binaires“ décrite au paragraphe correspondant vous aidera à remplir cette tâche. Les entrées analogiques peuvent être contrôlées quant à leurs essais de plausibilité, comme décrites sous le sous-titre „Contrôle secondaire“. Contrôle du bon fonctionnement Pour le contrôle du bon fonctionnement des relais de protection, le contrôle de plausibilité des mesures du courant au moyen d'un dispositif d'injection secondaire est suffisant, afin d'exclure d'éventuels domages dûs au transport (voir également le paragraphe„Contrôle secondaire“ dans cette section). Protection à minimum de tension Remarque Lorsque la protection à minimum de tension de l'appareil est configurée et en marche, respecter les points suivants : Par des techniques particulières, il est assuré que l'appareil ne réagisse pas immédiatement après l'allumage de l'alimentation en tension auxiliaire pour cause de manque de tension. Mais aussitôt que le mode de fonctionnement 1 (les grandeurs de mesure) est atteint, la réaction suit. Diodes électroluminescentes (LED) Après des contrôles avec affichage par diodes électroluminescentes, celles-ci doivent être réinitialisées, pour que les informations ne soient livrées que par le contrôle effectué actuellement. Cela doit avoir lieu au moins une fois, non seulement par la touche de remise à zéro se trouvant sur le panneau frontal de l'appareil, mais par l'entrée binaire pour réinitialisation à distance (si affectée). Tenez compte du fait qu'il y a une réinitialisation automatique aussi en cas de déclenchement d'un nouveau cas d'erreur et que de nouvelles infos peuvent dépendre soit du déclenchement ou d'un ordre de déclenchement (paramètre 610 AFFICH. DEFAUTS). Commutateur d'essai Vérifiez les fonctions de tous les dispositifs d'essai (fiches, fusibles...) installés pour les besoins des essais secondaires et pour l’isolement de l'appareil. Soyez particulièrement vigilant lors du contrôle des dispositifs d'essai qui sont placés dans les circuits des transformateurs de courant. Assurez-vous que ces dispositifs court-circuitent les circuits secondaires des transformateurs de courant quand ils sont placés en position d'essai „Test“. 398 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements 3.2.8 Contrôle de racordement de l'installation Remarques générales AVERTISSEMENT Mise en garde contre les tensions dangereuses Le non-respect des mesures de sécurité suivantes peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables. Les opérations de contrôle ne peuvent être confiées qu'à des personnes dûment qualifiées, connaissant et respectant les consignes de sécurité et les mesures de précaution. Par cet essai de protection, la justesse du raccordement dans l'installation doit être contrôlée et assurée La vérification du paramétrage de la protection (affectations et valeurs de réglage) suivant les besoins de l'installation est ici une étape de contrôle importante. Par le contrôle de raccordement sur toutes les interfaces de l'installation s'effectue la vérification du câblage de l'armoire et de la fonctionalité corresondant au jeu de caractères, ainsi que la justesse du câblage entre le transmetteur et/ou le transformateur et l'appareil de protection. Alimentation de tension auxiliaire Contrôle de l’amplitude de la tension et de la polarité aux bornes d'entrée Remarque En cas de sources redondantes la connexion-moins dans l'installation à tension continue entre le système 1 et 2 doit être stable, c'est-à-dire inséparablement pontée (sans mécanisme de couplage, pas de fusible). Le cas échéant, le danger d'un doublage de tension au double défaut de terre subsiste . ATTENTION Faire attention lors de la mise en marche de l'appareil sans batterie sur un chargeur de batteries Le non-respect des mesures suivantes peut engendrer des tensions élevées non-autorisées pouvant entraîner la destruction de l'appareil. Ne pas mettre l’appareil en marche sur un chargeur de batterie sans qu’une batterie ne soit raccordée. (Pour connaître les valeurs limites, consultez les spécifications techniques). Contrôle visuel Lors des contrôles visuels, les points suivants sont à observer : • Contrôle de l'armoire et des appareils en cas d'éventuels dégâts ; • Contrôle de mise à terre de l'armoire et de l'appareil ; • Vérification de la qualité et de l'exhaustivité du câblage externe. Réception des données techniques du poste Pour la vérification du paramétrage de protection (affectations et valeurs de réglage) suivant les besoins de l'installation, la réception des données techniques de chaque composant dans une installation primaire est nécessaire. Ce sont entre autres les données du générateur (ou moteur), du transformateur et du convertisseur. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 399 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements En cas de divergences avec les données de planification, les valeurs de réglage de protection doivent être corrigées en ce sens. Entrées analogiques Le contrôle des circuits de transformateur de tension et de courant contient les points suivants : • Réception des données techniques • Contrôle visuel des transformateurs entre autres contrôle d'éventuelles dégradations, de la position de montage et des connexions • Contrôler la mise à terre du transformateur, en particulier la connexion du triangle ouvert juste dans une seule phase • Contrôle du câblage suivant le schéma de connexion • Vérification des courts-circuiteurs des connecteurs des circuits de courant Les contrôles suivants sont nécessaires suivant les cas spécifiques : • Mesure d'isolation des câbles • Mesures de transformation et de polarité • Mesure de charge • dans la mesure où les commutateurs d'essai sont également utilisés pour le contrôle secondaire, alors leurs fonctions doivent être également contrôlées. • Convertisseur de mesure/Connexion du convertisseur de mesure Entrées et sorties binaires Voir également la section 3.3. • Réglage des entrées binaires : – Contrôler la position des cavaliers pour les seuils de démarrage et adapter suivant le cas (voir section 3.1) – Contrôler les seuils de démarrage - si possible - avec une tension continue variable • Contrôler les circuits de déclenchement à partir du relais de commande via les circuits de déclenchement aux composants divers (disjoncteurs de puissance, excitation, fermeture instantanée, dispositif de commutation etc...) • Contrôler le traitement des signalisations via les relais de signalisations par les câbles de signalisations au contrôle-commande par l'excitation des contacts de signalisations de la protection et par le contrôle des textes dans le contrôle-commande • Contrôler le circuit de commande issu du relais sortie via les câblages de contrôle aux disjoncteurs de puissance et aux sectionneurs etc. • Contrôler les signaux des entrées binaires via les lignes de signalisation jusqu'à l'appareil de protection en actionnant les contacts externes Disjoncteur de protection pour transformateurs de tension Comme pour la protection à minimum de tension, la protection d'impédance, la protection de perte de synchronisme et la protection de surintensité temporisée dépendante et indépendante influencée par la tension, le blocage automatique de ces fonctions en cas de déclenchement du disjoncteur de protection pour transformateurs de tension est de grande importance, celle-ci doit être vérifée également au contrôle des circuits de tension. Coupez le disjoncteur de protection pour transformateurs de tension. Vérifier dans les signalisations spontanées que le déclenchement du disjoncteur a été remarqué (Message „>Décl. IP Ulign“ „VEN“). Cela suppose que le contact auxiliaire du disjoncteur de protection soit branché et configuré en rapport. 400 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.2 Contrôle des raccordements Remettez le disjoncteur en marche : Les messages ci-dessus apparaissent dans les informations de service en tant que „partant“, c'est à dire avec la remarque „PART“ (ex : „>Décl. IP Ulign“ „PART“). Remarque Un blocage par les entrées binaires a lieu par la protection de surintensité à temps constant avec maintenance d'un minimum de tension „>Verr.I>+U<“ (1950). Si l’une de ces signalisations n’apparaît pas, vérifiez les raccordements de l’information entre le disjoncteur et l’appareil de protection ainsi que la configuration des entrées binaires de ce dernier. Si la remarque „VEN“ et „PART“ sont inversées, le mode de contact (ouverture ou fermeture) doit être contrôlé et corrigé. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 401 Montage et mise en service 3.3 Mise en service 3.3 Mise en service AVERTISSEMENT Mise en garde contre les tensions dangereuses lors de l'utilisation d'appareils électriques Le non-respect des mesures de sécurité suivantes peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages 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. L'appareil doit être mis à la terre du poste (sous-station) avant que toute autre connexion ne soit réalisée. Des tensions dangereuses peuvent être présentes dans toutes les parties du circuit reliées à la tension d’alimentation et aux grandeurs de mesure ou d'essai. Même après avoir débranché la tension d'alimentation, des tensions dangereuses peuvent subsister dans l'appareil (énergie des condensateurs). Après avoir déclenché la tension auxiliaire, attendre un minimum de 10 secondes avant de réalimenter l’appareil. Cette attente permet de stabiliser les conditions initiales avant que l'appareil ne soit réalimenté. Les valeurs limites indiquées dans les « Spécifications techniques » ne doivent pas être dépassées, ni pendant un essai, ni pendant la mise en service. Lors de contrôles avec des dispositifs d’essai secondaires, 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 Tensions dangereuses en cas de rupture des circuits secondaires de transformateurs de courant Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables. Court-circuiter les circuits secondaires des transformateurs de courant avant d'interrompre les connexions de courant à l’appareil ! Certaines manœuvres sont à effectuer pour la mise en service. Les essais décrits ci-dessous ne sont autorisés que s'ils peuvent être mis en œuvre en toute sécurité. Ils ne sont donc pas considérés comme des contrôles d’exploitation. AVERTISSEMENT Mise en garde contre les dangers émanant d'essais primaires mal effectués Le non-respect des mesures de sécurité suivantes peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables. 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.). 402 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service 3.3.1 Mode de test/blocage de transmission Si l'appareil est connecté à un système 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 A.5). Lorsque le mode de test est activé, les messages envoyés par un appareil SIPROTEC 4 vers le système central sont marqués d'un bit de test supplémentaire. Ce bit permet au système central d'identifier le message comme résultant d'essais et non d’un défaut réel ou d’un événement réel affectant le système électrique. En outre il est possible en activant le verrouillage de transmission de faire en sorte que pendant le mode de test, aucune signalisation ne soit transmise via l'interface système. Dans le manuel de description du système du SIPROTEC 4 /1/, vous trouverez comment activer ou désactiver le mode de test et le verrouillage de la transmission. Lorsque le logiciel DIGSI est utilisé pour piloter l'appareil, il doit se trouver dans le mode d'exploitation en ligne pour pouvoir accéder aux fonctionnalités de test. 3.3.2 Test de l’interface système Remarques préliminaires Lorsque l'appareil dispose d'une interface système et que celle-ci est raccordée au système de contrôle-commande centralisé, il est possible de vérifier si les informations sont transmises de manière correcte en utilisant le logiciel DIGSI. N'utilisez cependant jamais cette possibilité de contrôle pendant le fonctionnement „„à chaud““ de l'appareil. DANGER Danger résultant de l'activation des éléments (ex : disjoncteur de puissance, sectionneur) par la fonction de test Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables. C’est la raison pour laquelle il ne faut tester les organes manœuvrables (ex : les disjoncteurs, les sectionneurs) qu’au cours de la mise en service et jamais „à chaud“ au moyen d’une émission ou réception de signalisations via l’interface système au moyen du mode de test. Remarque À l'issue du mode de test, l'appareil exécute une routine de redémarrage. Toutes les mémoires tampon de signalisation sont effacées. Le cas échéant, lire et mémoriser auparavant, à l'aide de DIGSI, les données enregistrées dans ces mémoires tampon. L'interface peut être testée à l’aide du programme DIGSI lorsque celui-ci se trouve en mode en ligne : • Ouvrir le répertoire Online (en ligne) par un double-clic ; les fonctions de commande de l’appareil s’affichent à l’écran. • Cliquer sur Test ; les options fonctionnelles possibles apparaissent sur la partie droite de l’écran. • Double-cliquer sur Génération de messages dans la liste d’objets. La boîte de dialogue Génération de messages s’affiche (voir figure suivante). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 403 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Constitution de la boîte de dialogue Les textes écran de toutes les signalisations affectées à l’interface système dans la matrice sont visualisés dans la colonne Message. Il est possible de définir une valeur pour les messages à tester dans la colonne Etat Cible. Selon le type de signalisation, différents champs de saisie sont proposés (ex : „Message arrive“ / „Message part“). La valeur désirée peut être sélectionnée de la liste déroulante en double-cliquant sur l'un de ces champs. Figure 3-19 Test d'interface par la boîte de dialogue : Génération de signalisations – Exemple Modification du mode de fonctionnement Lors de la première activation d'un bouton dans la colonne, Action, le logiciel vous demande d'introduire le mot de passe No 6 (pour les menus d'essai matériels). Une fois le mot de passe saisi correctement, les signalisations peuvent être émises individuellement. Cliquer sur le bouton Envoyer de la ligne correspondante. Le message correspondant est lancé et peut être lu aussi bien dans le carnet de bord des événements de l'appareil SIPROTEC 4 que dans la centrale de commande du poste. Tant que la boîte de dialogue est ouverte, d'autres essais d'émission de signalisation peuvent être effectués. Test dans la direction de la centrale de commande Pour toutes les informations qui sont transmises vers le système de contrôle-commande centralisé, testez l’Etat Cible proposé dans la liste : • Assurez-vous que les commandes éventuellement initiées par les tests peuvent être exécutées sans le moindre risque (voir ci-dessus, sous DANGER !). • Au regard de la fonction à vérifier, cliquez sur Envoyer et vérifiez si l'information correspondante parvient à la centrale et indique l'effet attendu. Les informations devant être normalement transmises via des entrées binaires (premier caractère „>“) seront également transmises à la centrale au cours de cette procédure. La fonctionnalité des entrées binaires en tant que telle sera contrôlée séparément. 404 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 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 réinitialisation mémoire durant laquelle il n’est, pour un court instant, pas opérationnel. 3.3.3 Vérifier les états des entrées/sorties binaires Remarques préliminaires Les entrées et sorties binaires ainsi que les diodes luminescentes (LED) d'un appareil SIPROTEC 4 peuvent être contrôlées individuellement et précisément au moyen de DIGSI. Ce dispositif peut, par exemple, être utilisé lors de la mise en service pour contrôler le bon câblage de l'installation. N'utilisez cependant jamais cette possibilité de contrôle pendant le fonctionnement „„à chaud““ de l'appareil. DANGER Danger résultant de l'activation des éléments (ex : disjoncteur de puissance, sectionneur) par la fonction de test Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables. C’est la raison pour laquelle il ne faut tester les organes manœuvrables (ex : les disjoncteurs, les sectionneurs) qu’au cours de la mise en service et jamais „à chaud“ au moyen d’une émission ou réception de signalisations via l’interface système au moyen du mode de test. Remarque Une fois les essais de matériel terminés, l'appareil exécute une séquence de redémarrage complète (réinitialisation). Toutes les mémoires tampon de signalisation sont effacées. Le cas échéant, lire et mémoriser auparavant, à l'aide de DIGSI, les données enregistrées dans ces mémoires tampon. Le matériel peut être testé à l’aide du programme DIGSI en mode en ligne : • Ouvrir le répertoire Online (en ligne) par un double-clic ; les fonctions de commande de l’appareil s’affichent à l’écran. • Cliquer sur Test ; les options fonctionnelles possibles apparaissent sur la partie droite de l’écran. • Double-cliquer sur la liste sur Tester entrées et sorties de l’appareil. La boîte de dialogue du même nom s’ouvre alors (voir la figure suivante). Constitution de la boîte de dialogue La boîte de dialogue est subdivisée en trois groupes : EB pour entrées binaires, SB pour sorties binaires et LED pour diodes électroluminescentes. Chacun de ces groupes est associé à un icône correspondant à gauche. En double-cliquant sur ces icônes, vous pouvez afficher ou masquer sur l'écran les informations particulières associées au groupe en question. Les états actuels des composants du matériel sont représentés dans la colonne Etat réel. L’état est représenté de manière symbolique. Les états physiques réels des entrées binaires et des sorties binaires sont représentés par les symboles de contacts ouverts ou fermés, ceux des diodes électroluminescentes par le symbole d'une LED éteinte ou allumée. L’autre état possible d’un équipement est indiqué dans la colonne Consigne. L'affichage est effectué en texte long. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 405 Montage et mise en service 3.3 Mise en service La colonne située à l’extrême droite indique les commandes ou les messages qui sont effectivement affectés au composant du matériel correspondant. Figure 3-20 Tester les entrées et sorties – Exemple Modification du mode de fonctionnement Pour modifier le mode de fonctionnement d'un composant du matériel, cliquez sur l'icône correspondant dans la colonne Consigne. Le mot de passe n° 6 est demandé avant l'exécution de la première modification du mode de fonctionnement (si activé lors de la configuration). La modification du mode de fonctionnement est effectuée après l'entrée du mot de passe correct. Des changements d’état supplémentaires restent possibles tant que la boîte de dialogue est ouverte. Tests 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 de l’appareil 7UM62 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. Ceci signifie qu'une commande arrivant d'une fonction de contrôle ou du panneau de commande ne sera pas effectué par le relais en question. 406 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Pour tester le relais de sortie, procédez comme suit : • 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 la procédure de test (voir au paragraphe „Terminer l’opération“) afin d'éviter de déclencher d'autres commandes par inadvertance au cours de nouveaux tests. Test des entrées binaires Pour contrôler le câblage entre l’installation et les entrées binaires de l’appareil 7UM62, vous devez déclencher sur l'équipement la cause d'un enclenchement et en lire l'effet sur l'appareil même. Ouvrez de nouveau la boîte de dialogue Tester entrées et sorties de l’appareil de manière à pouvoir visualiser l’état physique de chaque entrée binaire. A ce stade, l’entrée d’un mot de passe n’est pas encore nécessaire. Pour tester une entrée binaire, procéder comme suit : • Générez sur le poste chacune des fonctions déclenchant une entrée binaire. • Vérifiez la réaction dans la colonne Réel de la boîte de dialogue. Celle-ci doit être actualisée. Les options possibles se trouvent au paragraphe „Actualisation de l’affichage“. • Terminez la procédure de test (voir paragraphe „Terminer l’opération“). Si l'effet de l’entrée binaire doit être vérifié sans exécuter de manœuvres dans le poste, il est possible d’activer chaque entrée binaire via la fonction de test du matériel. Dès que vous avez initié le premier changement de mode de fonctionnement pour une entrée binaire quelconque et que vous avez entré le mot de passe n° 6, toutes les entrées binaires sont déconnectées côté appareil et ne peuvent plus être commandées que par la fonction de test du matériel. Test des diodes électroluminescentes Les LED peuvent être contrôlées de la même façon que les autres composants d'entrée/sortie. Dès que vous avez initié le premier changement de mode de fonctionnement pour une diode quelconque, toutes les LED sont déconnectées de leur fonctionnalité côté appareil et ne peuvent plus être commandées que par la fonction de test du matériel. Ceci implique qu’aucune LED ne peut plus être activée par une source interne comme par exemple par une fonction de protection ou par la touche de réinitialisation des LEDs. Actualisation de l’affichage Lors de l'ouverture de la boîte de dialogue Tester entrées et sorties de l’appareil, les modes actuels de fonctionnement des éléments du matériel sont lus et affichés. L’affichage est actualisé : • pour chaque composant matériel si un ordre de changement d’état est exécuté avec succès, • pour tous les composants matériels par un clic sur le champ de mise à jour Actualiser, • pour tous les composants matériels avec mise à jour cyclique (le temps de cycle est de 20 secondes) en marquant l’option Actualisation cyclique. Fin de l’opération Pour clôturer le test des composants matériels, cliquez sur Fermer. La boîte de dialogue se ferme. Tous les composants du matériel sont ainsi remis dans l'état de fonctionnement prévu pour les conditions d'utilisation de l'équipement, l'appareil se met alors brièvement hors service pendant l'exécution de la routine de réinitialisation. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 407 Montage et mise en service 3.3 Mise en service 3.3.4 Tests de protection contre les défaillances disjoncteur Généralités Si l'appareil dispose d'une protection contre les défaillances de disjoncteur et que celle-ci est utilisée, il faut en contrôler le bon fonctionnement dans la pratique sur l'installation. Le contrôle le plus important a effectuer consiste à vérifier la distribution correcte des ordres de déclenchement vers les autres disjoncteurs du jeu de barres (disjoncteurs adjacents) en cas de refus du disjoncteur local. Les disjoncteurs adjacents sont ceux des départs qui doivent être déclenchés de manière à assurer l'élimination du courant de défaut en cas de défaillance du disjoncteur local. Ce sont donc ceux disjoncteurs de puissance par lesquels le départ avec le court-circuit est alimenté. L'identification des départs adjacents dépend largement de la topologie du jeu de barres et de ses possibilités d'états. C'est la raison pour laquelle il est généralement impossible de définir une procédure universelle de test de cette fonction. 3.3.5 Contrôler les sorties analogiques Les appareils SIPROTEC 7UM62 peuvent être équipés 2 sorties analogiques maximum. Si des sorties analogiques sont disponibles et utilisées, il faut contrôler leur effet sur l'appareil. Etant donné que différentes valeurs de mesure ou différents résultats peuvent être émis, le contrôle dépend du type de valeur. Ces valeurs doivent être créées (ex : à l'aide du dispositif d'injection secondaire). Vérifier que les valeurs correspondantes sont émises correctement. 3.3.6 Contrôle fonctions définissables par l’utilisateur Logique CFC 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. Tenir particulièrement compte d’éventuelles conditions de verrouillage des organes de manœuvre (disjoncteurs, sectionneurs, sectionneurs de terre), les tester auparavant. 3.3.7 Contrôle de la protection à la masse rotor à l'arrêt Protection masse rotor (R, fn) Si vous voulez, vous pouvez vérifier la protection à la masse rotor à l'arrêt de la machine. Dans ce cas, l'accoupleur doit cependant être alimenté par une tension alternative externe. Celle-ci peut se situer entre 100 V et 125 V ou être de 230 V (voir aussi le schéma des connexions à la section 2.34). Réglez la protection masse rotor (Adresse 6001 MASSE ROTOR) sur Bloc. relais. Dans les machines à activation sur redresseur tournant (voir la figure de gauche suivante), un court-circuit saturé sera créé entre les deux bagues collectrices de mesure losrque les balais de test sont installés, et ce par des bagues collectrices (voir la figure de droite suivante) entre une bague collectrice et la terre pour les machines avec une excitation. L'appareil mesure alors comme impédance de terre uniquement la réactance de l'appareil accoupleur et la résistance de la brosse, le cas échéant en montage en série à une résistance de 408 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service protection pour les condensateurs de couplage et à une résistance de limitation du courant pour un couplage inductif-capacitif. Ces valeurs et l'angle de déphasage de cette résistance complexe peuvent être lus dans les valeurs de défaut à terre : Rtot = x.xx kΩ Xtot = y.yy kΩ ϕZtot = z.z° Rtot correspond à la résistance en série (brosses plus résistance de protection et de limitation) et Xtot de la réactance de couplage. Au cas où la valeur zéro serait indiquée pour Rtot ainsi que pour Xtot, les pôles de connexion de URE ou IRE seraient inversés. Il faut changer la polarité d'une des grandeurs de mesure et répéter ensuite la mesure. Il faut contrôler et vérifier que les valeurs de réglage R BALAIS = xxx Ω (adresse 6007) X COUPLAGE = yyy Ω (adresse 6006) correspondent aux valeurs de mesure citées ci-dessus. Eloigner les ponts des courts-circuits à la terre. Il faut maintenant simuler un défaut terre comme décrit plus haut au moyen d'une résistance qui ait la grandeur de la résistance de signalisation (ALARME RT, Adresse 6002, 10 kΩ à la livraison). La résistance de terre calculée par l'appareil peut être lue comme Rterre dans les valeurs de défaut à terre. En cas d'écarts considérables entre la résistance de terre réelle et la résistance de terre indiquée, il est possible de modifier la valeur de correction angulaire réglée par défaut IRE PHI I RT à l'adresse 6009 pour essayer d'obtenir une meilleure concordance des valeurs. Cette correction de l'erreur angulaire n'a d'effet que sur la fonction de protection masse rotor. Il faut maintenant simuler un défaut terre comme décrit plus haut au moyen d'une résistance d'env. 90% de la résistance de déclenchement (DECL RT, Adresse 6003, 2 kΩ à la livraison). La protection masse rotor lance une signalisation de démarrage et après écoulement de 6005 T DECL RT (0,5 s à la livraison) une signalisation de déclenchement (LED 1 et relais de sortie 2, à chaque fois ordre de déclenchement sur signalisation groupée). Dans les machines avec une excitation sur bagues collectrices, le dernier essai peut être répété sur l'autre bague collectrice. Supprimez la résistance de défaut terre. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 409 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Figure 3-21 Types d'excitation Relevez les brosses de mesure ou coupez le circuit de mesure. Après une temporisation d'env. 5 s, la signalisation „Perturb.DTR“ (non configurée par le réglage à l'usine) est émise. Refermez le circuit de mesure. Si le message „Perturb.DTR“ apparaît bien que le circuit de mesure soit fermé, cela signifie que la capacité rotor-terre est inférieure à 0,15 µF. La surveillance du circuit de mesure n'est dans ce cas pas possible; la signalisation „Perturb.DTR“ ne peut dans ce cas pas être affectée à une sortie binaire et doit être désactivée (paramètre 5106 ITT< = 0). Vérifiez finalement que toutes les mesures provisoires qui avaient été prises pour permettre les contrôles doivent être enlevées et la configuration initiale doit être rétablie : • Le cavalier de mise à la terre ou la résistance a été enlevé(e), • Les circuits de mesure sont fermés, • L'accoupleur est raccordé à la tension alternative d'alimentation prévue, (voir aussi le schéma des connexions à la section 2.34). Le contrôle du fonctionnement lorsque la machine est en service sera effectué plus tard, comme décrit à la section Contrôle de la protection à la masse rotor en service. Protection masse rotor (1 à 3 Hz) Si vous voulez, vous pouvez vérifier la protection à la masse rotor à l'arrêt de la machine. Dans ce cas, l'équipement de couplage 7XR61 doit être alimenté par une tension alternative externe. Celle-ci peut se situer entre 100 V et 125 V CA (voir aussi le schéma des connexions en annexe A.3). Réglez la protection masse rotor (adresse 6101 M. ROTOR 1-3Hz) sur Bloc. relais. Pendant l'exploitation sans défaut, les valeurs de service suivantes (voir le tableau 3-28) peuvent être lues et analysées dans l'appareil de protection. Les valeurs de service sont stockées dans les valeurs de défaut à terre (dans DIGSI au volet„Valeur de défaut à terre“). 410 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Tableau 3-28 Valeurs de service de la protection masse rotor Valeur de mesure Explication fgen = xx.x Hz La fréquence de la tension de rectangle branchée s'affiche. Celle-ci peut être réglée dans l'appareil 7XT71 au moyen du cavalier. La valeur est réglée par défaut à 1,5 Hz (tolérance env. ±10 %). Ugen = xx.x V Cette mesure indique l'amplitude actuelle de la tension de rectangle branchée. La valeur mesurée se situe à env. 50 V (la tolérance maximale du 7XT71 peut s'élever à ±4 V) Igen = X.xx mA En cas de fonctionnement normal sans défaut, cette valeur est presqu'égale à zéro. Si une résistance de défaut est monté sur le rotor contre masse, le courant attendu peut être estimé comme suit : RT: Résistance de défaut Rtot: Résistance de couplage (20 kΩ + 720 Ω = 20,720 kΩ) Qc = x.xxx mAs Cette mesure indique la charge déterminée par la capacité de terre du rotor. La moitié de la valeur mesurée peut être réglée à l'adresse 6106 comme Qc < . Si la capacité est très basse, il faut le cas échéant désactiver la surveillance du circuit de mesure (valeur à régler 0). Rterre = xxx.x kΩ Cette mesure indique la résistance à la masse rotor. En cas de fonctionnement normal sans défaut, la limite supérieure 999,9 kΩ est affichée. Si ce n'est pas le cas, il y a des capacités supplémentaires dans l'installation d'excitation. Baissez la fréquence de la tension de rectangle dans le 7XT71 au moyen du cavalier. Pour cela, aucun renversement des charges du courant de mesure Igen ne doit avoir lieu pendant au moins 3 périodes du réseau. Visualisez la trace du courant par le lancement d'une perturbographie de test (perturbographie de valeurs instantanées) pour vérifier la trace MU2 représentant le courant I (voir la figure suivante). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 411 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Figure 3-22 Enregistrement de perturbographie généré pour l'essai Montez ensuite les résistances de défaut associées aux seuils d'alarme et de déclenchement et lisez la valeur de service Rterre. Les deux valeurs mesurées définissent les seuils à régler pour l'échelon d'alarme (adresse 6102 ALARME RT) et de l'échelon de déclenchement (adresse 6103 DECL RT). Pour terminer, vérifiez les seuils d'alarme et de déclenchement. La résistance de contrôle se situe à env. 90 % du seuil réglé. Dans les machines avec une excitation sur bagues collectrices, le contrôle peut être effectué sur les deux bagues collectrices. Supprimez la résistance de défaut terre et relevez ensuite les brosses de mesure ou coupez le circuit de mesure. Après une temporisation d'env. 10 s, la signalisation „DTR ouvert“ (non configurée par le réglage à l'usine) est émise. Refermez le circuit de mesure. Si vous effectuez un contrôle automatique avec une résistance de contrôle, il faut également vérifier ce mécanisme. Pour cela, montez la résistance de contrôle sur l'autre bague collectrice contre terre et activez le contrôle au moyen de l'entrée binaire („>Test DTR“). Contrôlez ensuite les signalisations émises lors des quatre étapes à effectuer. 1. Les circuits de mesure sont fermés Signalisation „Test réussi“ 2. Ouvrez le circuit à la 1ère résistance d'accouplage 3. Ouvrez le circuit à la 2ème résistance d'accouplage 4. Rétablissez les connexions 412 Signalisation „1 coupl. inter.“ Signalisation „2 coupl. inter.“ Signalisation „Test réussi“ SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Désactivez le contrôle automatique et contrôlez à nouveau la valeur de service Rterre. La valeur 999,9 kΩ doit être affichée. L'alimentation en tension alternative du 7XT71 est à nouveau coupée. L'appareil de protection émet au bout d'un laps de temps d'env. 5 s le message „Déf.M.ROT 1-3Hz“ (non configuré par le réglage à l'usine). Afin d'éviter toute influence sur le circuit de mesure par la machine en service, avant tout par l'excitation, il est recommandé d'effectuer un contrôle de fonctionnement supplémentaire. 3.3.8 Contrôle de la protection de la masse stator à 100% 100 % protection masse stator La protection masse stator 100 % peut être contrôlée à l'arrêt de la machine, car le principe appliqué pour mesurer la résistance de terre n'est pas fonction du fait si la machine est à l'arrêt, tourne ou est excitée. Cependant, le générateur 20 Hz 7XT33 doit selon le projet être alimenté en tension continue ou par une source de tension externe (3 x 100 V, 50/60 Hz) (voir aussi le schéma des connexions à la section 2.31). Réglez la protection masse rotor 100 % (adresse 5301 MASSE STAT 100%) sur Bloc. relais. Les paramètres de réglage suivants doivent à la première mise en service être réglés sur les valeurs réglées par défaut : 5309 PHI I M. STATOR = 5310 M STATOR Rps = 5311 Rch-PARALLELE = ∞ Ω Les grandeurs de mesure UMST et IMST acheminées vers l'appareil peuvent maintenant être lues dans les valeurs de défaut à terre (dans DIGSI au volet valeurs de défaut terre) : „Ustat eff=“ xx.x V „U20 =“ xx.x V „Istat eff=“ xx.x mA „I20 =“ xx.x mA Il faut tenir compte du fait que les valeurs de mesure U MST et I MST sont des valeurs efficaces et ne correspondent aux grandeurs 20 Hz (U20 et I20) que lorsque le générateur est à l'arrêt. La tension mesurable subit l'influence de la résistance de charge RCh, de la résistance 20 Hz de la bande passante (RBP env. 8 Ω), du diviseur de tension (TDiv.tension i.a. 5/2) et finalement aussi de l'alimentation en tension 20 Hz (UGénérateur 20 Hz env. 25 V). La valeur peut être estimée comme suit : Le courant de circulation IMST est déterminé par la capacité de terre du stator et prend des valeurs très basses. L'appareil calcule de ces valeurs la résistance de terre RMST du côté de l'équipement de protection. La résistance de terre primaire RMST p du côté machine résulte de la valeur secondaire multipliée par le facteur de conversion des données du poste 1 (adresse 275 FACTEUR R M/S). Les deux valeurs de résistance avec l'angle de déphasage entre la tension et le courant de 20 Hz (ϕMST = ϕU - ϕI) peuvent être lues dans les valeurs de service : „Rstat =“ xxxx Ω „Rstat p=“ xxx.xx kΩ „ϕ M.ST.=“ xx.x° SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 413 Montage et mise en service 3.3 Mise en service DANGER Des tensions dangereuses peuvent également exister sur le générateur lorsqu'il est à l'arrêt à cause de la mise sous tension externe à 20 Hz de l'enroulement du stator. Le non-respect des mesures suivantes entraîne la mort, des blessures graves ou des dégâts matériels considérables, car 1% à 3% de la tension nominale primaire du générateur à protéger peuvent être présents. L'alimentation par tension externe 20 Hz de l'enroulement du stator doit être déconnectée avant d'effectuer des travaux sur un générateur à l'arrêt. Pour cela, procéder de la façon suivante : • En cas de fonctionnement normal sans défaut (RT infini), l'angle mesuré suite au courant de terre capacitif doit être négatif. Si ce n'est pas le cas, il faut tourner le connecteur à l'entrée de courant. L'angle de phase „ϕ M.ST.=“devrait se situer à env. –90° à cause des capacités de terre du stator existantes. Si ce n'est pas le cas, il faut déterminer la différence à –90° et régler comme PHI I M. STATOR = –90° – ϕ MST. Pour une valeur d'affichage de par ex. „ϕ M.ST.=“ –75°, il faut régler a l'adresse 5309 PHI I M. STATOR = –15° . Suite à cela, la valeur de mesure passe à env. –90°. La valeur affichée pour R MST doit en cas de fonctionnement normal sans défaut prendre la valeur maximale possible de 9999 Ω. La valeur maximale pour la résistance de terre primaire R MSTp dépend du facteur de conversion sélectionné (FACTEUR R M/S adresse 275). • Un court-circuit sera monté dans le point neutre du générateur (RT = 0 Ω) et la résistance de défaut mesurée peut être lue dans les valeurs de service („Rstat =“). Cette résistance doit être réglée à l'adresse 5310 M STATOR Rps. • Il faut maintenant monter du côté primaire une résistance qui correspond au seuil de déclenchement (par ex. 2 kΩ). La résistance de défaut mesurée („Rstat =“) sera vérifiée. Si cette valeur est divergente de la valeur attendue, il faut adapter M STATOR Rps et effectuer le cas échéant un équilibrage fin à l'aide de l'angle de correction (PHI I M. STATOR). Pour terminer, lisez la résistance de défaut et régler cette valeur comme seuil de déclenchement à l’adresse 5303 R<< DECL M STAT. Montez ensuite sur le côté primaire la résistance de défaut attribuée au seuil d'alarme (par ex. 5 kΩ) et lisez ensuite la résistance de défaut („Rstat =“) dans les valeurs de service. Cette valeur doit être réglée à l'adresse 5302 comme R< ALA M STATOR. • Déconnectez la tension d'alimentation du générateur 20 Hz ou bloquez l'alimentation via une entrée binaire. Le message „Pert. PLS100“ apparaît (non configuré par le réglage à l'usine). Cela assure la détection de la défaillance du générateur 20 Hz. Si ce message apparaît déjà lorsque le générateur 20 Hz est en service, il faut baisser le seuil de surveillance (adresse 5307 U20 MIN). Ceci peut se produire en cas de résistances de charge très faibles (< 1 Ω). • Pour terminer, effectuez une série de mesure en commençant par 0 kΩ en pas de 1 kΩ. Si vous modifiez l'angle de correction (PHI I M. STATOR adresse 5309) ou la résistance de contact (M STATOR Rps, adresse 5310), il faut également adapter les valeurs réglées aux seuils de déclenchement (R<< DECL M STAT) et d'alarme (R< ALA M STATOR). • Baissez maintenant la résistance de terre à env. 90 % de la résistance attribuée au seuil d'alarme (adresse 5302 R< ALA M STATOR). La protection masse stator lance une signalisation d'alarme après écoulement de la temporisation paramétrée à l'adresse 5303 T ALA M STATOR (10,00 s à la livraison) „Alarm PLS100“ (non configuré par le réglage à l'usine). Continuez de diminuer encore la résistance de terre jusqu'à 90 % du seuil de démarrage de l'échelon de déclenchement (R< ALA M STATOR, adresse 5303) converti au côté de la protection. La protection émet les signalisations de démarrage et de déclenchement après écoulement de T DECL M STATOR adresse 5305 ( à la livraison). Eloigner la résistance de contrôle. 414 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Remarque Les réglages doivent exclusivement être effectués avec des valeurs secondaires. Si, après la conversion de secondaire en primaire, vous constatez que le facteur de conversion théorique n'est pas vraiment correct, il faut adapter le paramètre FACTEUR R M/S selon le résultat des mesures (quant aux formules de conversion, voir la section 2.31.2). Si la signalisation „Manque de tension 20 Hz“, à prélever sur le générateur 20 Hz 7XT33, est acheminée à l'une des entrées binaires et que celle-ci est routée à une entrée binaire, contrairement au réglage à la livraison, il est possible de vérifier ce message. Déconnectez les tensions d'alimentation du générateur 20 Hz. Acquit „>U20Manque“ (non configuré par le réglage à l'usine). Signalisation „Pert. PLS100“ (non configuré par le réglage à l'usine). Branchez à nouveau les tensions d'alimentation du générateur 20 Hz. Si on active la fonction de blocage de la protection de la masse stator à 100% via une entrée binaire, il est recommandé d'en vérifier l'effet. Commander l'entrée binaire „>Bloc.PLS100“. Acquit „PLS100 Verr.“. D'autres contrôles auront lieu lorsque la machine est en service. Remarque Si vous souhaitez, lors d'effectuer des contrôles de routine, contrôler également la bande passante 7XT34, il faut, à l'arrêt de la machine, court-circuiter le transformateur de mise à la terre ou de point neutre sur le côté secondaire et mettre ensuite en service le générateur 20 Hz. La valeur de service I MST doit être multipliée par le rapport de transformation du transformateur pour faibles courants (ex : 400 A/ 5 A). Le courant de circulation doit être supérieur à 3 A. Si le courant est nettement inférieur à cette valeur, la résonance de fréquence de la bande passante a changé. Le fait de connecter ou de déconnecter des capacités permet d'atteindre une meilleure adaptation (voir aussi les instructions de service 7XT33, n° de commande C53000-B1174-C129). Pour terminer, éloignez le court-circuit et vérifiez la séparation correcte au moyen de la valeur de service U MST. 3.3.9 Contrôle du circuit de mesure de tension / de courant continu(e) Préparation Réglez la protection de tension continue/ de courant continu (adresse 7201 TENSION/COUR.CC) sur Bloc. relais. Selon le domaine d'application, il est maintenant possible de modifier la tension de l'installation correspondante à l'aide des conditions souhaitées et de vérifier la réponse du 7UM62. Si la tension dépasse ou tombe en dessous (selon la sélection à l'adresse 7203) de la tension limite (adresse 7204), la signalisation „Exc. U=“ (non configuré par le réglage à l'usine) et après T U/Icc = (adresse 7206) la signalisation „Décl. U=“ (non configuré par le réglage à l'usine) sont émises. La protection de tension continue doit ensuite être activée (adresse 7201 TENSION/COUR.CC = En) ou – si elle n'est pas utilisée – désactivée (TENSION/COUR.CC = Hors). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 415 Montage et mise en service 3.3 Mise en service 3.3.10 Essai d’enclenchement et de déclenchement de l’équipement primaire Contrôle par commande locale Au cas où des essais véritables d’enclenchement et de déclenchement d'équipements primaires n'auraient pas été effectués au cours des tests de matériels décrits plus haut, faire enclencher et déclencher tous les équipements primaires à partir de la commande intégrée de l'appareil. Ce faisant, le retour d’informations relatives aux positions du matériel primaire à travers les entrées binaires doit être lu sur l'appareil et comparé à la position réelle. Sur les appareils disposant d'un écran graphique, ceci est facilement possible en regardant le synoptique de contrôle. La manière de procéder aux enclenchements et aux déclenchements est décrite dans le manuel de description du système SIPROTEC 4. Assurez-vous que l'autorité de commutation correspond à la source qui sera utilisée pour produire les ordres de commande. En ce qui concerne les modes de commande, il est possible de choisir entre les modes de commande verrouillée ou non verrouillée. Notez que le mode de commande non verrouillée présente des risques pour la sécurité. Commande par le biais d'une centrale de commande Si l'appareil est connecté via l'interface système à une centrale de commande, il faut également effectuer des essais d'enclenchement et de déclenchement à partir de la centrale de commande. Vérifiez que l'autorité de commande corresponde toujours à la source d'activation utilisée. 3.3.11 Essai de mise en service avec la machine Remarques générales AVERTISSEMENT Attention ! Tensions dangereuses pendant le fonctionnement d'appareils électriques ! Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables. Seul le personnel qualifié est autorisé à travailler sur cet appareil. Ce personnel devra avoir été familiarisé avec les prescriptions de sécurité correspondantes, ainsi qu'avec les mesures de sécurité et les avertissements contenus dans ce manuel. Pour la mise en service, certaines manœuvres doivent être effectuées. Les essais décrits ci-dessous ne sont autorisés que si ils peuvent être mis en oeuvre en toute sécurité. Ils ne sont ni adaptés ni conçus pour les contrôles opérationnels. AVERTISSEMENT Mise en garde contre les dangers émanant d'essais primaires mal effectués Le non-respect des mesures de sécurité suivantes peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables. 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.). 416 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Règles de sécurité Le respect des règles de sécurité (par ex. VDE 105, VBG4) est strictement obligatoire. Observez en particulier ces „5 règles de sécurité“ avant de commencer à travailler : • Déconnexion • S'assurer qu'un réenclenchement est impossible • Vérifier l'absence de tension • Mise à terre et court-circuitage • Couverture ou séparation des parties voisines sous tension Observer également ceci : • L'appareil doit être raccordé à la terre du poste (sous-station) avant que toute autre connexion ne soit réalisée. • Des tensions dangereuses peuvent être présentes dans toutes les parties du circuit reliées à la tension d’alimentation et aux grandeurs de mesure ou d'essai. • Des tensions dangereuses peuvent subsister dans l'appareil même après que l’alimentation ait été déconnectée, en effet, les condensateurs peuvent encore être chargés. • Après avoir déclenché la tension auxiliaire, attendre un minimum de 10 secondes avant de réalimenter l’appareil. Cette attente permet de stabiliser les conditions initiales avant que l'appareil ne soit réalimenté. • Les valeurs limites mentionnées sous les spécifications techniques (section 4.1) ne peuvent pas être dépassées, y compris lors d'un test ou d'une mise en service. DANGER Tensions dangereuses à l'interruption des circuits secondaires des transformateurs de courant Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables. Court-circuiter les circuits secondaires des transformateurs de courant avant d'interrompre les connexions de courant à l’appareil ! L’utilisation de commutateurs (fiches) d’essai qui court-circuitent automatiquement les circuits des transformateurs de courant est suffisante pour autant qu’ils soient placés en mode „essais“ et que la fonction de courtcircuitage ait été préalablement testée. Tous les équipements d'essai secondaire sont à évacuer, les grandeurs de mesures à connecter. Les préparatifs de fonctionnement doivent être finies. Les essais primaires sont effectués avec le générateur. Séquence de programme Cela se passe en général dans l'ordre suivant • Essais de courts-circuits • Essais de tension • Essais de défaut à la terre • Synchronisation • Mesures des charges au réseau Les remarques suivantes sont mises dans cet ordre. Pour que les fonctions de protection ne s'influencent pas l'une l'autre, elles doivent être toutes désactivées (à la livraison). Lors des essais primaires, elles seront alors activées l'une après l'autre. Si une fonction de protection n'est pas utilisée, elle doit être configurée en tant que non disponible (voir section 2.4.2). Elle ne sera donc pas considérée dans le 7UM62. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 417 Montage et mise en service 3.3 Mise en service L'activation d'une fonction de protection configurée en tant que disponible peut être effectuée de deux manières. Se référer aux adresses de réglage indiquées dans les sections correspondantes. • Fonction de protection bloc. Relais: La fonction de protection travaille, lance également des messages (y compris des messages de déclenchement) et produit des valeurs de mesure. Mais les commandes de déclenchement sont bloquées et ne seront pas conduites à la matrice de déclenchement. • Fonction de protection en marche: La fonction de protection travaille et produit des messages. La commande de déclenchement va au relais de déclenchement, qui est configuré pour la fonction de protection. Si la fonction de protection n'est configurée à aucun relais de déclenchement, il ne s'ensuit aucun déclenchement. Préparation Pour la préparation de la mise en service, effectuez les étapes suivantes : • Installation d'une touche d'arrêt d'urgence pour un déclenchement direct du démarrage • Bloquer toutes les fonctions (= bloc. Relais) • Régler la fonction de protection instantanée à maximum de courant environ sur le courant nominal du générateur avec déclenchement sur démarrage • Régler la fonction de protection instantanée à maximum de tension environ sur 30% de la tension nominale du générateur et sur environ 110% de la tension nominale pour les essais de courts-circuits avec déclenchement sur démarrage. Compensation de fréquence L'appareil dispose d'une compensation de fréquence intégrée; ainsi, les fonctions de protection sont toujours traitées avec les algorithmes adaptés à la fréquence réelle. Ceci explique la grande largeur de la plage de fréquence et la faible influence de la fréquence. Mais cela suppose aussi qu'avant l'exécution d'un essai dynamique des grandeurs de mesure doivent être présentes pour que la compensation de la fréquence puisse fonctionner. Si une grandeur de mesure est reconnectée à partir de 0 sans qu'il y ait au préalable une autre grandeur de mesure, il y a alors une temporisation supplémentaire d'environ 120 ms, car l'appareil doit déterminer la fréquence de la grandeur d'essai. Toutefois, sans grandeur de mesure, il est impossible d'obtenir un signal de sortie. Bien sûr, une commande de déclenchement lancée une fois est maintenue pendant toute la durée minimale paramétrée de (T DECL. MIN) (voir aussi la section 2.5). Etat à la livraison A la livraison de l'appareil, toutes les fonctions de protection sont d'abord désactivées. Ceci a l'avantage que chaque fonction peut être vérifiée sans influencer les autres fonctions. Pour les essais et la mise en service, les fonctions nécessaires doivent être activées. Plages de travail des fonctions de protection Aux essais de mise en service avec la machine, la plage de travail des fonctions de protection selon la section 4) ainsi que la présence d'une grandeur de mesure en hauteur suffisante doivent être prises en compte. Au cas où le contrôle a lieu avec des seuils de démarrage réduits, il peut y avoir des divergences apparentes entre les valeurs de réglage et de démarrage (ex : échelon d'alarme par déséquilibre de charge ou protection défaut terre), quand la fonction de protection est encore bloquée à cause de grandeurs de mesure trop petites, puisque l'état de fonctionnement 1 n'est pas encore atteint. Comme une vérification des valeurs de démarrage avec la machine n'a de toute manière pas lieu, cet effet ne sera pas gênant pendant la mise en service. Outil d'aide à la mise en service IBS avec navigateur WEB Le 7UM62 dispose d'un outil d'aide à la mise en service avec navigation sur web qui donne de l'aide à la mise en service et aux contrôles réguliers. Celui-ci permet une lecture confortable de l'ensemble des messages et 418 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service mesures. Les résultats des contrôles peuvent être visualisés par des diagrammes de vecteurs et des caractéristiques sélectionnées. Si vous souhaitez travailler avec l'„outil IBS“, tenez également compte des aides associées à l'„outil IBS“. Sur Internet (www.siprotec.de), vous trouverez le moniteur Web sous la zone de téléchargement Download Area → Programmes. L’adresse IP nécessaire pour le navigateur dépend de l’interface à laquelle le PC est raccordé. Les adresses IP suivantes sont préréglées : • Raccordement à l'interface utilisateur avant : – Adresse IP 141.141.255.160 pour 7UM62 V4.0 à V4.1 – Adresse IP 192.168.2.1 pour 7UM62 V4.6 • Raccordement à l'interface de service arrière (port C) : – Adresse IP 141.143.255.160 pour 7UM62 V4.0 à V4.1 – Adresse IP 192.168.2.1 pour 7UM62 V4.6 • Raccordement à l'interface système arrière, si Ethernet est disponible (port B) : – Adresse IP 0.0.0.0 (à partir de 7UM62 V4.6) De plus amples informations sur la modification de l'adresse IP sont contenues dans le manuel de description du SIPROTEC 4 /1/ à la section „Régler les paramètres d'interface pour l'appareil SIPROTEC 4“. Les représentations suivantes vous donnent une idée des possibilités de modification. La figure suivante montre les vecteurs de courants de passage. Les courants définis comme positifs en direction de l'objet à protéger provoquent le déphasage des courants de phase de 180°. Les montants des valeurs sont identiques et le champ tournant est du même sens. Le raccordement du courant sur les côtés 1 et 2 est alors correct. Une représentation comparable existe également pour les vecteurs de tension et de courant du côté 2. Figure 3-23 Diagramme vectoriel des valeurs de mesure secondaire – Exemple Pour le contrôle de la protection différentielle, il faut inscrire les courants différentiels et de stabilisation sur la caractéristique. La caractéristique représentée est le résultat des valeurs de réglage de la protection différen- SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 419 Montage et mise en service 3.3 Mise en service tielle. La figure 3-24 montre la simulation d'un cas de charge, tandis qu'un courant différentiel est visible dans la figure L3. Figure 3-24 3.3.12 Courants différentiels et de stabilisation – Exemple de grandeurs de mesure possibles Contrôle des circuits de courant Généralités Le contrôle des circuits des courants avec la machine a lieu afin de garantir la justesse des circuits des transformateurs de courant selon le type de câblage, la polarité, les séquences de phases, le rapport du transformateur etc... - et non pas pour contrôler chaque fonction de protection dans l'appareil de protection. Préparation Connecter la protection des déséquilibres de charge (adresse 1701) et de surcharge (adresse 1601) au Bloc. relais. Montez un pont de court-circuit tripolaire, apte à conduire le courant nominal (ex : sectionneur mis à la terre) du côté des bornes de la machine pour un système primaire sans tension et mis à la terre. DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre quand la machine est à l'arrêt ! Ayant finies les préparations, le contrôle de tous les circuits du transformateur de courant (protection, mesure, comptage) peut suivre avec des rémanences. 420 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Conseil d'essai Le contrôle de tous les circuits des transformateurs de courant a lieu ensuite avec 20 % maximum du courant nominal du transformateur. Normalement, des essais avec des courants de générateur de plus de 20 % ne sont pas nécessaires pour la protection numérique. Pour la réception de la caractéristique du court-circuit, il peut toutefois être nécessaire d'utiliser le générateur avec un courant nominal à la mise en service. Valeurs mesurées Les courants peuvent être lus sur l'écran frontal ou les interfaces de service grâce au PC dans le menu de mesures et comparés avec les grandeurs de mesures réelles. En cas de divergences importantes, les connexions aux transformateurs de courant ne sont pas correctes. Champ magnétique rotatif Le champ tournant doit correspondre à la séquence de phases paramétrée (adresse 271 sous Données poste (1)), sinon le message „Déf. chmpTrnt“ est lancé. Ensuite, l'affectation des phases des grandeurs de mesure est à vérifier, voire à corriger. La composante symétrique inverse I2 des courants peut être lue dans les valeurs de mesure. Elle doit s'approcher de 0%. Si ce n'est pas le cas, il y a inversion des connexions des transformateurs de courant : Si la charge déséquilibrée est d'environ 1/3 des courants de phase, alors les courants circulent dans un seul ou seulement dans deux phases. Si la charge déséquilibrée est d'environ 2/3 des courants de phase, alors un transformateur de courant est mal polarisé. Si la charge déséquilibrée est presque aussi grande que les courants de phase, alors deux phases sont interverties. Après avoir éliminé l'erreur de connexion, l'essai doit être répété. Oter le pont de court-circuit. Mesurer l'impédance Réglez la protection d'impédance (adresse 3301) sur PROT. IMPEDANCE = Bloc. relais. Montez un pont de court-circuit tripolaire, apte à conduire le courant nominal (ex : sectionneur mis à la terre) derrière le transformateur en bloc pour un système primaire sans tension et mis à la terre. DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre quand la machine est à l'arrêt ! Activer lentement le générateur à env. 20 % du courant nominal de la machine. Conseil d'essai Pour les contrôles de connexion des transformateurs et des valeurs de service, l'essai avec environ 20 % du courant nominal du générateur est suffisant. Avec une tension de court-circuit relativement faible du transformateur, des valeurs de tension très basses apparaissent. Dans ce cas, il est nécessaire d'augmenter légèrement le courant du générateur. Pour la mesure quantitative de la protection d'impédance uniquement (quand, par exemple le uK du transformateur doit être évalué) il est nécessaire de faire un essai avec le courant nominal du générateur. L'appareil de protection calcule l'impédance entre l'emplacement d'un jeu de transformateurs de tension et la localisation du court-circuit à partir des courants et des tensions; l'impédance sera déterminée en grande partie par l'impédance de transformateur. Réactance et résistance sont lisibles dans les valeurs de mesure. L'appa- SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 421 Montage et mise en service 3.3 Mise en service reil de protection considère tout seul le courant nominal de l’équipement 1 ou 5 A. Dans ce cas, il en résulte l'impédance suivante du transformateur : Impédance du transformateur primaire : avec uK - tension de court-circuit relative du transformateur UN - tension nominale du transformateur SN - puissance nominale du transformateur Comme valeurs secondaires : avec NTC - rapport de transformation du transformateur de courant NTT - rapport de transformation du transformateurs de tension En cas de grandes différences ou de signes erronés les transformateurs de tension ne sont pas connectés correctement. Après avoir éteint et désactivé le générateur ainsi que retiré les connecteurs de court-circuit, les essais de court-circuit sont finis. Des essais supplémentaires pour la protection de déséquilibre, protection de surintensité temporisée, protection de surcharge, protection d'impédance et la protection de perte de synchronisme ne sont pas nécessaires. La protection de surintensité temporisée et la protection d'impédance vont être mises en alerte (adresse 1201: Prot. maxI I> = En ou adresse 1401 MAX I TPS INV = En, adresse 3301: PROT. IMPEDANCE = En) et fonctionnent dès lors comme protection de court-circuit pour tous les autres essais. Si utilisée, l'adresse 1301 MaxI I>> = En, la protection de surcharge (adresse 1601: PROT. SURCHARGE = En), la protection de déséquilibre (adresse 1701: DESEQUILIBRE I2 = En) et la protection de perte de synchronisme (adresse 3501: PERTE SYNCHRON. = En) peuvent être activées. Sinon, elles seront commutées sur Hors. 3.3.13 Contrôle de la protection différentielle Préparation Assurez-vous de nouveau avant les tests primaires effectifs que l'objet protégé configuré correspond à l'objet effectif, que l'adaptation des montants est correcte compte tenu du courant nominal de l'objet protégé et des transformateurs de courant primaires et que la correction des groupes de commutation est également correcte. Réglez la protection différentielle (adresse 2001) sur Bloc. relais ou coupez les ordres de déclenchement. Le montage de test varie en fonction du cas d'application. Pour les transformateurs de puissance et 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 (figure 3-25). Le courant de test est généré par la source de test symétrique via un pont de court-circuit pouvant tenir le courant de test, monté à l’extérieur de la zone de protection. Pour les transformateurs élévateurs et machines synchrones, les essais sont réalisés pendant la circulation des courants avec la machine servant elle-même de source de courant de test (figure 3-26). Le courant de test 422 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service 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. Si c'est le cas, il faut vérifier après le démarrage de la machine, mais lorsqu'elle n'est pas encore excitée, qu'aucun circuit de transformateur de courant est ouvert ou courtcircuité. Sélectionnez pour cela les valeurs de service et demander l'un après l'autre l'ensemble des courants de service. Bien que les courants et la précision de mesure soient toujours très bas, les défauts mentionnés ci-dessus peuvent normalement être détectés. Pour les essais de mise en service, un passage de courant d'au moins 2% du courant nominal de l’appareil est nécessaire. Figure 3-25 Test d'injection de courant avec source de courant à basse tension Figure 3-26 Test d'injection de courant en présence d'un générateur Contrôle du courant symétrique Avec les valeurs de service mises à disposition par l’appareil 7UM62, une mise en service rapide est possible sans avoir besoin d'appareils externes. L’indexation des courants mesurés se déroule comme suit : Le symbole de la valeur mesurée I est suivi du repère de phase (L), puis de l’indice du côté (ex : enroulement de transformateur), par exemple : IL1S1 Courant dans phase L1 sur le côté 1. Mesure de valeur Comparer les courants affichés par l’appareil sous Mesures → Secondaires → Valeurs de service secondaire avec les courants de passage réels: IL1S1 = IL2S1 = SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 423 Montage et mise en service 3.3 Mise en service IL3S1 = IL1S2 = IL2S2 = IL3S2 = 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 l’objet 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 les valeurs mesurées. Mesure de l'angle Si les différents courants sont vraisemblables, il s'ensuit l'interrogation des rapports de déphasage des courants entre eux (ϕIL1S1, ϕIL2S1, ϕIL3S1, ϕIL1S2, ϕIL2S2, ϕIL3S2). Les déphasages sont indiqués par rapport à la phase L1 du côté 1. Contrôlez les angles indiqués par l'appareil sous Valeurs de mesure → Secondaire → Valeurs de phase pour le côté 1. Tous les angles se rapportent à IL1S1. Pour un champ tournant droit, les résultats suivants approximatifs doivent apparaître: ϕL1S1 = 0° ϕL2S1 = 240° ϕL3S1 = 120° Si les angles ne correspondent pas, il y a des erreurs de polarité pour un ou plusieurs courants du côté 1. • Couper l’objet 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 les valeurs mesurées. Contrôlez les angles indiqués par l'appareil sous Valeurs de mesure → Secondaires → Valeurs de phase pour le côté 2. Tous les angles se rapportent à IL1S1. Si les angles ne correspondent pas, il y a des erreurs de polarité pour un ou plusieurs courants du côté 2 et il faut procéder comme décrit plus haut pour le côté 1. Si le raccordement est correct, les angles des courants entre les deux côtés de l'objet à protéger sont définis de manière à ce qu'un courant de la même phase des deux points de mesure produit un déphasage de 180°. Exception : la protection différentielle transversale. Pour cette protection les courants des conducteurs correspondants doivent être de même phase. Les angles théoriques sont en fonction de l'équipement à protéger – pour les transformateurs – en fonction du couplage. Ils figurent dans le tableau 3-29 pour un champ tournant droit. Les angles indiqués prennent en compte la polarité des connexions des transformateurs de courant ainsi que de la polarité paramétrée. Lorsque tous les trois angles diffèrent de 180° de la valeur théorique, la polarité d’un jeu de transformateurs est incorrecte. Cette erreur peut être supprimée en vérifiant et éventuellement corrigeant les paramètres d’installation correspondants : 424 Adresse 201 PN TC ->OBJ C1 pour l'enroulement primaire, Adresse 210 PN TC ->OBJ C2 pour l'enroulement secondaire SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Tableau 3-29 Affichage de l'angle en fonction de l'équipement à protéger (triphasé) Objet à protéger → ↓ Angle de déphasage Moteur 180° ϕL1S2 Transformateur avec indice de couplage 1) Générateur/ 0 1 3 4 5 6 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° ϕL2S2 60° 60° ϕL3S2 300° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 1) 30° 2 0° 7 8 9 10 11 330° 300° 270° 240° 210° 90° 60° 30° 0° 90° 330° Les angles sont valables si le côté haute tension est défini comme côté 1. Sinon, la valeur valable est 360° moins l'angle donné 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 peuvent néanmoins pas être exclues. Les valeurs calculées peuvent être lues dans les mesures d'exploitation. 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. Lorsque des courants différentiels significatifs apparaissent, les paramètres suivants doivent être contrôlés : En cas de protection du transformateur : Adresses 241, 249 et 202 (adaptation angle 1), 243, 249 et 211 (adaptation et couplage enroulement 2); En cas de protection de générateur ou de moteur : Adresses 251 et 252 (adaptation des valeurs nominales de la machine); Le contrôle du courant symétrique est alors achevé. Couper la source de test et l’objet à protéger (ou arrêter le générateur) et mettre à la terre, ôter le montage de test. La protection différentielle est à activer (adresse 2001: PROT. DIFF. = En) et fonctionne dès lors comme protection de court-circuit pour tous les autres essais. 3.3.14 Contrôle de la protection différentielle du courant de terre Préparation Le test primaire permet de vérifier le racordement correct de l'installation, avant tout du transformateur de courant. Avant de procéder aux tests primaires, vérifiez que la configuration de l'objet à protéger correspond à l'objet à protéger réel. Il faut pour cela vérifier les valeurs de réglage lors de la configuration de la fonction de protection, des données du poste 1 ainsi que de la fonction de protection elle-même. Avant de commencer les essais, réglez la protection différentielle de courant de terre (adresse 2101 DIFFTERRE) sur Bloc. relais ou coupez les ordres de déclenchement. Les essais primaires dans des blocs centrales sont effectués avec le générateur même. Une source d'essai basse tension est utilisée pour les transformateurs. Avant ces vérifications effectuez un contrôle visuel des connexions correctes des transformateurs de courant. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 425 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Remarque Lors du fonctionnement en court-circuit (court-circuit triphasé), vérifiez que les trois transformateurs de courant (côté 1 ou côté 2 – en fonction de l'application dans la protection différentielle de terre) sont de la même construction pour être utilisés dans la protection différentielle de terre. Pour cela, lisez les pourcentages des valeurs de mesure 3I0-1 et 3I0-2 (dans DIGSI onglet valeurs de la protection différentielle). Si les transformateurs sont bien équilibrés, les valeurs doivent être égales à zéro. Les valeurs divergentes de zéro doivent être prises en compte lors de la configuration de la protection. Test primaire avec générateur Le test doit être effectué en complément de la circulation du courant. La protection doit dans ce cas être réglée sur la valeur la plus sensible. La libération de tension homopolaire doit être bloquée (adresse 2103 DIFT LIBER. U0> = 0). Pour le test, une phase doit être mise à la terre et le générateur doit être mis en route (voir la figure suivante). Veillez à ce que le courant d'essai ne dépasse pas le courant de composante inverse admissible. Si celui-ci est situé par exemple à I2adm. = 10 % IN,G, le courant d'essai doit rester inférieur à 30 % IN,G. Sinon, le courant sera déterminé par la mise à la terre du point neutre à basse impédance. 10 % du courant du générateur sont suffisant pour effectuer le test. Figure 3-27 Test de la protection différentielle de terre au générateur Pour déterminer le défaut externe, lisez les pourcentages des valeurs de service (dans l'appareil : Valeurs de mesure → I-Diff, I-Stab) : 3I0-1 Courant homopolaire calculé du côté 1 3I0-2 Courant homopolaire calculé du côté 2 ou courant de terre mesuré ITT2 (en fonction de la configuration) I0-Diff Courant différentiel calculé IStab 0 Courant de stabilisation calculé Les deux courants homopolaires 3I0-1 et 3I0-2 doivent être identiques et correspondre au courant d'alimentation. Le courant différentiel I0-Diff est presqu'égal à zéro. Le courant de stabilisation I0-Stab correspond au double du courant de circulation. Si les courants différentiels et de stabilisation sont identiques, les pôles sont inversés sur un transformateur de courant. Des divergences minimales sont causées par des erreurs du transformateur. En cas de divergences, on suppose la présence d'erreurs de raccordement. Si c'est le cas, il faut modifier le câblage ou changer dans les données du poste 1 l'affectation des points neutres des transformateurs de courant de phase ou de terre ITT2. En ce qui concerne les transformateurs de courant de phase, veillez à ce qu'ils soient utilisés par les autres fonctions de protection, par exemple protection différentielle). Vérifiez les conséquences à prendre en compte. Si la protection différentielle du courant a déjà été vérifiée et que les trans- 426 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service formateurs des côtés 1 et 2 sont utilisés pour la protection différentielle de courant de terre, les défaut mentionnés ci-dessus ne sont pas présents. En cas d'utilisation de l'entrée ITT2, l'inversion des raccords est tout à fait possible. Il faut vérifier le raccordement ou l'affectation du point neutre dans les données du poste 1 (adresse 214 COTE TERRE ITT2). Conformément au préréglage, la borne 7 doit être affectée à l'objet à protéger. En cas de divergences dans les valeurs de mesure, il y a probablement une mauvaise conversion des grandeurs de mesure. Vérifiez à cet effet les paramètres de l'objet à protéger et des transformateurs dans les données du poste 1. Conformément au préréglage, la borne 7 doit être affectée à l'objet à protéger. En cas de divergences dans les valeurs de mesure, il y a probablement une mauvaise conversion des grandeurs de mesure. Vérifiez à cet effet les paramètres de l'objet à protéger et des transformateurs dans les données du poste 1. Pour cela, procéder comme suit : • Arrêter et mettre à la terre le générateur. • Contrôler les connexions, les rectifier et modifier le cas échéant les données du poste 1. • Répéter la mesure Si une protection différentielle de courant de terre est utilisée pour le transformateur, un test de comparaison en résulte (voir la figure suivante). La valeur de mesure 3I0-1 est affectée au côté 1 et 3I0-2 au courant de terre ITT2. Le procédé d'essai est comparable à celui décrit ci-dessus. Lors de l'essai, veillez à ce que le courant de déséquilibre admissible en permanence ne soit pas dépassé sur le côté du générateur. En cas d'un montage en étoile/triangle un défaut monophasé représente un défaut biphasé sur le côté générateur. Figure 3-28 Test de la protection différentielle de terre au niveau du transformateur Test avec dispositif d'injection secondaire Les mesures sont toujours réalisées sur le côté où le point neutre est mis à la terre. 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 3-29 à 3-32 exposent des exemples schématiques du montage de test. La figure 3-29 montre un schéma de protection de générateur. DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises 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 ! SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 427 Montage et mise en service 3.3 Mise en service 428 Figure 3-29 Mesures de courant homopolaire sur transformateur étoile/triangle Figure 3-30 Mesures de courant homopolaire sur un transformateur étoile/étoile avec enroulement de compensation Figure 3-31 Mesures de courant homopolaire sur enroulement en zig-zag SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Figure 3-32 Mesures de courant homopolaire du côté de l'enroulement en triangle avec point neutre séparé Pour les essais, 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. Réglez à nouveau la protection sur la valeur de sensiblité maximale et désactivez la libération de tension homopolaire. • Enclencher le courant de test • Mesure de valeur avec courant de test enclenché Lisez dans l'appareil sous : Valeurs de mesure → I-Diff, I-Stab les grandeurs de mesure : 3I0-1 Courant homopolaire calculé du côté 1 ou côté 2 (en fonction de la configuration) 3I0-2 Courant de terre calculé ITT2 I0-Diff Courant différentiel calculé I0-Stab Courant de stabilisation calculé Les deux courants homopolaires 3I0-1 et 3I0-2 doivent être identiques et correspondre au courant d'alimentation. Le courant différentiel I0-Diff est presque zéro. Le courant de stabilisation I0-Stab correspond au double du courant de circulation. Si les courants différentiels et de stabilisation sont identiques, les pôles sont inversés sur un transformateur de courant. Des divergences minimales sont causées par des erreurs du transformateur. Le contrôle des transformateurs des courants de phase du côté affecté révèle que les valeurs de mesure (appareil: Valeurs de mesure → Valeurs de service secondaires) par phase correspondent à un 1/3 du courant homopolaire alimenté. Le déphasage dans les trois phases est identique à cause du courant homopolaire. En cas de divergences, on suppose la présence d'erreurs de raccordement (voir le paragraphe „Test primaire avec générateur“) • Couper la source de test et l’équipement à protéger • Contrôler et corriger les connexions et le montage de test • Répéter la mesure Vérification de la libération de tension homopolaire Si la libération de tension homopolaire est utilisée, il faut la vérifier également lors du contrôle de la protection masse stator. Si un défaut de terre est présent, le message 5841 „Lib.DIFT p. U0>“ doit apparaître. Lors du test, il faut veiller à ce que la tension homopolaire soit calculée à partir des trois tensions de phase et con- SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 429 Montage et mise en service 3.3 Mise en service vertie sur le côté secondaire en la tension composée (correspondant à √3 U0). On obtient ainsi la même valeur qu'avec un enroulement en triangle ouver. Blocage par maximum de courant Si les mesures décrites ci-dessus ont réussi et que les courants des phases mesurés sont vraisemblables, on peut supposer que la mesure des courants fonctionne correctement. Il suffit de vérifier la valeur de réglage correspondante de la protection (adresse 2102 = DIFT I> BLOCAGE). Afin de vérifier le seuil de démarrage, il faut imprégner du courant au moyen d'un dispositif de contrôle secondaire (les transformateurs de courant ne doivent pas être déconnectés). • Pour terminer les contrôles, 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 de service. • Après avoir terminé les contrôles de la protection de défaut terre, activer la protection différentielle de courant de terre. 3.3.15 Contrôle des circuits de tension Généralités Le contrôle des circuits des tensions avec la machine a lieu pour garantir la justesse des circuits des transformateurs de tension selon le type de câblage, polarité, séquence de phases, rapport du transformateur etc... pas pour contrôler chaque fonction de protection dans l'appareil de protection. Mise à la terre du transformateur Pendant le contrôle des circuits des tensions, l'attention devra être particulièrement portée aux enroulements en triangle ouvert, car la mise à la terre de cet enroulement ne doit être qu'une mise à la terre monophasée. Préparation Régler la fonction de protection de surtension d'à peu près 110% de la tension nominale du générateur avec déclenchement sur démarrage. Réglez la protection fréquencemétrique (adresse 4201) et protection de surexcitation (adresse 4301) sur Bloc. relais. Constatez déjà en état non-excité avec l'aide des tensions de rémanence que tous les ponts de court-circuitage sont éloignés. Conseil d'essai Le contrôle de tous les circuits des transformateurs de tension (protection, mesure, comptage) a lieu avec au moins 30% de la tension nominale du transformateur . Les essais avec des tensions de générateurs de plus de 30% de la tension nominale ne sont nécessaires que pour la réception caractéristique à vide. Le contrôle de la surveillance des circuits de mesure pour la protection défaut terre du rotor (voir plus bas) peut avoir lieu à l'essai des circuits de tensions ou après la synchronisation. Amplitudes Lire les tensions des trois conducteurs dans les valeurs de service et comparer avec les tensions réelles. La tension de la composante directe U1 doit correspondre environ aux valeurs de tension indiquées pour les ten- 430 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service sions phase-terre. En cas de divergences importantes, les connexions des transformateurs de tension ne sont pas correctes. Champ magnétique rotatif Le champ tournant doit correspondre à la séquence des phases paramétrée (adresse 271 SUCCESS. PHASES sous Données poste (1)), sinon le message „Déf. chmpTrnt“ apparaît. Ensuite, l'affectation des phases des grandeurs de mesure est à vérifier, voire à corriger. En cas de grandes divergences, les circuits du transformateur de tension sont à contrôler, à corriger et les tests à répéter. Une autre possibilité consiste à effectuer le contrôle à l'aide de la valeur de mesure composante directe U1 des tensions : Si U1 ≠ UL-T, alors il y a une erreur de raccordement. Surveillance du circuit de mesure de la protection du courant à la masse rotor Si on applique la détection de défaut à la terre comme protection masse rotor, la surveillance des circuits de mesure peut être contrôlée avec l'augmentation de tension : • Démarrer la machine et activer à la tension nominale. Le cas échéant, appliquer les balais de test. Par l'appareil additionnel 7XR61 le circuit du rotor sera mis sous tension à la terre. Là, le courant à terre circulant ITT pourra être lu dans les valeurs de défaut à terre sur l'appareil de protection. La valeur obtenue correspond au courant parasite capacitif circulant pendant l'exploitation sans fautes. • La valeur de réglage ITT< (adresse 5106) doit être réglée environ à la moitié de ce courant parasite capacitif. En outre, il faut contrôler que la valeur de réglage Itt> (adresse 5102) doit être au moins le double du courant parasite mesuré et la valeur de réglage corrigée en conséquence. Fréquence Le contrôle de la fonctionnalité de protection de fréquence s'effectue par le test de plausibilité entre la vitesse de rotation actuelle et la valeur de mesure affichée. Surexcitation Le contrôle de la fonctionalité de protection de surrexcitation s'effectue par le test de plausibilité entre l'excitation actuelle et la valeur de mesure affichée : Après l'arrêt du générateur, les tests de tensions sont achevés. Les fonctions de protection de tension et de fréquence nécessaires sont activées (adresse 4001: MIN U = En ou Hors, adresse 4101: MAX U = En ou Hors, adresse 4201: FREQUENCE f<> = En ou Hors, adresse 4301: SUREXCITATION = En ou Hors). Des fonctions partielles peuvent être désactivées par un réglage adéquat (ex : Fréquence f* réglée comme fNom). 3.3.16 Contrôle de la protection masse stator Généralités Le processus de contrôle de la protection masse stator dépend essentiellement du fait que la machine est connectée comme bloc moteur/transformateur ou comme raccordement de jeu de barres au réseau. Dans les deux cas, il faut contrôler l'exactitude des fonctions ainsi que le domaine de protection. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 431 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Pour contrôler le domaine de protection et prouver le cas échéant la suppression des interférences parasitaires de la résistance de charge, il est nécessaire de faire un test une fois avec un court-circuit à terre à la borne du générateur (par exemple avec 20% de la tension nominale du générateur) et une fois avec un court-circuit à terre dans le réseau. Couplage en bloc En cas d'un court-circuit externe (côté haute tension) une tension parasite est conduite par la capacité de couplage CK du transformateur-élévateur, qui produit une tension de déplacement à côté de la machine. Pour que celle-ci ne soit pas interprétée par la protection comme un court-circuit, elle sera réduite par une résistance de charge adéquate RB à une valeur, qui correspond environ à la moitié du seuil de tension U0 > (adresse 5002). D'un autre côté, le courant de court-circuit produit par la résistance de charge dans la borne de la machine ne doit pas dépasser si possible, 10 A. Figure 3-33 Raccordement avec transformateur de mise à la terre Calcul du domaine de protection La capacité de couplage CK et la résistance de charge RB forment un diviseur de tension ; là RB' correspond à la résistance convertie au circuit de la borne de la machine RB. Figure 3-34 Circuit équivalent et diagramme vectoriel Comme la réactance de la capacité de couplage est bien plus grande que la valeur convertie de la résistance de charge RB', on peut mettre UC ≈ UNO/√3 (voir aussi le diagramme vectoriel en figure 3-34), bien que UNO/√3 432 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service corresponde à la tension de décalage avec un déplacement complet du point neutre de la tension du réseau. Il s'exprime comme suit : Avec le rapport de transformation ü du transformateur de mise à la terre il en résulte Avec le diviseur de tension RT (500 V/100 V), celui-ci correspond à une tension de décalage à l'entrée de l'appareil de : La valeur de démarrage U0 > pour la tension de décalage doit être au moins le double de celle de la tension parasite. Exemple : Réseau UNO = 110 kV fN = 50 Hz CK = 0,01 µF Transformateurs de tension 10 kV/0,1 kV Transformateur de mise à la terre ü = 36 Résistance de charge RB = 10 Ω Comme valeur de réglage dans l'adresse 5002 pour U0 > il y a 10 V de réglé, ce qui correspond à un domaine de protection de 90 % (voir aussi la figure suivante). Remarque Par l'application d'un transformateur de point neutre on doit choisir ü au lieu de ü/3 pour le rapport de transformation des tensions. Comme celle-ci ne dispose que d'un enroulement, le résultat est identique. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 433 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Figure 3-35 Tension de décalage sur défauts à la terre Contrôle avec le défaut à la terre de la machine Réglez la protection masse stator MASSE STATOR (adresse 5001) sur Bloc. relais. Dans le cas où la détection sensible des défauts à la terre soit appliquée comme protection masse stator, alors il faut régler aussi celle-ci sur l'adresse 5101 sur Bloc. relais. Mettre un pont monopolaire de court-circuit à la terre dans le circuit des bornes de la machine avec le système primaire sans tension et mis à la terre. DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre quand la machine est à l'arrêt ! Démarrer la machine et l'activer lentement jusqu'à environ 20 % UN. Lire UE dans les valeurs de mesure et contrôler leur plausibilité. Au cas où d'autres transformateurs de tension avec triangles ouverts existent, la tension UT doit également être mesurée. Pour le domaine de protection S, on a : Exemple : Tension de générateur au démarrage 0,1 x Usec N Valeur de mesure UT = 10 V Valeur de réglage U0> = 10 V Domaine de protection S = 90 % Lire dans la mémoire de perturbations le message „U Terre Lx“ „Lx“ peut afficher le conducteur avec les défauts à la terre, tant qu'il y a des tensions aux entrées de tension de l'appareil. Arrêter la machine. Eloigner les ponts des courts-circuits à la terre. Contrôle avec des courts-circuits à la terre au réseau Mettre un pont monopolaire de court-circuit à la terre sur le côté de haute tension du transformateur-élévateur avec le système primaire sans tension et mis à la terre. 434 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre quand la machine est à l'arrêt ! ATTENTION Eventuellement, mise à la terre du point neutre au transformateur avec mise à la terre simultanée sur le côté de haute-tension pendant l'inspection ! La non observation de la mesure de sécurité suivante peut avoir pour conséquence de légères blessures ou des dommages matériels. Une éventuelle mise à la terre du point neutre au transformateur doit être interrompue pour l'inspection. Démarrer la machine et l'activer lentement à 30% de la tension nominale de la machine. Lire dans les valeurs mesures : UT. Cette valeur sera extrapolée sur la tension nominale de la machine (cf. exemple en figure 3-35). La valeur de mesure de défaut calculée doit correspondre au maximum à la moitié du seuil de mise en route U0 > (adresse 5002) pour atteindre le niveau de sécurité voulu. Arrêter et désactiver la machine. Eloigner les ponts des courts-circuits à la terre. Au cas où le point neutre du côté de haute-tension du transformateur-élévateur doit être mis à la terre, alors reconstituer le point neutre. Activer de facto la protection masse stator : adresse 5001 MASSE STATOR = En. Si nécessaire activer de facto la détection de défaut terre sensible, au cas où celle-ci devrait être appliquée comme protection masse stator : adresse 5101 TERRE SENS. ITT = En. Couplage en jeu de barres Contrôler d'abord le processus correct et les données du dispositif de charge : Séquence temporelle, limite de temps, etc. ainsi que les données du dispositif : Transformateur de mise à la terre, valeur de la résistance des charges (branchement) Régler la protection masse stator (adresse 5001) sur Bloc. relais. Dans le cas où la détection sensible des défauts à la terre soit appliquée comme protection masse stator, alors il faut régler aussi celle-ci sur l'adresse 5101 sur Bloc. relais. Avec le système primaire sans tension et mis à la terre, mettre un pont monopolaire de court-circuit à la terre entre les bornes de la machine et les transformateurs tore homopolaire (cf. figure suivante). DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre quand la machine est à l'arrêt ! SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 435 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Figure 3-36 Défaut de terre au raccordement de jeux de barres Par cette inspection, un tel état de connexion doit être établi, pendant laquelle le dispositif de charge doit être relié de manière galvanique avec le générateur. Si l'installation ne le permet pas, les conseils situés en marge „Test directionnel sans dispositif de charge“ à la page suivante sont à observer. Démarrer la machine et l'activer lentement jusqu'à ce que la protection masse stator réagisse : Message „Excit. U0>“ (non configuré par le réglage à l'usine). Le message „Excit. I0>“ doit apparaître simultanément (non configuré par le réglage à l'usine). Lire les valeurs de mesure UT et ITT2. Quand tout est bien connecté, cette valeur de mesure en Volt est égale au pourcentage de la tension des bornes de la machine en rapport à la tension nominale de la machine; si nécessaire observez la tension nominale primaire différente du transformateur de mise à la terre, ou du transformateur de tension. Cette valeur correspond en outre à la valeur de réglage U0 > à l'adresse 5002. La valeur de mesure ITT2 doit correspondre environ à la valeur de réglage 3I0 > à l'adresse 5003 ou être légèrement au-dessus, pour ne pas diminuer le domaine de protection par une réaction ultérieure, qui est déterminé par la valeur de réglage U0 >. Pour le domaine de protection S, on a : Exemple : Tension de générateur au démarrage 0,1 x UN 436 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Valeur de mesure UT = 10 V Valeur de réglage U0> = 10 V Domaine de protection S = 90 % Avec détermination directionnelle En regard de la détermination directionnelle des défauts à la terre, les connexions et polarités correctes des tensions et des courants doivent être contrôlées. La machine sera excitée avec une tension correspondant à la tension de décalage supérieure à la valeur de démarrage. Avec une polarisation correcte apparaît le message de déclenchement „Déclench. DTS“ (LED 6 à la livraison). Une contre-épreuve sera effectuée. Après désactivation et arrêt de la machine, mettre le pont de court-circuit au-delà des transformateurs de courant (vu de la machine). DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre quand la machine est à l'arrêt ! Après le redémarrage et l'activation de la machine par le seuil de démarrage de la tension de décalage, „Excit. U0>“ déclenche (LED 2 comme message collectif du démarrage de l'appareil à la livraison), le message „Excit. I0>“ n'apparait pourtant pas et aucun message de déclenchement ne s'ensuit. La valeur de mesure ITT doit être insignifiante, mais lors de l'excitation nominale en aucun cas supérieure à la moitié de la valeur de réglage paramétrée 3I0 >. Arrêter et désactiver la machine. Eloigner les ponts des courts-circuits à la terre. Contrôle de direction avec le tore homopolaire sans dispositif de charge S'il n'y a pas de dispositif de charge, ni de contrôle de défaut à la terre possible avec le réseau, le test suivant avec des opérations secondaires peut être effectué, mais avec un courant de charge primaire symétrique : Avec le raccordement des circuits de courant à un tore homopolaire on évite un transformateur de tension pour la formation d'une tension de décalage (par ex. L1) (voir figure suivante). De la même phase sera envoyé sur une résistance Z, qui limite le courant, un courant de test à travers le transformateur tore homopolaire. ll faut observer ici le raccordement et la direction du conducteur à travers le transformateur tore homopolaire. Quand le courant est trop faible pour la réaction du relais, on peut augmenter son efficacité en enroulant plusieurs fois le conducteur à travers le transformateur tore homopolaire. On utilise pour Z une résistance active (30 à 500 Ω) ou un condensateur (10 à 100 µF) et une autre résistance (env. 50 à 100 Ω) à monter en série pour limiter le courant d'enclenchement. Si le raccordement est correct, le circuit indiqué provoque le lancement des messages „Excit. U0>“, „Excit. I0>“ et finalement „Déclench. DTS“ (LED 6). SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 437 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Figure 3-37 Test directionnel avec tore homopolaire Test de direction avec circuit Holmgreen Avec un raccordement de courant à un circuit Holmgreen, la tension de décalage est obtenue pour le test de la même manière que dans le circuit précédent. Par le circuit de courant seul le courant du transformateur sera conduit, où la phase du transformateur de tension a été évité dans le circuit de triangle ouvert. Avec la puissance active en direction de la machine il y a pour le relais en principe les mêmes conditions qu'avec un défaut à la terre en direction de la machine avec un réseau compensé et inversement. 438 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Figure 3-38 Test directionnel avec circuit Holmgreen Si dans un réseau isolé on veut conserver la connexion des tensions pour la mesure du courant réactif pour le test, il faut veiller à ce que pour un flux de puissance avec une composante inductive en aval le relais de mise à la terre obtienne une direction amont (donc inversement au défaut à la terre dans cette direction) Après avoir fini les tests de direction, arrêter la machine. Les connexions correctes seront à remettre et à contrôler à nouveau. Courant de défaut Pour mesurer le courant parasite, un pont de court-circuit triphasé, apte à conduire le courant nominal, doit être monté au disjoncteur de puissance. Démarrer la machine et l'activer lentement au courant nominal de la machine. Lire la valeur de mesure ITT2. Cette valeur de mesure détermine la valeur de réglage sur l'adresse 5003 3I0 >. Le paramètre 3I0 > doit être environ le double de cette valeur de mesure pour obtenir une marge de sécurité suffisante du courant de défaut de terre pour la détermination directionnelle au courant parasite. Ensuite il faut contrôler si le domaine de protection, qui est défini par la valeur de réglage U0 >, doit être réduit. Activer de facto la protection masse stator : adresse 5001 MASSE STATOR = En. 3.3.17 Contrôle de la protection de la masse stator à 100% Généralités La protection masse stator 100 % sera contrôlée avec la protection 90% de la masse stator. Réglez la protection masse stator 100 % (adresse 5301 MASSE STAT 100%) sur Bloc. relais (à moins que ce réglage ait déjá été fait). En outre, les accessoires de la protection doivent être en service. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 439 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Les essais seront par la suite expliqués en détail. Contrôle sans défaut terre Démarrer la machine et l'activer jusqu'au maximum de la tension nominale de la machine. La protection ne déclenche pas. Il faut en outre vérifier les valeurs de mesure et lire la valeur effective du courant actuel I M.ST.. La valeur de mesure de défaut calculée doit correspondre au maximum à la moitié du seuil de mise en route M.STAT 100% I>> (adresse 5306) pour atteindre le niveau de sécurité voulu. Arrêter la machine. Contrôle d'un défaut terre dans la zone de la machine Brancher le générateur 20 Hz 7XT33 à la tension continue ou à la source de tension triphasée externe. Mettre un pont monopolaire de court-circuit à la terre dans le circuit des bornes de la machine avec le système primaire sans tension et mis à la terre. DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre quand la machine est à l'arrêt ! Démarrer la machine et l'exciter lentement (par contre avec UN/√3) jusqu'à ce que la protection de défaut terre 90% (mise en route U0 >) ait déclenché. Les prises de résistance en charge de la protection 100 % (alarme et déclenchement) doivent démarrer aussitôt après l'enclenchement de la tension d'alimentation du générateur 20 Hz. Pour vérifier le comportement de mise en route de l'échelon de courant M.STAT 100% I>>, lire dans les valeurs de mesure (à env. 10 % à 20 % de la tension de décalage) la mesure I M.ST.. La valeur déterminée ainsi doit environ correspondre au seuil de démarrage sélectionné M.STAT 100% I>> (adresse 5306). Cela assure que l'échelon de courant de la protection masse stator 100 % couvre un domaine de protection d'environ 80% à 90% de l'enroulement, outre le calcul de résistance 100%. Contrôle avec des courts-circuits à la terre au réseau Mettre un pont monopolaire de court-circuit à la terre sur le côté de haute tension du transformateur-élévateur avec le système primaire sans tension et mis à la terre. DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre quand la machine est à l'arrêt ! ATTENTION Eventuellement, mise à la terre du point neutre au transformateur avec mise à la terre simultanée sur le côté de haute-tension pendant l'inspection ! La non observation de la mesure de sécurité suivante peut entraîner de légères blessures ou des dommages matériels. Une éventuelle mise à la terre du point neutre au transformateur doit être interrompue pour l'inspection. Démarrer la machine et l'activer lentement à 30% de la tension nominale de la machine (60% maximum). 440 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service La protection masse stator de 100% et 90% ne déclenche pas. Pour les contrôles nécessaires à la vérification de la protection masse stator 90% , voir le paragraphe „Contrôle avec des courts-circuits à la terre au réseau“ à la section précédente. Pour la protection masse stator de 100%, lire la valeur de mesure I M.ST.. Cette valeur sera extrapolée sur 1,3 fois la tension nominale de la machine. Le courant extrapolé doit correspondre au maximum à la moitié du seuil de démarrage M.STAT 100% I>> (adresse 5306) pour atteindre le niveau de sécurité voulu de l'échelon de courant de la protection masse stator 100 %. Arrêter et désactiver la machine. Eloigner les ponts des courts-circuits à la terre. Au cas où le point neutre du côté haute-tension du transformateur-élévateur doit être mis à la terre, reconstituer le point neutre. En cas d'alimentation du générateur 20 Hz via les transformateurs de la tension des bornes de la machine, il faut créér en permanence cet état de service ou assurer l'autre maniére d'alimentation (ex : alimentation en tension continue via batterie). A moins qu'il y ait d'autres essais à effectuer, activer la protection masse stator de 100% : adresse 5301 MASSE STAT 100% = En. 3.3.18 Contrôle de la protection homopolaire complémentaire sensible en tant que protection à la masse rotor Si la protection de défaut à la terre sensible est utilisée comme protection masse rotor de surcourant, activer d'abord cette fonction de protection à l'adresse 5101 TERRE SENS. ITT = Bloc. relais. ATTENTION Un circuit du rotor non mis à la terre, en relation avec une résistance à terre implémentée pour le contrôle peut recevoir un défaut à terre double. La non observation de la mesure de sécurité suivante peut avoir pour conséquence des dommages matériels pour la machine. Il faut s'assurer que le circuit de rotor à observer soit isolé de la terre, pour que la résistance de terre implémentée pour le contrôle ne conduise pas à un double défaut à la terre. Un défaut à la terre sera simulé par une résistance correspondant environ à la résistance de déclenchement prévue. Dans les machines à activation sur redresseur tournant, la résistance entre les deux bagues collectrices de mesure est installée, et ceci par des bagues collectrices entre une bague collectrice et la terre pour les machines avec une excitation Démarrer la machine et activer environ à la tension nominale, le cas échéant, appliquer les balais de test. Il n'est pas important que la protection sensible du courant de terre réagisse ou non. Là, le courant à terre circulant ITT pourra être lu dans les valeurs de mesures sur l'appareil de protection. Il faut vérifier que ce courant de terre mesuré correspond environ à la valeur de démarrage réglé à l'adresse 5102 Itt> de la détection de défaut à la terre sensible. Cependant, elle ne doit pas être moindrement réglée que la valeur double du courant parasite déterminé dans une isolation saine. Dans les machines avec une excitation sur bagues collectrices, le dernier test peut être répété avec une autre bague collectrice. Arrêter la machine. Supprimez la résistance de défaut terre. La détection de défaut terre sensible comme protection masse rotor sera activée : TERRE SENS. ITT = En à l'adresse 5101. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 441 Montage et mise en service 3.3 Mise en service 3.3.19 Contrôle de la protection à la masse rotor en service Protection masse rotor (R, fn) La protection masse rotor avec mesure de la résistance de terre lors que la machine est à l'arrêt a été vérifiée dans la section 3.3. Afin d'éviter toute influence sur le circuit de mesure par la machine en service, il est recommandé d'effectuer un contrôle de fonctionnement supplémentaire. ATTENTION Un circuit du rotor non mis à la terre, en relation avec une résistance à terre implémentée pour le contrôle peut recevoir un défaut à terre double. La non observation de la mesure de sécurité suivante peut provoquer des dommages matériels pour la machine. Il faut s'assurer que le circuit de rotor à observer soit isolé de la terre, pour que la résistance de terre implémentée pour le contrôle ne conduise pas à un double défaut à la terre. Il faut maintenant simuler un défaut terre au moyen d'une résistance d'env. 90% de la résistance de déclenchement (DECL RT, adresse 6003). Dans les machines à activation sur redresseur tournant, la résistance entre les deux bagues collectrices de mesure est installée, et ceci par des bagues collectrices entre une bague collectrice et la terre pour les machines avec une excitation Démarrer la machine et activer à la tension nominale. Le cas échéant, appliquer les balais de test. La protection masse rotor lance une signalisation de démarrage et après écoulement de T DECL RT (10 s à la livraison) une signalisation de déclenchement (LED 2 et LED 1 comme signalisations groupées pour démarrage et déclenchement de l'appareil). La résistance de terre calculée par l'appareil peut être lue comme „Rterre=“ dans les valeurs de défaut à terre. Dans les machines avec une excitation sur bagues collectrices, l'essai peut être répété sur l'autre bague collectrice. Arrêter la machine. Supprimer la résistance de défaut terre. La protection masse rotor sera activée : MASSE ROTOR = En à l'adresse 6001. Protection masse rotor (1 à 3 Hz) La protection masse rotor lors que la machine est à l'arrêt a été vérifiée dans la section 3.3. Afin d'éviter toute influence sur le circuit de mesure par la machine en service, avant tout par l'excitation, il est recommandé d'effectuer un contrôle de fonctionnement supplémentaire. ATTENTION Un circuit du rotor non mis à la terre, en relation avec une résistance à terre implémentée pour le contrôle peut recevoir un défaut à terre double. La non observation de la mesure de sécurité suivante peut provoquer des dommages matériels pour la machine. Il faut s'assurer que le circuit de rotor à observer est isolé de la terre, pour que la résistance de terre implémentée pour le contrôle ne conduise pas à un double défaut à la terre. l faut simuler un défaut terre au moyen d'une résistance d'env. 90% de la résistance de déclenchement (adresse 6103 DECL RT). Dans les machines à activation sur redresseur tournant, la résistance entre les deux bagues collectrices de mesure est installée, et ceci par des bagues collectrices entre une bague collectrice et la terre pour les machines avec une excitation 442 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Démarrer le générateur et activer à la tension nominale. Le cas échéant, appliquer les balais de test. Vérifier la valeur de mesure Rterre et le message de mise en route („MR M. ROT 1-3Hz“) et après T DECL RT (10 s à la livraison) le message de déclenchement („DECL M.ROT1-3Hz“). Réglez une résistance d'env. 90% du seuil d'alarme (adresse 6102 ALARME RT) et lisez la valeur de mesure „Rterre=“ et contrôlez aussi la signalisation d'alarme („Ala. MROT 1-3Hz“). Si l'excitation cause de forts défauts, il faut le cas échéant diminuer un seuil d'alarme à haute impédance. Démontez la résistance de défaut et vérifiez les valeurs de mesure ainsi que la surveillance de circuits de mesure „DTR ouvert“ en cas de fonctionnement normal sans défaut. Si des messages spontanés de surveillance du circuit de mesure apparaissent, le seuil de démarrage (adresse 6106 Qc <) doit être diminué ou la suveillance doit être désactivée. Dans les machines avec une excitation sur bagues collectrices, le comportement de démarrage peut être testé sur l'autre bague collectrice. Arrêter la machine. Eloigner la résistance de terre. La protection masse rotor sera activée : M. ROTOR 1-3Hz = En à l'adresse 6101. 3.3.20 Contrôle de la protection contre les courts-circuits entre spires Régler la protection contre les courts-circuits entre spires (adresse 5501) sur Bloc. relais. Les asymétries de l'enroulement limitent la sensibilité de la protection. Le cas critique est le court-circuit biphasé. ATTENTION Même lorsque les courants de court-circuit sont nettement inférieurs au courant nominal, le générateur est mis en danger d’un point de vue thermique par le déséquilibre (courant inverse) ! Il faut d’abord mesurer le courant de court-circuit maximal admissible. Si le générateur a été mis en route avec le courant nominal, on obtient les courants de composante inverse suivants : Court-circuit monophasé Court-circuit biphasé 100/3 = 33,3 % 100/√3 = 57,7 % Si par exemple le courant de déséquilibre autorisé en permanence est de 11%, les courants suivants du générateur ne doivent pas être dépassés : Court-circuit monophasé Court-circuit biphasé 11 %/33,3 % · ING = 0,33 ING 11 %/57,7 % · ING = 0,19 ING sélectionné 0,3 ING sélectionné 0,17 ING Les mêmes rapports de pourcentage sont aussi valables pour le courant d’excitation. Monter un pont de court-circuitage biphasé pouvant également conduire des courants de courts-circuits au niveau des bornes du générateur. DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre, lorsque la machine est arrêtée ! SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 443 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Démarrer la machine jusqu’à l’excitation admissible et mesurer le courant d’excitation ainsi que la tension de décalage au niveau de l’appareil, parmi les valeurs d'exploitation. Arrêter le générateur. Ôter les connecteur de courts-circuits. La tension de décalage doit être extrapolée au courant d’excitation nominal afin de garantir qu'il n’y aura pas de déclenchement intempestif en cas de courts-circuits à l’extérieur. La protection est alors réglée sur au moins le double de la valeur parasite en cas d'excitation nominale. Si le courant d’excitation de choc est connu, la tension parasite doit être extrapolée sur cette valeur. La protection est alors réglée sur 1,5 fois la valeur parasite. Pour contrôler la sensibilité de fonctionnement de la protection, il faut mesurer la part de la phase protégée de l’enroulement en cas d'excitation à vide. Pour cela il faut monter un court-circuit monophasé entre une phase et le point neutre. DANGER N'exécuter des mesures primaires que sur des parties de l'installation mises hors tension et mises à la terre, lorsque la machine est arrêtée ! Mettre l’excitation en mode „Manuel“. Démarrer le générateur mais uniquement jusqu’à une excitation pour laquelle le déséquilibre calculé ci-dessus (pour un court-circuit monophasé) n’est pas dépassé. Relever la tension de décalage mesurée dans les valeurs d’exploitation. Arrêter le générateur. Ôter les ponts de court-circuitage. La tension mesurée doit être extrapolée sur la valeur en cas d'excitation à vide. On peut en déduire la partie protégée de l’enroulement, en pourcentage : On suppose ici que la tension Uenr augmente linéairement avec le nombre des enroulements courts-circuités. En fait, l’augmentation en cas de court-circuit entre spires avec seulement quelques spires est relativement élevée, cad que la protection est plus sensible que selon le calcul. Afin de simplifier, on calcule avec un principe linéaire. Une fois le contrôle terminé, activer la protection contre les courts-circuits entre spires, cad mettre l’adresse 5501 sur PDéfEnr = En. 3.3.21 Contrôle avec le réseau Remarque Comme la protection exécute une adaptation de la fréquence d'échantillonnage, il faut lors du contrôle injecter une tension phase-terre à fréquence nominale (ex : UL1) à au moins une entrée. Vérification de la polarité de connexion correcte Les remarques suivantes sont valables pour un générateur synchrone. 444 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Démarrer le générateur et le synchroniser avec le réseau. Augmenter la puissance d'excitation (jusqu'à environ 5%). La puissance active sera lue dans les valeurs de mesure en pourcentage comme puissance active positive P en pourcentage de la puissance apparente nominale SN. Si une valeur de puissance active négative est affichée, l’affectation de la direction entre le jeu de transformateurs de courant du côté 2 et celui des transformateurs de tension ne correspond pas à la direction paramétrée sous l’adresse 210 (PN TC ->OBJ C2: Oui/Non). Le cas échéant, il est nécessaire de reprogrammer le paramètre 1108 PUIS. ACTIVE = Générateur ou Moteur). Le cas échéant, modifier le réglage à l'adresse 210. Si la puissance n'est toujours pas correcte, alors il y a une erreur dans le câblage du transformateur (par exemple inversion de phases cyclique) : • Supprimer l'erreur dans les câblages des transformateurs (transformateurs de courant et/ou de tension) tout en respectant les règles de sécurité. • Répéter le test. Détermination de la puissance traînée et correction de l'erreur angulaire Laissez d'abord la protection de retour de puissance (à l'adresse 3101) et la surveillance de puissance aval (à l'dresse 3201) encore sur Arrêt. Les mesures suivantes ne sont pas nécessaires pour les moteurs. Indépendamment de l'excitation du générateur, c'est à dire indépendamment de la puissance réactive Q, la puissance traînée est pratiquement constante comme une pure puissance active. A cause d'erreurs angulaires possibles dans les transformateurs de courant et de tension, l'appareil de protection reconnaîtra et signalisera des valeurs différentes de puissance traînée. Les paires de valeurs de la puissance traînée et réactive ne donneront aucune droite parallèle à l'abscisse dans le diagramme de la machine (puissance active = zéro). C'est pourquoi si possible, il faudrait déterminer les différences avec trois points de mesure et à partir de cela déterminer la grandeur de correction W0. Les erreurs angulaires dues aux transformateurs internes d'entrée de l'appareil de protection sont déjà compensées par le réglage à l'usine. Ce test est conseillé pour les réglages sensibles de la protection de retour de puissance. Porter la puissance d'excitation à 0 en fermant les soupapes de régularisation. Le générateur obtient sa puissance traînée du réseau. ATTENTION Surchauffe par absorption de la puissance de retour dans le générateur Le fonctionnement de la turbine sans un certain débit de vapeur minimum (effet de refroidissement) peut mener à une surchauffe des aubes de la turbine ! L'absorption de la puissance de retour pour un ensemble turbo-générateur n'est autorisé que pendant un court instant. ATTENTION En cas de sous-excitation du générateur, danger de perte de synchronisme ! La non observation de la mesure de sécurité suivante peut entraîner de légères blessures ou des dommages matériels. Le fonctionnement dans une plage de sous-excitation n'est admissible que pour un court instant. Procédez de la manière suivante : SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 445 Montage et mise en service 3.3 Mise en service 1. Modifier l'excitation jusqu'à ce que la puissance réactive soit Q = 0. Lire et noter la puissance active P0et la puissance réactive Q0 en respectant le signe mathématique, comme mesure de contrôle (voir tableau ci-dessous). 2. Augmenter lentement l'excitation jusqu'à environ 30% de la puissance apparente nominale du générateur (surexcité). – Lire et noter la puissance traînée P1 avec le signe (négatif) dans les valeurs de mesure (voir tableau cidessous). – Lire et noter la puissance réactive Q1 avec le signe (positif) (voir tableau ci-dessous). 3. Réduire lentement l'excitation jusqu'à environ 30% de la puissance apparente nominale du générateur (sous-excité). – Lire et noter la puissance traînée P2 avec le signe (négatif) dans les valeurs de mesure (voir tableau cidessous). – Lire et noter la puissance réactive Q2 avec le signe (négatif) dans les valeurs de mesure (voir tableau ci-dessous). 4. Porter et arrêter le générateur sur excitation à vide ou choisir l'état de fonctionnement désiré. Figure 3-39 Détermination de l'angle de correction W0 Avec les valeurs de mesure lues P1 et P2 s'effectue une correction angulaire de l'erreur du transformateur de la manière suivante : A partir des paires de valeurs mesurées, un angle de correction est calculé selon la formule : Les puissances doivent absolument correspondre aux signes lus ! Sinon résultats erronés ! Cet angle ϕcorr doit être entré avec un sign identique comme un nouvel angle de correction sous l'adresse 204 CORRECT. A0 : Valeur de réglage CORRECT. A0 = ϕcorr Pour la valeur de démarrage de la protection de retour de puissance RETOUR PUISS> à l'adresse 3102 la somme des valeurs de mesure lues P1 et P2 sera formée et de celle-ci un quart est réglé également avec un signe négatif. Mesure de protection au retour de puissance Dans un générateur connecté avec le réseau, la puissance réactive se produit par • la fermeture des soupapes de régularisation, • la fermeture des valves de fermeture instantanée. A cause de possibles fuites des valves, les essais de retour de puissance doivent être réalisés si possible pour les deux cas. 446 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Répéter encore une fois la mesure de retour de puissance pour confirmer les réglages corrects. Activer pour cela la protection de retour de puissance (à l'adresse 3101) en sélectionnant Bloc. relais pour contrôler son efficacité grâce aux messages. Démarrer le générateur et le synchroniser avec le réseau. Fermer les soupapes de régularisation. La puissance traînée mesurée avec la protection peut être lue à partir de la valeur de mesure pour la puissance active. 50% de cette valeur doivent être choisis comme valeur de réglage pour la protection de retour de puissance. Augmenter à nouveau la puissance d'excitation. Contrôler le critère de fermeture instantanée dans un test suivant. Cela suppose que l'entrée binaire „>FermRapideValv“ soit configurée correctement et qu'elle soit commandée par le critère de fermeture instantanée (du contrôle de pression ou commutateur de fin de course à la valve à fermeture instantanée). Fermer les valves de fermeture instantanée. La puissance traînée mesurée avec la protection peut être lue à partir de la valeur de mesure pour la puissance active. Au cas où, contre toute attente, cette valeur serait inférieure à la puissance de retour avec les soupapes de régularisation fermées, alors utiliser 50% de cette valeur comme valeur de réglage pour la protection de retour de puissance. Arrêter la machine en actionnant la protection de retour de puissance. Activer la protection de retour de puissance (à l'adresse 3101) et, si utilisée, la surveillance de puissance aval (à l'adresse 3201) En. Contrôle de la protection de sous-excitation La correction de l'erreur angulaire déterminée et paramétrée en relation à la protection de retour de puissance à l'adresse 204 W0 est également valable pour la protection de sous-excitation. Dans ce chapitre suit la lecture des valeurs de mesure de la puissance réactive et donc le contrôle de plausibilité pour cette grandeur de mesure avec test directionnel. Des contrôles supplémentaires ne sont pas nécessaires. Cependant, au cas où un contrôle directionnel devrait être effectué par une mesure supplémentaire du point de charge, il peut être procédé comme suit. ATTENTION En cas de sous-excitation du générateur il y a danger de perte de synchronisme ! La non observation de la mesure de sécurité suivante peut entraîner de légères blessures ou des dommages matériels. Le fonctionnement dans une plage de sous-excitation n'est admissible que pour un court instantané. Pour le Contrôle avec charge, régler la protection de sous-excitation (adresse 3001) sur Bloc. relais. Le mode de travail adéquat est vérifié en choisissant n'importe quel point de charge en état de fonctionnement de surexcitation puis après de sous-excitation. La lecture des valeurs de mesure correspondantes issues de l'appareil de protection et la comparaison avec les valeurs de mesure de la station centrale permet d'effectuer un contrôle de plausibilité. Régler la protection de sous-excitation (adresse 3001) sur En. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 447 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Remarque Si un fonctionnement avec une charge capacitive n'est pas possible, des points de charge peuvent alors être choisis dans un fonctionnement de sous-excitation par modification du paramétrage de la polarité du transformateur (adresse 210). Les caractéristiques de la protection de sous-excitation sont reflétées par cela au point zéro. Ici il faut observer que la protection de retour de puissance doit être activée Hors (adresse 3101), car ses caractéristiques sont également reflétées du domaine moteur au domaine générateur ! Comme l'appareil de protection signale chaque point de charge par les valeurs de mesure, le trajet de la caractéristique limite de sous-excitation n'est pas nécessaire. Contrôle de la fonction directionnelle dans la protection à maximum de courant Pendant le test de la polarité de connexion, la direction de la fonction de protection est définie sans équivoque par la définition du système de flèches I>> (section 2.9). Si le générateur produit une puissance active (la valeur de mesure P est positive) et si à l'adresse 1108 PUIS. ACTIVE Générateur est sélectionné, alors le réseau est en direction avant. Pour éviter les erreurs de polarisation, un test avec un courant de charge minime est conseillée. Pour cela, procéder comme suit : • régler l'échelon directionnel de courant fort 1301 MaxI I>> sur Bloc. relais et le seuil de démarrage I>> DIR. (paramètre 1302) sur la valeur la plus sensible (= 0,05 A pour un courant nominal de 1 A, ou sur 0,25 A pour un courant nominal de 5 A). • Augmenter le courant de charge (ohmique ou ohmique inductif) supérieure à la valeur de démarrage et contrôler après l'affichage des messages de mise en route (n° 1801à 1803) les messages 1806 „I>> aval“ et 1807 „I>> amont“. • Comparer le sens directionnel montré avec la fonction d'état désiré (valeur de réglage et adresse 1304 DIRECTION). Avec des applications standards, transformateurs du côté des bornes, l'adresse 1304 DIRECTION doit être en amont et le message „I>> aval“ (n° 1806) doit apparaître. • Régler à nouveau le seuil de démarrage à l'adresse 1302 sur la valeur originale et la fonction de protection à l'adresse 1301 MaxI I>> sur En. Contrôle de la protection homopolaire sensible ITT-B Régler la protection homopolaire sensible ITT-B à l'adresse sur Bloc. relais. Lorsque le générateur est à l'arrêt, il faut injecter un courant (intensité déterminé entre autres par le nombre des spires de test) par l'enroulement de contrôle du transformateur de courant ondulé et vérifier le déclenchement de la protection au moyen de la valeur réglée par défaut (le courant d'essai devrait être le double). Le but principal de ce contrôle est le contrôle du câblage et du déclenchement de la protection ainsi que de l'affectation correcte (signalisation). Les essais primaires suivants sont à effectuer après avoir terminé la mise en service de la „synchronisation“. Pour cela, procéder de la façon suivante : • Synchroniser le générateur avec le réseau et le mettre sous charge • Lancer une perturbographie au moyen de DIGSI et déterminer la composante de fréquence prédominante à l'aide de SIGRA. En fonction des connexions, il faut pour cela analyser la trace de perturbographie de l'entrée Itt1 ou Itt2. Sélectionner la méthode de mesure correspondante en fonction du résultat à l'adresse 5406. Si nécessaire, vous pouvez vérifier toutes les trois variantes (Compos. fondam., Harmonique 3 ou 1. et 3. Harm.) et sélectionner finalement dans la protection la méthode de mesure qui a obtenu le meilleur résultat. • Après la sélection de la méthode de mesure, lisez le courant de défaut dans les valeurs de service. 448 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 3.3 Mise en service • Calculez le seuil de démarrage de la protection en multipliant le courant de défaut par un facteur de sécurité (au moins 1,5) et paramétrez ensuite cette valeur (adresse ). • Vérifier que la protection ne déclenche pas à ce niveau de courant. Si nécessaire, il faut régler différents niveaux d'excitation. • Lorsque le générateur marche, connectez une résistance de contrôle (0 - 30 Ω) via une bague collectrice près du roulement entre l'arbre du générateur et la terre. Diminuez la résistance jusqu'à ce que la protection déclenche. S'il y a un „claquement“ du démarrage, il faut légèrement prolonger le temps de maintien à l'adresse 5407. Cette durée ne devrait pourtant pas être supérieure à une seconde. Après avoir terminé le contrôle, il faut activer la protection homopolaire sensible, cad sélectionner à l'adresse = En. 3.3.22 Lancement d'un enregistrement perturbographique d'essai Généralités À la fin de la mise en service, une opération de fermeture d'un disjoncteur ou appareil de commutation primaire doit être effectuée en condition de charge pour s’assurer de la stabilité de la protection pendant les manœuvres d'enclenchement. Les enregistrements de perturbographie sont la base de l'analyse des comportements des protections. Condition préalable Outre les possibilités d’enregistrement de données de perturbographie pendant un défaut, le 7UM62 dispose également de la possibilité d’enregistrer les mêmes informations sur la base d’un ordre en provenance de DIGSI, d’une interface série ou d’une entrée binaire. Dans ce dernier cas, la signalisation „>Dém. perturbo.“ doit être routée à cet effet sur une entrée binaire. L’activation de l'enregistrement de perturbographie se produit par exemple via l'entrée binaire avec la mise en service de l'élément à protéger. Un enregistrement de perturbographie activé en externe (c’est-à-dire sans démarrage d’une fonction de protection ou sans déclenchement de l’appareil) est traité par l’appareil comme un enregistrement normal. L’enregistrement de perturbographie porte cependant un numéro permettant l'attribution univoque. Par contre, ces enregistrements ne sont pas listés sur l'écran dans le carnet de bord des événements déclencheurs, car ils ne représentent pas une perturbation du réseau. Lancer l'enregistrement Pour lancer un enregistrement de perturbographie à partie de DIGSI, cliquez sur Test dans la partie gauche de la fenêtre. Double-cliquez dans la liste d'objets sur Test de perturbographie. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 449 Montage et mise en service 3.3 Mise en service Figure 3-40 Fenêtre de lancement de l'enregistrement test de perturbographie dans DIGSI — Exemple L'enregistrement est lancé immédiatement. Un message est émis dans la zone gauche de la barre d'état lors de l'enregistrement. En outre, des barres d'avancement vous informent sur l'exécution de l'opération. Le programme SIGRA ou le programme ComtradeViewer sont ensuite requis pour la visualisation et l'analyse des données enregistrées. 450 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Montage et mise en service 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 Couples de serrage non-autorisés Le non-respect de la mesure suivante peut entraîner des blessures légères ou des dégâts matériels. Les couples de serrage autorisés ne doivent pas être dépassés. Le cas échéant, les filetages et les logements de vis pourraient être endommagés ! Les valeurs de réglage doivent être testées de nouveau lorsqu’elles sont modifiées lors des tests.. Vérifier de manière exhaustive si toutes les données de poste, de commande et les fonctions auxiliaires ont été effectuées correctement pendant la configuration de l'appareil (section 2) et que toutes les fonctions souhaitées sont mises En service. Conserver une copie de tous les réglages sur un PC. Vérifier l'horloge interne de l'appareil. Si nécessaire, procéder à son réglage ou la synchroniser si l'appareil n'est pas synchronisé automatiquement. Pour de plus amples informations, voir la description du système SIPROTEC 4 /1/. Effacer les mémoires tampon dans le MENU PRINCIPAL → Messages → Effacer/Etablir afin qu’elles ne contiennent plus que des événements réels ayant affecté le système (voir aussi /1/). Les compteurs des statistiques de commutation doivent également être réinitialisés aux valeurs initiales (voir également la description du système SIPROTEC 4 /1/). Les compteurs des mesures d’exploitation (ex : le compteur d’énergie, si disponible) doivent être réinitialisés dans le MENU PRINCIPAL → Valeurs de mesure → Réinitialiser. Appuyer sur la touche ESC (à plusieurs reprises éventuellement) pour retourner au synoptique de base. Le synoptique de base s’affiche dans le champ d’affichage (ex : affichages des valeurs de mesure d’exploitation). Les affichages sur la face frontale de l'appareil s'effacent en appuyant sur la touche LED afin qu'à l'avenir, cette dernière ne fournisse que des informations relatives aux événements et aux états réels. Cette procédure remet également à zéro les relais de sortie éventuellement maintenus. Lorsque vous appuyez sur la touche LED, 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 diode électroluminescente verte „RUN“ doit en tout cas rester allumée, la diode rouge nommée „ERROR“ en aucun cas. Si un commutateur d'essai est prévu, il doit être mis en position de fonctionnement. L'appareil est maintenant prêt à fonctionner. ■ SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 451 Montage et mise en service 3.4 Préparation finale de l’appareil 452 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4 Ce chapitre présente les spécifications techniques de l'appareil SIPROTEC 4 7UM62 ainsi que les fonctions individuelles de l'appareil, y compris les valeurs fonctionnelles limites qui ne peuvent être dépassées en aucune circonstance. Les données électriques et fonctionnelles pour l’ensemble des fonctions possibles sont suivies des données mécaniques avec les plans d’équipement. 4.1 Données générales de l'appareil 455 4.2 Protection à maximum de courant à temps constant (I>, I>>) 467 4.3 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) 468 4.4 Protection de surcharge 474 4.5 Protection de déséquilibre (I2) 477 4.6 Protection de démarrage à max. de I 479 4.7 Protection différentielle pour générateurs et moteurs 480 4.8 Protection différentielle pour transformateurs 483 4.9 Protection différentielle de terre 487 4.10 Protection contre les pertes d'excitation 488 4.11 Protection retour de puissance 489 4.12 Surveillance puissance avant 490 4.13 Protection d'impédance 491 4.14 Protection contre les pertes de synchronisme 493 4.15 Protection à manque de tension 495 4.16 Protection à maximum de tension 497 4.17 Protection de fréquence 498 4.18 Protection de surexcitation 499 4.19 Protection df/dt 501 4.20 Saut de vecteur 502 4.21 Protection masse stator 90 % 503 4.22 Protection homopolaire sensible 504 4.23 Protection masse stator avec 3ème harmonique 505 4.24 Protection masse stator 100% (20 Hz) 506 4.25 Protection de terre sensible B 507 4.26 Protection défaut enroulement 508 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 453 Spécifications techniques 4 454 4.27 Protection masse rotor (R, fn) 509 4.28 Protection masse rotor (1-3 Hz) 511 4.29 Surveillance du temps de démarrage 512 4.30 Blocage de réenclenchement 513 4.31 Protection contre les défaillances disjoncteur 514 4.32 Protection contre les couplages intempestifs 515 4.33 Protection à critère de tension/courant contin. 516 4.34 Interface sondes 517 4.35 Surveillance de seuil 518 4.36 Fonctions complémentaires 519 4.37 Plages de travail des fonctions de protection 525 4.38 Dimensions 527 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil 4.1 Données générales de l'appareil 4.1.1 Entrées/sorties analogiques Entrées de courant Fréquence nominale fN 50 Hz ou 60 Hz Courant nominal IN 1 A ou 5 A Courant de terre, sensible ITT ≤ 1,6 A plage linéaire (configurable) Puissance absorbée par phase et par circuit de terre - à IN = 1 A approx. 0,05 VA - à IN = 5 A approx. 0,3 VA - détection sensible de défauts à la terre à 1 A approx. 0,05 VA Capacité de surcharge du circuit de courant - thermique (efficace) 100· IN pour 1 s 30· IN pour 10 s 4· I N en permanence - dynamique (crête) 250· I N (pendant 0,5 période) Capacité de surcharge de l'entrée pour la détection de défauts à la terre ITT - thermique (efficace) 300 A pour 1 s 100 A pour 10 s 15 A en permanence - dynamique (crête) 750 A (pendant 0,5 période) Entrées de tension Tension secondaire nominale 100 V à 125 V Plage de mesure 0 V à 200 V Puissance absorbée à 100 V approx. 0,3 VA Capacité de surcharge dans le circuit de tension - thermique (efficace) 230 V en permanence Entrées de convertisseurs de mesure Plage de mesure –10 V à +10 V ou –20 mA à +20 mA Résistance d'entrée à tension continue approx. 1 MΩ Résistance d'entrée à courant continu approx. 10 Ω Capacité de surcharge en tant qu'entrée de tension 60 V– en permanence Capacité de surcharge en tant qu'entrée de courant 100 mA– en permanence Sortie analogique (pour les mesures d'exploitation) Plage nominale 0 à 20 mA– Plage de travail 0 à 22,5 mA– Connexion pour boîtier encastrable sur la face arrière, emplacement "B" ou/et "D", connecteur à 9 pôles SUBD SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 455 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil 4.1.2 Connexion pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure ou/et sur la partie supérieure du boîtier Charge max. 350 Ω Tension auxiliaire Tension continue Alimentation auxiliaire en tension par convertisseur intégré Tension auxiliaire continue nominale UH– 24/48 V– 60/110/125 V– Plages de tension admissibles 19 à 58 V– 48 à 150 V– Tension auxiliaire continue nominale UH– 110/125/220/250 V– Plages de tension admissibles 88 à 300 V– Tension alternative superposée, crête à crête, CEI 60255-11 ≤ 15 % de la tension auxiliaire Consommation 7UM621 non excitée approx. 5,3 W 7UM622 approx. 5,5 W 7UM623 7UM621 approx. 5,3 W excitée approx. 12 W 7UM622 approx. 15 W 7UM623 approx. 12 W Temps de maintien en cas de défaut/courtcircuit ≥ 50 ms à U ≥ 48 V– (UH,N = 24/48 V) ≥ 50 ms à U ≥ 110 V– (UH,N = 60...125 V) ≥ 20 ms à U ≥ 24 V– (UH,N = 24/48 V) ≥ 20 ms à U ≥ 60 V– (UH,N = 60...125 V) Tension alternative Alimentation auxiliaire en tension par convertisseur intégré Tension auxiliaire alternative nominale UH~ 115 V~ (50/60 Hz) 230 V~ (50/60 Hz) Plages de tension admissibles 92 à 132 V~ 184 à 265 V~ non excitée approx. 5,5 VA Consommation 7UM621 7UM622 approx. 5,5 VA 7UM623 7UM621 456 approx. 5,5 VA excitée approx. 13 VA 7UM622 approx. 15 VA 7UM623 approx. 13 VA Temps de maintien en cas de défaut/court-circuit ≥ 200 ms SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil 4.1.3 Entrées et sorties binaires Entrées binaires Variante Nombre 7UM621*- 7 (configurables) 7UM623*7UM622*- 15 (configurables) Plage de tension nominale 24 V– à 250 V–, bipolaire Consommation de courant, excitée approx. 1,8 mA, indépendamment de la tension d'activation Seuils d’activation commutables par pontages Pour tensions nominales 24/48/ 60/110/125 V– Uhigh ≥ 19 V– Ulow ≤ 10 V– Pour tensions nominales 110/125/ 220/250 V– et 115/230 V∼ Uhigh ≥ 88 V– Ulow ≤ 44 V– Pour tensions nominales 220/250 V– et 115/230 V∼ Uhigh ≥ 176 V– Ulow ≤ 88 V– Tension maximale admissible 300 V– Suppression d'impulsion d'entrée 220 nF capacité de couplage à 220 V pour un temps de rétablissement de > 60 ms Relais de sortie Relais de signalisation/de commande 1) (voir aussi les schémas généraux en annexe A.2) Nombre : Selon le type d’appareil commandé (configurable) 7UM621*- 12 (1 NF, 3 en option comme NO) 7UM623*7UM622*- Puissance de coupure EN HORS Tension de coupure 20 (1 NF, 4 en option comme NO) 1 contact de vie (en option comme NO ou NF) 1000 W/VA 30 VA 40 W ohmique 25 W/VA pour L/R ≤ 50 ms 250 V Courant admissible par contact (en permanence) 5A Courant admissible par contact (enclenchement et maintien) 30 A pour 0,5 s (NF) Courant total admissible pour contacts avec source 5 A en permanence 30 A pour 0,5 s 1) Listé UL avec les données nominales suivantes : SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 457 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil 120 VCA Pilot duty, B300 240 VCA Pilot duty, B300 240 VCA 5 A General Purpose 24 VCC 5 A General Purpose 48 VCC 0,8 A General Purpose 240 VCC 0,1 A General Purpose 120 VCA 1/6 hp (4,4 FLA) 240 VCA 1/2 hp (4.9 FLA) Diodes électroluminescentes Nombre 4.1.4 RUN (vert) 1 ERROR (rouge) 1 LED configurable (rouge) 14 Interfaces de communication Interface de dialogue Raccordement Face avant, non-isolé, RS232, connecteur à 9 pôles SUBD pour branchement à un PC Commande par DIGSI Vitesse de transmission min. 4 800 bauds à max. 115 200 bauds Réglage à l'usine : 38 400 bauds ; Parité : 8E1 Distance maximale autorisée 15 m Interface de service/du modem Raccordement Interface sans potentiel pour transfert de données Commande par DIGSI Vitesse de transmission min. 4 800 bauds à max. 115 200 bauds Réglage à l'usine: 38 400 bauds ; Parité : 8E1 RS232/RS485 RS232/RS485 en fonction de la commande Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "C", Connecteur à 9 pôles SUBD Boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier ; câble de données blindé Tension d'essai 500 V ; 50 Hz Distance maximale autorisée 15 m Distance maximale autorisée 1 000 m RS232 RS485 458 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil Interface système CEI 60870-5-103 RS232/RS485 en fonction de la commande Interface sans potentiel pour un transfert de données au poste de contrôle-commande Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B", Connecteur à 9 pôles SUBD Pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier RS232 Tension d'essai 500 V ; 50 Hz Vitesse de transmission min. 4 800 bauds, max. 115 200 bauds à la livraison 38 400 bauds Distance maximale autorisée 15 m Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B", Connecteur à 9 pôles SUBD Pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier RS485 Tension d'essai 500 V ; 50 Hz Vitesse de transmission min. 4 800 bauds, max. 115 200 bauds à la livraison 38 400 bauds Distance maximale autorisée max. 1 000 m Type de connecteur fibre optique Connecteur ST Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B" Pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier Longueur d'onde optique λ = 820 nm Classe laser 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 maximale autorisée max. 1 500 m Signal de repos réglable ; réglage à l'usine "Lumière éteinte" Fibres optiques SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 459 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil Profibus RS485 (DP) Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B" Pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier Tension d'essai 500 V ; 50 Hz Vitesse de transmission jusqu’à 12 Mbauds Distance maximale autorisée 1 000 m à ≤ 93,75 kbauds 500 m à ≤ 187,5 kbauds 200 m à ≤ 1,5 Mbauds 100 m à ≤ 12 Mbauds Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B", Connecteur à 9 pôles SUBD Pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier DNP3.0 RS485 Tension d'essai 500 V ; 50 Hz Vitesse de transmission jusqu’à 19 200 bauds Distance maximale autorisée max. 1 000 m Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B", Connecteur à 9 pôles SUBD Pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier Tension d'essai 500 V ; 50 Hz Vitesse de transmission jusqu’à 19 200 bauds Distance maximale autorisée max. 1 000 m Type de connecteur fibre opt. Connecteur ST, anneau simple/double selon la commande pour FMS ; seul anneau double disponible pour DP Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B" Pour boîtier de montage en saillie Utiliser version avec Profibus RS485 dans le boîtier et convertisseur optoélectrique séparé. Vitesse de transmission jusqu’à 1,5 Mbauds recommandé > 500 kbauds Longueur d'onde optique λ = 820 nm Classe laser 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 maximale autorisée max. 1 500 m MODBUS RS485 Profibus fibre optique (DP) 460 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil DNP3.0 fibre optique Type de connecteur fibre opt. Connecteur ST émetteur/récepteur Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B" Pour boîtier de montage en saillie Utiliser version avec DNP3.0 RS485 dans le boîtier et convertisseur optoélectrique séparé. Vitesse de transmission jusqu’à 19 200 bauds Longueur d'onde optique λ = 820 nm Classe laser 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 maximale autorisée max. 1 500 m Type de connecteur fibre opt. Connecteur ST émetteur/récepteur Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B" Pour boîtier de montage en saillie Utiliser version avec MODBUS RS485 dans le boîtier et convertisseur optoélectrique séparé. Vitesse de transmission jusqu’à 19 200 bauds Longueur d'onde optique λ = 820 nm Classe laser 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 maximale autorisée max. 1 500 m MODBUS fibre opt. Module de sortie analogique (électrique) Ethernet électrique (EN100) pour CEI 61850 et DIGSI 2 ports de 0 mA à 20 mA Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B" et "D" Connecteur à 9 pôles SUBD Pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier Tension d'essai 500 V ; 50 Hz Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B" 2 x RJ45 connecteur femelle 100BaseT selon IEEE802.3 Pour boîtier de montage en saillie sur la partie inférieure du boîtier Tension d'essai (pour connec- 500 V ; 50 Hz teur) Vitesse de transmission 100 MBit/s Distance maximale autorisée 20 m SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 461 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil Ethernet électrique (EN100) pour CEI 61850 et DIGSI Type de connecteur fibre opt. Connecteur ST émetteur/récepteur Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "B" Pour boîtier de montage en saillie Non disponible Longueur d'onde optique λ = 1350 nm Vitesse de transmission 100 MBit/s Classe laser 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. 5 dB, avec fibre optique 62,5/125 μm Distance maximale autorisée max. 800 m Interface de synchronisation temporelle Synchronisation temporelle DCF 77/IRIG signal B (format télégramme IRIG-B000) Raccordement sur boîtier encastrable Face arrière, emplacement "A" Connecteur à 9 pôles SUBD Pour boîtier de montage en saillie Au niveau du double bornier situé sur la partie inférieure du boîtier Tensions nominales des signaux au choix 5 V, 12 V ou 24 V Tension d'essai 500 V ; 50 Hz Niveaux des signaux et charges Tension d'entrée nominale des signaux 5V 4.1.5 12 V 24 V UIactif 6,0 V UIBas 1,0 V pour IILow = 0,25 mA 1,4 V pour IILow = 0,25 mA 1,9 V pour IILow = 0,25 mA IIactif 4,5 mA à 9,4 mA 4,5 mA à 9,3 mA 4,5 mA à 8,7 mA RI 890 Ω à UI = 4 V 1 930 Ω à UI = 8,7 V 3 780 Ω à UI = 17 V 640 Ω à UI = 6 V 1 700 Ω à UI = 15,8 V 3 560 Ω à UI = 31 V 15,8 V 31 V Essais électriques Spécifications Normes : 462 CEI 60255 (normes de produit) ANSI/IEEE C37.90.0/.1/.2 UL 508 VDE 0435 Voir aussi normes des fonctions individuelles SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil Essais d’isolation Normes : CEI 60255-5 et CEI 60870-2-1 Essai haute tension (essai de routine) aux entrées 2,5 kV (eff), 50 Hz de mesure de courant, aux entrées de mesure de tension, aux sorties de relais Essai de tension (essai de routine) Tension auxiliaire et entrées binaires 3,5 kV– Essai de tension (essai de routine) Convertisseurs de mesure CM1-CM3 3,0 kV– Essai de tension de choc (essai de routine) 500 V (eff), 50 Hz Seulement interfaces isolées de communication et de synchronisation temporelle ou sorties analogiques (port A - D) Essai de tension de choc (essai type) 5 kV (crête) ; 1,2/50 µs ; 0,5 J ; 3 chocs positifs et 3 Tous les circuits sauf interfaces de communication chocs négatifs par intervalle de 5 s et de synchronisation temporelle, sorties analogiques classe III Contrôles CEM relatifs aux perturbations électromagnétiques (essai type) Normes : CEI 60 255-6 et -22, (normes de produit) EN 61000-6-2 (norme générique) VDE 0435 partie 301 DIN VDE 0435-110 Essai à haute fréquence 60255-22-1, classe 2,5 kV (crête) ; 1 MHz ; τ = 15 µs ; 400 chocs par III et VDE 0435 partie 303, classe III s ; durée de l'essai 2 s ; Ri = 200 Ω Décharge électrostatique CEI 60 55-22-2, 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, balayage de fréquence CEI 60255-22-3, classe III CEI 61000-4-3, classe III 10 V/m ; 80 MHz à 1000 MHz ; 10 V/m ; 800 MHz à 960 MHz ; 20 V/m ; 1,4 GHz à 2,0 GHz ; 80 % AM ; 1 kHz Irradiation par champ HF, fréquences indivi- Classe III : 10 V/m duelles 80/160/450/900 MHz 80 % AM 1 kHz ; durée CEI 60255-22-3, d'enclenchement > 10 s CEI 61000-4-3, modulée en amplitude Perturbations transitoires rapides / Burst CEI60255-22-4 et CEI 61000-4-4, classe IV 4 kV ; 5/50 ns ; 5 kHz ; longueur de Burst = 15 ms ; taux de répétition 300 ms ; deux polarités ; Ri = 50 Ω ; durée de l'essai 1 min Tensions de choc à haute tension (SURGE), Impulsion : 1,2/50 µs CEI 61000-4-5 classe d'installation 3 Tension auxiliaire Mode commun : 2 kV ; 12 Ω ; 9 µF Mode diff. : 1 kV ; 2 Ω ; 18 µF Entrées de mesure, entrées binai- Mode commun : 2 kV ; 42 Ω ; 0,5 µF res et relais de sortie Mode diff. : 1 kV ; 42 Ω ; 0,5 µF HF conduite par ligne, modulée en amplitude 10 V ; 150 kHz à 80 MHz ; 80 % AM ; 1 kHz CEI 61000-4-6, classe III Champ magnétique pour fréquence de réseau CEI 61000-4-8, classe IV CEI 60255-6 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 30 A/m en permanence ; 300 A/m pour 3 s ; 50 Hz 0,5 mT ; 50 Hz 463 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil Insensibilité aux chocs oscillatoires IEEE Std C37.900,1 2,5 kV (crête) ; 1 MHz ; τ = 15 µs ; 400 impulsions par s ; durée de l'essai 2 s ; Ri = 200 Ω Tenue aux chocs transitoires rapides IEEE Std C37.900,1 4 kV ; 5/50 ns ; 5 kHz ; longueur de Burst = 15 ms ; taux de répétition 300 ms ; deux polarités ; Ri = 50 Ω ; durée de l'essai 1 min Interférence électromagnétique rayonnante IEEE Std C37.90.2 35 V/m ; 25 MHz à 1000 MHz Oscillations atténuées CEI 60694, CEI 61000-4-12 2,5 kV (crête), polarité alternante 100 kHz, 1 MHz, 10 MHz et 50 MHz, Ri = 200 Ω Contrôles CEM relatifs aux interférences émises (essai type) Norme : EN 61000-6-3 (norme générique) Tension de perturbation radio sur lignes, seulement 150 kHz à 30 MHz tension auxiliaire CEI-CISPR 22 Classe limite B Intensité du champ d'interférence CEI-CISPR 11 4.1.6 30 MHz à 1000 MHz classe de valeur limite A Contrôles mécaniques Résistance aux vibrations et aux chocs en exploitation Normes : CEI 60255-21 et CEI 60068 Oscillations CEI 60255-21-1, classe 2 CEI 60068-2-6 sinusoïdales 10 Hz à 60 Hz : Amplitude ± 0,075 mm ; 60 Hz à 150 Hz: accélération 1 g Balayage de fréquence 1 octave/min, 20 cycles selon 3 axes orthogonaux Chocs CEI 60255-21-2, classe 1 CEI 60068-2-27 demi-sinusoïdaux Accélération 5 g, durée 11 ms, 3 chocs dans les deux directions des 3 axes Vibrations sismiques CEI 60255-21-3, classe 1 CEI 60068-3-3 sinusoïdales 1 Hz à 8 Hz: Amplitude ± 3,5 mm ; (axe horizontal) 1 Hz à 8 Hz: Amplitude ± 1,5 mm ; (axe vertical) 8 Hz à 35 Hz: accélération 1 g (axe horizontal) 8 Hz à 35 Hz : accélération 0,5 g (axe vertical) Balayage de fréquence 1 octave/min 1 cycle en 3 axes orthogonaux Résistance aux vibrations et aux chocs durant le transport 464 Normes : CEI 60255-21 et CEI 60068 Oscillations CEI 60255-21-1, classe 2 CEI 60068-2-6 sinusoïdales 5Hz à 8Hz : amplitude ± 7,5 mm ; 8 Hz à 15 Hz: accélération 2 g Balayage de fréquence 1 octave/min 20 cycles en 3 axes orthogonaux SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil 4.1.7 Chocs CEI 60255-21-2, classe 1 CEI 60068-2-27 demi-sinusoïdaux Accélération 15 g, durée 11 ms, 3 chocs dans les deux directions des 3 axes Chocs continus CEI 60255-21-2, classe 1 CEI 60068-2-29 demi-sinusoïdaux Accélération 10 g, durée 16 ms, 1 000 chocs dans les deux directions des 3 axes Usures dues au climat Températures Essai type (selon CEI 60068-2-1 et -2, test de baud pendant 16 h) –25 °C à +85 °C Temporairement admissible en exploitation (testé pendant 96 h) –20 °C à +70 °C (La visibilité de l'affichage risque d'être compromise au-delà de +55 °C) recommandé pour exploitation permanente (selon CEI 60255-6) –5 °C à +55 °C Températures limites pour le stockage à long terme –25 °C à +55 °C Températures limites pour le transport –25 °C à +70 °C Stockage et transport dans l'emballage d'usine ! Humidité Humidité admissible Moyenne annuelle d'humidité relative ≤ 75 % ; jusqu’à 93 % d’humidité relative pendant 56 jours par an ; buée non autorisée en cours de fonctionnement ! Siemens recommande de placer les appareils de façon à ne pas les exposer au rayonnement solaire direct afin d'éviter les grandes fluctuations de température qui pourraient provoquer un phénomène de condensation. 4.1.8 Conditions d'exploitation L'appareil de protection est conçu pour une utilisation dans les salles de relais et en milieu industriel. Les procédures d'installation adéquates doivent être observées afin d'assurer la compatibilité électromagnétique (CEM). 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 de protection numérique 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. Normalement, aucune mesure particulière n’est nécessaire dans les postes à moyenne tension. • Il est interdit de débrancher ou de brancher les cartes individuelles lorsqu'elles sont sous tension. Lorsque les modules ou l'appareil sont manipulés à l'extérieur de leur boîtier, il est indispensable de respecter les prescriptions relatives à la protection de composants ESD (composants sensibles aux Décharges ElectroStatique). Enfichés, les modules ne sont pas exposés à de tels risques. SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 465 Spécifications techniques 4.1 Données générales de l'appareil 4.1.9 Certifications Listé UL 7UM62**-*B***-**** 7UM62**-*E***-**** 4.1.10 Modèles avec borniers à vis Reconnaissance UL 7UM62**-*D***-**** Modèles avec borniers enfichables Modes de construction Boîtier 7XP20 Dimensions Voir schémas dimensionnels, section 4.38 Poids (masse) environ En boîtier encastrable 7UM621*- (boîtier de taille 1/2) approx. 7,5 kg 7UM623*- (boîtier de taille 1/2) 7UM622*- (boîtier de taille 1/1) approx. 9,5 kg En boîtier de montage en saillie 7UM621*- (boîtier de taille 1/2) approx. 12 kg 7UM623*- (boîtier de taille 1/2) 7UM622*- (boîtier de taille 1/1) approx. 15 kg Degré de protection selon CEI 60529 pour l'appareil en boîtier de montage en saillie IP 51 En boîtier encastrable avant IP 51 arrière IP 50 Pour la protection des personnes 466 IP 2x avec cache d’isolation monté SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.2 Protection à maximum de courant à temps constant (I>, I>>) 4.2 Protection à maximum de courant à temps constant (I>, I>>) Plages de réglage/Incréments Démarrages courant I> pour IN = 1 A 0,05 A à 20,00 A Incréments 0,01 A pour IN = 5 A 0,25 A à 100,00 A Incréments 0,01 A Démarrages courant I>> pour IN = 1 A 0,05 A à 20,00 A Incréments 0,01 A pour IN = 5 A 0,25 A à 100,00 A Incréments 0,01 A 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Temporisations T Maintien à minimum de tension U< (compo- 10,0 V à 125,0 V sée) Incréments 0,1 V Temps de maintien par critère à min. de tension 0,10 s à 60,00 s Incréments 0,01 s Angle de la droite directionnelle I>> –90° el. à +90° el. Incréments 1° Les réglages temporels sont de pures temporisations. Temps Temps de réponse (sans stabilisation de courant de magnétisation “inrush”, avec stabilisation + 10ms) I>, I>> - Courant = 2 x valeur de réglage - Courant = 10 x valeur de réglage approx. 35 ms approx. 25 ms Temps de retombée I >, I>> approx. 50 ms Rapport de retombée Comportement de retombée surintensité I> env. 0,95 pour I/IN ≥ 0,3 Comportement de retombée surintensité I>> 0,90 à 0,99 Comportement de retombée min. de tension approx. 1,05 Différence de retombée Δϕ 2° électrique (Incréments 0,01) Tolérances Démarrages courant I>, I>> pour IN = 1 A pour IN = 5 A Maintien à minimum de tension U< 1 % de la valeur réglée ou 10 mA 1 % de la valeur réglée ou 50 mA 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temporisations T 1 % ou 10 ms Angle de la droite directionnelle 1° électrique Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ U/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 467 Spécifications techniques 4.3 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤ 1 % Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 4.3 ≤1% ≤1% Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) Plages de réglage/Incréments Démarrages courant Ip (phases) pour IN = 1 A pour IN = 5 A 0,10 A à 4,00 A Incréments 0,01 A 0,50 A à 20,00 A Incréments 0,01 A Multiplicateur temporel T pour Ip pour caractéristiques CEI 0,05 s à 3,20 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Multiplicateur temporel D pour Ip pour caractéristiques ANSI 0,50 à 15,00 ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 Libération à minimum de tension U< 10,0 V à 125,0 V Incréments 0,1 V Caractéristiques de déclenchement selon CEI Selon CEI 60255-3 (voir aussi figure 4-1) Les temps de déclenchement pour I/Ip ≥ 20 sont identiques à ceux pour I/Ip = 20 Seuil de mise en route approx. 1,10 · Ip Seuil de retombée approx. 1,05 · Ip pour Ip/IN ≥ 0,3 Tolérances Seuils de mise en route Ip pour IN = 1 A 1 % de la valeur réglée ou 10 mA pour IN = 5 A 1 % de la valeur réglée ou 50 mA 468 Seuil de mise en route U< 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temps pour ≤ I/Ip ≤ 20 5 % de la valeur de nominale (calculée) +1 % de tolérance de courant, ou 40 ms SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.3 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 469 Spécifications techniques 4.3 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) Figure 4-1 470 Caractéristiques de déclenchement de la protection de surintensité temporisée dépendante, selon CEI SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.3 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) Caractéristiques de déclenchement selon ANSI Selon ANSI/IEEE (voir aussi figures 4-2 et 4-3) Les temps de déclenchement pourI/Ip ≥ 20 sont identiques à ceux pour I/Ip = 20 Seuil de mise en route approx. 1,10 · Ip Seuil de retombée approx. 1,05 · Ip pour Ip/IN ≥ 0,3 ce qui correspond à approx. 0,95 · valeur de réponse Seuils de mise en route pour IN = 1 A et de retombée Ip pour IN = 5 A 1 % de la valeur réglée ou 10 mA Seuil de mise en route U< 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temps pour ≤ I/Ip ≤ 20 5 % de la valeur de nominale (calculée) +1 % de tolérance de courant, ou 40 ms Tolérances 1 % de la valeur réglée ou 50 mA Grandeurs influant Tension continue auxiliaire (alimentation) dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 471 Spécifications techniques 4.3 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) Figure 4-2 472 Caractéristiques de déclenchement de la protection de surintensité temporisée dépendante, selon ANSI/IEEE SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.3 Max I tps inv. (contrôlé/dépendant de U) Figure 4-3 Caractéristiques de déclenchement de la protection de surintensité temporisée dépendante, selon ANSI/IEEE SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 473 Spécifications techniques 4.4 Protection de surcharge 4.4 Protection de surcharge Plages de réglage/Incréments Facteur k selon CEI 60255-8 0,10 à 4,00 Incréments 0,01 Constante de temps τ 30 s à 32 000 s Incréments 1 s Facteur d’extension lorsque la machine est 1,0 à 10,0 arrêtée Incréments 0,1 Alarme thermique Θalarme/Θhors de la température de déclenchement Incréments 1 % Alarme surcharge de courant IAlarme 70 % à 100 % pour IN = 1 A 0,10 A à 4,00 A Incréments 0,01 A pour IN = 5 A 0,50 A à 20,00 A Incréments 0,01 A Surtempérature nominale (avec IN) 40 °C à 200 °C Incréments 1 °C L'échelonnement température du fluide de 40 °C à 300 °C refroidissement Incréments 1 °C Courant limite ILIMITE pour IN = 1 A 0,50 A à 8,00 A Incréments 0,01 A pour IN = 5 A 2,00 A à 40,00 A Incréments 0,01 A Temps de retombée après démarrage d’urgence TRTB.DEM.URG. 10 s à 15 000 s Incréments 1 s Caractéristique de déclenchement voir aussi figure 4-4 Rapports de retombée 474 Θ/Θhors Retombée avec Θalarme Θ/Θalarme approx. 0,99 I/IAlarme approx. 0,95 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.4 Protection de surcharge Tolérances par rapport à k · IN pour IN = 1 A 2 %, ou 10 mA , classe 2 % selon CEI 60255-8 pour IN = 5 A 2 %, ou 50 mA , classe 2 % selon CEI 60255-8 par rapport au temps de déclenchement 3 %, ou 1 s, classe 3 % selon CEI 60255-8 pour I/(k ·IN) > 1,25 Grandeurs d’influence par rapport à k · IN Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 475 Spécifications techniques 4.4 Protection de surcharge Figure 4-4 476 Caractéristique de déclenchement de la fonction de protection de surcharge thermique SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.5 Protection de déséquilibre (I2) 4.5 Protection de déséquilibre (I2) Plages de réglage/Incréments Déséquilibre admissibleI2 adm./IN (en même temps le seuil d’alarme) 3,0 % à 30,0 % Incréments 0,1 % Seuil de déclenchement de déséquilibre I2>>/IN 10 % à 200 % Incréments 1 % Temporisations Talarme, TI2>> 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Facteur d'asymétrie K 1,0 s à 100,0 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,1 s Facteur de temps de refroidissement TREFROIDIS. 0 s à 50 000 s Incréments 1 s Caractéristiques de déclenchement voir aussi figure 4-5 Temps Temps de démarrage (caractéristique à échelons) Temps de retombée (caractéristique à échelons) approx. 50 ms approx. 50 ms Rapports de retombée Seuil d'alarme I2 admis., seuil de déclenchement I2>> approx. 0,95 Seuil de déclenchement thermique Retombée au passage en dessous I2 ADMIS. Valeurs de réponse I2 admis., I2>> 3 % de la valeur réglée, ou 0,3 % déséquilibre Temporisations 1 % ou 10 ms Caractéristique thermique Temps pour 2 ≤ I2/I2 admis. ≤ 20 5 % de la valeur de nominale (calculée) +1 % de tolérance de courant, ou 600 ms Tolérances Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 477 Spécifications techniques 4.5 Protection de déséquilibre (I2) Figure 4-5 478 Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% Temps de déclenchement de la caractéristique thermique de la protection de déséquilibre SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.6 Protection de démarrage à max. de I 4.6 Protection de démarrage à max. de I Plages de réglage/Incréments Démarrage courant I> pour IN = 1 A 0,10 A à 20,00 A Incréments 0,01 A pour IN = 5 A 0,50 A à 100,00 A Incréments 0,01 A Temporisations T 0,00 s à 60,00 s ou inactif Incréments 0,01 s Temps de réponse I> à partir de 120 ms (en fonction de la fréquence de signaux) Temps de retombée I> à partir de 120 ms (en fonction de la fréquence de signaux) Temps Rapports de retombée Seuil de courant I> 80 % ou 0,05 I/In Seuil de courant I> f ≥ 3 Hz, I/IN < 5 ≤ 10 % Temporisations T 1 % ou 10 ms Tolérances Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 2 Hz ≤ f ≤ 10 Hz ≤ 10 % Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤ 100 % (pris en compte pour le calcul) ≤ 100 % (pris en compte pour le calcul) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 479 Spécifications techniques 4.7 Protection différentielle pour générateurs et moteurs 4.7 Protection différentielle pour générateurs et moteurs Plages de réglage/Incréments Courant différentiel IDIFF>/IN Gén 0,05 à 2,00 Incréments 0,01 Echelon de haute intensité IDIFF>>/IN Gén 0,5 à 12,0 ou ∞ (inactif) Incréments 0,1 0,10 à 0,50 Incréments 0,01 Caractéristique de réponse voir aussi figure 4-6 Pente 1 Point de contact 1 I/IN Gén 0,00 à 2,00 Incréments 0,01 Pente 2 0,25 à 0,95 Incréments 0,01 Point de contact 2 I/IN Gén 0,00 à 10,00 Incréments 0,01 Détection de démarrage I/IN Gén 0,00 à 2,00 Incréments 0,01 Elévation du seuil de mise en route au démarra- 1,0 à 2,0 ge Incréments 0,1 Temps max. de démarrage 0,0 s à 180,0 s Incréments 0,1 s Stabilisation supplémentaire I/IN Gén 2,00 à 15,00 Incréments 0,01 Durée de la stabilisation supplémentaire (2 à 250) · Durée de période (fréquence réseau) ou ∞ (inactif) Temporisations du déclenchement pour IDIFF> et 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) IDIFF>> Incréments 0,01 s Temps de réponse pour l'alimentation à source unique (sans fonctionnement en parallèle avec d'autres fonctions de protection) Rapport de retombée approx. 0,7 Tolérances Pour les paramètres préréglés 480 - Caractéristique de réponse ±3 % de la valeur nominale (pour I < 5 · IN) - Temporisations supplémentaires ±1 % de la valeur réglée ou 10 ms SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.7 Protection différentielle pour générateurs et moteurs Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Figure 4-6 Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ U/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤ 1 % (voir aussi la figure 4-7) Caractéristique de déclenchement pour utilisation en tant que protection différentielle de générateur ou de moteur SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 481 Spécifications techniques 4.7 Protection différentielle pour générateurs et moteurs Figure 4-7 Influence de la fréquence sur la protection différentielle de générateur ou de moteur avec: 482 Idiff Courant différentiel = |I1 + I2| IfN Courant avec fréquence du réseau IXf Courant de fréquence au choix dans la plage spécifiée SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.8 Protection différentielle pour transformateurs 4.8 Protection différentielle pour transformateurs Plages de réglage/Incréments Courant différentiel IDIFF>/IN Transfo 0,05 à 2,00 Incréments 0,01 Echelon de haute intensité IDIFF>>/IN Transfo 0,5 à 12,0 ou ∞ (inactif) Incréments 0,1 0,10 à 0,50 Incréments 0,01 Caractéristiques de déclenchement selon ANSI voir aussi figure 4-8 Pente 1 Point de contact 1 I/IN Transfo 0,00 à 2,00 Incréments 0,01 Pente 2 0,25 à 0,95 Incréments 0,01 Point de contact 2 I/IN Transfo 0,00 à 10,00 Incréments 0,01 Détection de démarrage I/IN Transfo 0,00 à 2,00 Incréments 0,01 Elévation du seuil de mise en route au démarra- 1,0 à 2,0 ge Incréments 0,1 Temps max. de démarrage 0,0 à 180,0 s Incréments 0,1 s Stabilisation supplémentaire I/IN Transfo 2,00 à 15,00 Incréments 0,01 Stabilisation à l'enclenchement I2fN/IfN (harmonique 2) 10 % à 80 % voir aussi figure 4-9 Incréments 1 % Stabilisation (harmonique n) InfN/IfN (n = 3 ou harmonique 5) 10 % à 80 % voir aussi figure 4-10 Incréments 1 % Annulation du blocage I/IN Transfo 0,5 à 12,0 Incréments 0,1 Temporisations du déclenchement pour IDIFF> et 0,00 s à 60,00 s IDIFF>> ou ∞ (inactif) Durée de la stabilisation supplémentaire Incréments 0,01 s (2 à 250) · Durée de période (fréquence réseau) ou ∞ (inactif) Durée des blocages croisés pour l'harmonique 2, (0 à 1000) · Durée de période (fréquence réseau) 3 ou 5. ou ∞ (en permanence) Temporisations du déclenchement pour IDIFF> et 0,00 s à 60 s ou ∞ (inactif) IDIFF>> Incréments 0,01 s Temps de réponse pour l'alimentation à source unique (sans fonctionnement en parallèle avec d'autres fonctions de protection) Rapport de retombée SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 approx. 0,7 483 Spécifications techniques 4.8 Protection différentielle pour transformateurs Tolérances pour paramètres préréglés du transformateur - Caractéristique de réponse ±3 % de la valeur nominale (pour I < 5 · IN) - Stabilisation par courant de magnétisation ±3 % de la valeur réglée (pour I2fN/IfN ≥ 15 %) - Temporisations supplémentaires ±1 % de la valeur réglée ou 10 ms Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Figure 4-8 484 Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤ 1 % (voir aussi la figure 4-11) Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle du transformateur SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.8 Protection différentielle pour transformateurs Figure 4-9 Influence de la stabilisation par critère de 2ème harmonique sur la protection différentielle transformateur Figure 4-10 Influence de la stablisation par critère d'harmoniques de rang supérieur SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 485 Spécifications techniques 4.8 Protection différentielle pour transformateurs Figure 4-11 Influence de la fréquence sur la protection différentielle transformateur avec: 486 Idiff Courant différentiel = |I1 + I2| IfN Courant avec fréquence nominale IXf Courant de fréquence au choix dans la plage spécifiée SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.9 Proteccion différentielle de terre 4.9 Proteccion différentielle de terre Plages de réglage/Incréments Courant différentiel I-DIFF-TERRE> I/InO 0,05 à 2,00 Incréments 0,01 Caractéristique du point de contact I/InO 0,00 à 2,00 Incréments 0,01 Pente de la caractéristique 0,00 à 0,95 Incréments 0,01 Temporisations T 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Courant de phase verrouillage I> I/InO 1,0 à 2,5 Incréments 0,1 Libération de tension homopolaire U0> 1,0 V à 100,0 V oder 0 (inactif) Incréments 0,1 V Temps Temps de réponse Temps de retombée ca. 25 ms à 55 ms approx. 60 ms Rapports de retombée Caractéristique de réponse approx. 0,90 Rapport de retombée approx. 0,95 Caractéristique de réponse 5 % de la valeur nominale 0,02 I/InO Tolérances Courant de phase verrouillageI> 1 % de la valeur réglée ou 0,01 I/InO Libération de tension homopolaire U0> 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temporisations T 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/U ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 487 Spécifications techniques 4.10 Protection contre les pertes d'excitation 4.10 Protection contre les pertes d'excitation Plages de réglage/Incréments Secteurs de conductance 1/xd Cl. 0,20 à 3,00 Incréments 0,01 Angles d'inclinaison α1, α2, α3 50° à 120° Incréments 1° Temporisations T 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Blocage par manque de tension 10,0 V à 125,0 V Incréments 0,1 V Tension d'excitation continue Uexcit < 0,50 V à 8,00 V (via diviseurs de tension montés en amont) Incréments 0,01 V Temps Temps de réponse Critère statorique 1/xd Cl., α approx. 60 ms Critère rotorique Uexcit approx. 60 ms Blocage par manque de tension approx. 50 ms Rapports de retombée Critère statorique 1/xd Cl., α approx. 0,95 Critère rotorique Uexcit approx. 1,05 ou seuil de réponse + 0,5 V Blocage par manque de tension approx. 1,1 Critère statorique 1/xd Cl. 3 % de la valeur réglée Tolérances Critère statorique α 1° électrique Critère rotorique Uexcit 1 % ou 0,1 V Blocage par manque de tension 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temporisations T 1 % ou 10 ms Grandeurs influant sur les valeurs de réponse 488 Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.11 Protection retour de puissance 4.11 Protection retour de puissance Plages de réglage/Incréments Retour de puissance Pret>/Snom –0,50 % à –30,00% Incréments 0,01 % Temporisations T 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Temps Temps de réponse - Retour de puissance Pret> Temps de retombée - Retour de puissance Pret> approx. 360 ms pour f = 50 Hz approx. 300 ms pour f = 60 Hz approx. 360 ms pour f = 50 Hz approx. 300 ms pour f = 60 Hz Rapports de retombée Retour de puissance Pret> approx. 0,6 Retour de puissance Pret> 0,25 % SN ±3 % de la valeur réglée pour Q < 0,5 SN (SN : puissance apparente nominale, Q : puissance réactive) Temporisations T 1 % ou 10 ms Tolérances Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ U/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 489 Spécifications techniques 4.12 Surveillance puissance avant 4.12 Surveillance puissance avant Plages de réglage/Incréments Puissance aval PAval>/SNom 0,5 % à 120,0 % Incréments 0,1 % Puissance aval PAval>/SNom 1,0 % à 120,0 % Incréments 0,1 % Temporisations T 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Temps de réponse - Puissance active P<, P> avec mesure précise : approx. 360 ms pour f = 50 Hz approx. 300 ms pour f = 60 Hz avec mesure rapide : approx. 60 ms pour f = 50 Hz approx. 50 ms pour f = 60 Hz Temps de retombée - Puissance active P<, P> avec mesure précise : approx. 360 ms pour f = 50 Hz approx. 300 ms pour f = 60 Hz avec mesure rapide : approx. 60 ms pour f = 50 Hz approx. 50 ms pour f = 60 Hz Temps Rapports de retombée Puissance active Pact< approx. 1,10 ou 0,5 % de SN Puissance active Pact> approx. 0,90 ou –0,5 % de SN Puissance active P<, P> 0,25 % SN ±3 % de la valeur réglée avec mesure précise 0,5 % SN ±3 % de la valeur réglée avec mesure rapide (SN : puissance apparente nominale) Temporisations T 1 % ou 10 ms Tolérances Grandeurs influant sur les valeurs de réponse 490 Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.13 Protection d'impédance 4.13 Protection d'impédance Démarrage Courant de démarrage IMP I> pour IN = 1 A 0,10 A à 20,00 A Incréments 0,01 A pour IN = 5 A 0,50 A à 100,00 A Incréments 0,05 A pour IN = 1 A 1 % de la valeur réglée ou 10 mA Rapport de retombée Tolérances de mesure selon VDE 0435 approx. 0,95 pour IN = 5 A 1 % de la valeur réglée ou 50 mA Maintien à minimum de tension U< 10,0 V à 125,0 V Rapport de retombée approx. 1,05 Incréments 0,1 V Mesure d'impédance Caractéristique polygonale, 3 échelons à temps constant Impédance Z1 (secondaire, par rapport à 0,05 Ω à 130,00 Ω IN = 1 A) Incréments 0,01 Ω Impédance Z1 (secondaire, par rapport à 0,01 Ω à 26,00 Ω IN = 5 A) Impédance Z1B (secondaire, par rapport 0,05 Ω à 65,00 Ω à IN = 1 A) Incréments 0,01 Ω Impédance Z1B (secondaire, par rapport 0,01 Ω à 13,00 Ω à IN = 5 A) Impédance Z2 (secondaire, par rapport à 0,05 Ω à 65,00 Ω IN = 1 A) Incréments 0,01 Ω Impédance Z2 (secondaire, par rapport à 0,01 Ω à 13,00 Ω IN = 5 A) Tolérances de mesure selon VDE 0435 pour les grandeurs de mesure sinusoïdales |ΔZ/Z| ≤ 5 % pour 30° ≤ ϕK ≤ 90° ou 10 mΩ Fonction d'antipompage Différence entre polygone de pompage et 0,10 Ω à 30,00 Ω polygone de déclenchement (secondaire par rapport à IN = 1 A) Incréments 0,01 Ω Différence entre polygone de pompage et 0,02 Ω à 6,00 Ω polygone de déclenchement (secondaire par rapport à IN = 5 A) Vitesse d'évolution dz/dt (par rapport à IN 1,0 Ω/s à 600,0 Ω/s = 1 A) Incréments 0,1 Ω/s Vitesse d'évolution dz/dt (par rapport à IN 0,2 Ω/s à 120,0 Ω/s = 5 A) Temps d'action de la fonction d'antipompage SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 0,00 s à 60,00 s Incréments 0,01 s 491 Spécifications techniques 4.13 Protection d'impédance Temps Temporisations 0,00 s à 60,00 s Incréments 0,01 s Temps de réponse le plus court 35 ms Temps de réponse typique approx. 40 ms Temps de retombée approx. 50 ms Temps de maintien à min. de tension 0,10 s à 60,00 s Tolérance des temporisations 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Incréments 0,01 s Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage ≤ 1 % 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤ 1 % Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 492 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.14 Protection contre les pertes de synchronisme 4.14 Protection contre les pertes de synchronisme Démarrage Courant de composante directe I1>/IN 20,0 % à 400,0 % Incréments 0,1 % Courant de composante inverse I2</IN 5,0 % à 100,0 % Incréments 0,1 % Rapports de retombée - I1> - I2< approx. 0,95 approx. 1,05 Tolérances de mesure selon VDE 0435 partie 303 3 % de la valeur réglée Polygone de pompage Impédance Za (secondaire par rapport à IN = 1 A) 0,20 Ω à 130,00 Ω Impédance Za (secondaire par rapport à IN = 5 A) 0,04 Ω à 26,00 Ω Impédance Zb (secondaire par rapport à IN = 1 A) 0,10 Ω à 130,00 Ω Impédance Zb (secondaire par rapport à IN = 5 A) 0,02 Ω à 26,00 Ω Impédance Zc (secondaire par rapport à IN = 1 A) 0,10 Ω à 130,00 Ω Impédance Zc (secondaire par rapport à IN = 5 A) 0,02 Ω à 26,00 Ω Impédance Zd-Zc (secondaire par rapport à IN = 1 A) 0,00 Ω à 130,00 Ω Impédance Zd-Zc (secondaire par rapport à IN = 5 A) 0,00 Ω à 26,00 Ω Angle d'inclinaison du polygone 60,0° à 90,0° Nombre de pompages admissibles - pour le passage de la caractéristique 1 - pour le passage de la caractéristique 2 1 à 10 1 à 20 Incréments 0,01 Ω Incréments 0,01 Ω Incréments 0,01 Ω Incréments 0,01 Ω Incréments 0,1° Tolérances de mesure selon VDE 0435 pour les grandeurs de mesure sinusoïdales |ΔZ/Z| ≤ 5 % pour 30° ≤ ϕK ≤ 90° ou 10 mΩ Temps Temps de maintien du démarrage TH 0,20 s à 60,00 s Incréments 0,01 s Temps de maintien de la signalisation de perte de synchronisme 0,02 s à 0,15 s Incréments 0,01 s Tolérance des temporisations 1 % de la valeur réglée ou 10 ms SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 493 Spécifications techniques 4.14 Protection contre les pertes de synchronisme Grandeurs influant sur les valeurs de réponse 494 Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.15 Protection à manque de tension 4.15 Protection à manque de tension Plages de réglage/Incréments Grandeur de mesure Composante directe des tensions phase-terre comme grandeur composée Seuils de réponse U<, U<<, Up< 10,0 V à 125,0 V Incréments 0,1 V Rapport de retombée RV U< (seulement les échelons U<, U<<) 1,01 à 1,20 Incréments 0,01 Temporisations T U<, T U<< 0,00 s à 60,0 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Multiplicateur temporelTMUL pour caractéristique à temps dépendant 0,10 s à 5,00 s Incréments 0,01 s Temporisation supplémentaire TUp< pour caractéristique à temps dépendant 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Les réglages temporels sont de pures temporisations. Temps de manœuvre Temps de réponse approx. 50 ms Temps de retombée approx. 50 ms Rapport de retombée de la valeur de démarrage de la caractéristique à temps dépendant 1,01 ou 0,5 V absolue Caractéristique de déclenchement voir aussi figure 4-12 Tolérances Démarrages tension U<, U<<, Up< 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temporisations T, TUp< 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Caractéristique tension-temporisation 1 % par rapport à U, ou 30 ms SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 495 Spécifications techniques 4.15 Protection à manque de tension Grandeurs influant Figure 4-12 496 Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% Temps de déclenchement de la protection à minimum de tension dépendante pour une valeur de réglage Up< = 75 V, sans temporisation de déclenchement supplémentaire (TUp< = 0) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.16 Protection à maximum de tension 4.16 Protection à maximum de tension Plages de réglage/Incréments Grandeur de mesure La tension composée maximale calculée des tensions phase-terre Seuils de réponse U>, U>> 30,0 V à 170,0 V Incréments 0,1 V Rapport de retombée U> (échelons U>, U>>) 0,90 à 0,99 Incréments 0,01 Temporisations T U>, T U>> 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Les réglages temporels sont de pures temporisations. Temps Temps de réponse U>, U>> approx. 50 ms Temps de retombée U>, U>> approx. 50 ms Valeurs limites de tension 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temporisations T 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Tolérances Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 ≤1% ≤1% 497 Spécifications techniques 4.17 Protection de fréquence 4.17 Protection de fréquence Plages de réglage/Incréments Nombre des échelons de fréquence 4 ; réglables sur f> ou f< Valeurs de réponse f> ou f< 40 Hz à 66,00 Hz Incréments 0,01 Hz Temporisations T f1 T f2 à T f4 0,00 s à 600,00 s 0,00 s à 100,00 s Incréments 0,01 s Incréments 0,01 s Blocage par manque de tension (Composante directe U1) 10,0 V à 125,0 V et 0 V (aucun blocage) Incréments 0,1 V Les réglages temporels sont de pures temporisations. Temps Temps de réponse f>, f< Temps de retombée f>, f< approx. 100 ms approx. 100 ms Différence de retombée Δf = | valeur de réponse – valeur de retombée | approx. 20 mHz Rapport de retombée Rapport de retombée du blocage par manque tension approx. 1,05 Tolérances Fréquences f>, f< Blocage par manque de tension Temporisations T(f<, f>) 10 mHz (pour U = UN, f = fN) 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C 0,5 %/10 K Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 498 1% 1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.18 Protection de surexcitation 4.18 Protection de surexcitation Plages de réglage/Incréments Seuil de mise en route de l'échelon d'alarme 1,00 à 1,20 Incréments 0,01 Seuil de mise en route de la caractéristique 1,00 à 1,40 à échelons Incréments 0,01 Temporisations T U/f>, T U/f>> (Caractéristique à échelons et d'alarme) Incréments 0,01 s 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Couples de valeurs de la caractéristique U/f 1,05/1,10/1,15/1,20/1,25/1,30/1,35/1,40 Temporisations correspondantes pour la ca- 0 s à 20 000 s ractéristique thermique t (U/f) Incréments 1 s Temps de refroidissement TREFROIDIS. Incréments 1 s 0 s à 20 000 s Temps Caractéristique à échelons et d'alarme Temps de réponse pour 1,1 · valeur réglée approx. 60 ms Temps de retombée approx. 60 ms Rapports de retombée Avertissement, déclenchement approx. 0,98 Caractéristique de déclenchement Image thermique voir figure 4-13 (Réglage par défaut et caractéristique à échelons) Tolérances Démarrage U/f 3 % de la valeur réglée Temporisations T (Caractéristique à échelons et d'alarme) 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Image thermique (caractéristique du temps) 5 %, par rapport à U/f ±600 ms Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 ≤1% 499 Spécifications techniques 4.18 Protection de surexcitation Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 Figure 4-13 500 ≤ 0,5 %/10 K ≤1% ≤1% Caractéristique de déclenchement élaborée à partir de l'image thermique et de la caractéristique à échelons de la protection de surexcitation (réglage par défaut) SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.19 Protection df/dt 4.19 Protection df/dt Plages de réglage/Incréments Echelons, en option +df/dt>, –df/dt 4 Valeurs de réponse df/dt 0,1 Hz/s à 10,0 Hz/s Incréments 0,1 Hz/s Temporisations T 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Blocage par manque de tension U1> 10,0 V à 125,0 V Incréments 0,1 V Fenêtre de mesure 1 à 25 périodes Temps Temps de réponse df/dt approx. 150 ms à 500 ms (dépendent de la fenêtre de mesure) Temps de retombée df/dt approx. 150 ms à 500 ms (dépendent de la fenêtre de mesure) Rapports de retombée Différence de retombée Δf/dt 0,02 Hz/s à 0,99 Hz/s (réglable) Rapport de retombée approx. 1,05 Tolérances Augmentation de fréquence - Fenêtre de mesure < 5 approx. 5 % ou 0,15 Hz/s pour U > 0,5 UN - Fenêtre de mesure ≥ 5 approx. 3 % ou 0,1 Hz/s pour U > 0,5 UN Blocage par manque de tension 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temporisations 1 % ou 10 ms Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 ≤1% ≤1% 501 Spécifications techniques 4.20 Saut de vecteur 4.20 Saut de vecteur Plages de réglage/Incréments Echelon Δϕ 2° à 30° Incréments 1° Temporisation T 0,00 à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Temps de réinitialisation TRéinit. 0,00 à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,00 s Blocage par manque de tension U1> 10,0 à 125,0 V Incréments 0,1 V Temps Temps de réponse Δϕ approx. 75 ms Temps de retombée Δϕ approx. 75 ms Rapports de retombée – – Tolérances Saut d'angle 0,5° pour U > 0,5 UN Blocage par manque de tension 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Temporisations T 1 % ou 10 ms Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 502 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.21 Protection masse stator à 90% 4.21 Protection masse stator à 90% Plages de réglage/Incréments Tension de décalage U0> 2,0 V à 125,0 V Incréments 0,1 V Courant de terre 3I0> 2 mA à 1000 mA Incréments 1mA Critère d'angle du courant de terre 0° à 360° Incréments 1° Temporisation TM-STATOR 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Les réglages temporels sont de pures temporisations. Temps Temps de réponse U0 3I0 directionnel approx. 50 ms approx. 50 ms approx. 70 ms Temps de retombée U0 3I0 directionnel approx. 50 ms approx. 50 ms approx. 70 ms Rapport de retombée/Différence de retombée Tension de décalage U0 approx. 0,70 Courant de terre 3I0 approx. 0,70 Critère d'angle (différence de retombée) 10° en direction réseau Tolérances Tension de décalage 1 % de la valeur réglée ou 0,5 V Courant de terre 1 % de la valeur réglée ou 0,5mA Temporisations T 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 ≤1% ≤1% 503 Spécifications techniques 4.22 Protection homopolaire sensible 4.22 Protection homopolaire sensible Plages de réglage/Incréments Démarrage courant ITT> 2 mA à 1000 mA Incréments 1mA Temporisation TITT> 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Démarrage courant ITT>> 2 mA à 1000 mA Incréments 1mA Temporisation TITT>> 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Surveillance du circuit de mesure en cas 1,5 mA à 50,0 mA d'utilisation comme protection masse rotor ou 0,0 mA (inactif) ITT< Incréments 0,1 mA Temps Temps de réponse approx. 50 ms Temps de retombée approx. 50 ms Surveillance de circuits de mesure (temporisation) approx. 2 s Rapports de retombée Démarrages courant ITT>, ITT>> approx. 0,95 ou 1 mA Surveillance de circuits de mesure ITT< approx. 1,10 ou 1 mA Démarrage courant 1 % de la valeur réglée ou 0,5 mA Temporisation 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Tolérances Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 ≤1% ≤1% Remarque : A cause de sa haute sensibilité, la plage linéaire de l'entrée pour la détection sensible de défauts terre s'étend de 2 mA à 1 600 mA. 504 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.23 Protection masse stator avec 3ème harmonique 4.23 Protection masse stator avec 3ème harmonique Plages de réglage/Incréments Seuil de réponse de l'harmonique 3 à l'éche- 0,2 V à 40,0 V lon à minimum de tension U0 (harmon. 3)< Incréments 0,1 V Seuil de réponse pour l'harmonique 3 à l'échelon à maximum de tension U0 (harmon. 3)> 0,2 V à 40,0 V Incréments 0,1 V Temporisation TM.ST. (harmon. 3) 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s P/Pmin > 10 % à 100 % oder 0 (inactif) Incréments 1 % U/U1 min> 50,0 V à 125,0 V ou 0 (inactif) Incréments 0,1 V Facteur de correction U03h(V/100%) pour l'échelon U0(harmon. 3)> –40,0 à +40,0 Incréments 0,1 Conditions de libération Temps Temps de réponse approx. 80 ms Temps de retombée approx. 80 ms Rapports de retombée Echelon à minimum de tension U0 (harmon. 3)< approx. 1,10 ou 0,1 V Echelon à maximum de tension U0 (harmon. 3)> approx. 0,90 ou –0,1 V Conditions de libération P/Pmin > approx. 0,90 U/U1 min> approx. 0,95 Tension de décalage 3 % de la valeur réglée ou 0,1 V Temporisation TM.ST. (harmon. 3) 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Tolérances Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 505 Spécifications techniques 4.24 Protection masse stator 100% (20 Hz) 4.24 Protection masse stator 100% (20 Hz) Plages de réglage/Incréments Seuil d'alarme RM-STATOR< 20 Ω à 700 Ω Incréments 1Ω Seuil de déclenchement RM-STATOR<< 20 Ω à 700 Ω Incréments 1Ω Echelon du courant de terre IM-STATOR> 0,02 A à 1,50 A Incréments 0,01 A Temporisation 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s U20 0,3 V à 15 V Incréments 0,1 V I20 5 mA à 40 mA Incréments 1mA Angle de correction –60° à +60° Incréments 1° Surveillance de défauts du générateur 20 Hz Temps Seuil de réponse RM-STATOR<, RM-STATOR<< ≤ 1,3 s Temps de réponse IM-STATOR> ≤ 250 ms Temps de retombée RM-STATOR<, RM-STATOR<< ≤ 0,8 s Temps de retombée IM-STATOR> ≤ 120 ms Rapports de retombée Rapport de retombée approx. 1,2 à 1,7 Résistance approx. 5 % ou 2 Ω Courant 3 % ou 3 mA Temporisation 1 % ou 10 ms Tolérances Grandeurs influant sur les valeurs de réponse Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 506 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.25 Protection de terre sensible B 4.25 Protection de terre sensible B Plages de réglage/Incréments Démarrage courant ITT-B> 0,3 mA à 1 000,0 mA Incréments 0,1 mA Temporisation TITT-B> 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Démarrage courant ITT-B< 0,3 mA à 500,0 mA ou 0 (inactif) Incréments 0,1 mA Temporisation TITT-B< 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Temps de maintien du démarrage T-maintien IttB> 0,00 s à 60,00 s Incréments 0,01 s Temps de maintien du démarrage T-maintien IttB< 0,00 s à 60,00 s Incréments 0,01 s Méthode de mesure en cas d'utilisation comme protection de courant ondulé - Composante fondamentale - Harmonique 3 - Harmoniques 1 et 3 Temps Temps de réponse approx. 50 ms Temps de retombée approx. 50 ms Rapports de retombée Démarrages courant ITT-B> approx. 0,90 ou 0,15 mA ITT-B< approx. 1,10 ou 0,15 mA Démarrage courant 1 % de la valeur réglée ou 0,1 mA Temporisation 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Tolérances Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 ≤1% ≤1% 507 Spécifications techniques 4.26 Protection défaut enroulement 4.26 Protection défaut enroulement Plages de réglage/Incréments Seuil de réponse de la tension de décalage 0,3 V à 130,0 V Uw> Incréments 0,1 V TUw> Incréments 0,01 s 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Temps Temps de réponse approx. 60 ms Temps de retombée approx. 60 ms Rapports de retombée Echelon de démarrage Uw> approx. 0,5 à 0,95 s (réglable) Tolérances Tension de décalage 1 % de la valeur réglée ou 0,1 V Temporisation 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Grandeurs influant Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% Harmoniques - jusqu’à 10 % d’harmonique 3 - jusqu’à 10 % d’harmonique 5 508 ≤1% ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techniques 4.27 Protection masse rotor (R, fn) 4.27 Protection masse rotor (R, fn) Plages de réglage/Incréments Seuil d'alarme RE ALARME 3,0 kΩ à 30,0 kΩ Incréments 0,1 kΩ Seuil de déclenchement RE HORS 1,0 kΩ à 5,0 kΩ Incréments 0,1 kΩ TRE ALARME 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s TRE HORS 0,00 s à 60,00 s ou ∞ (inactif) Incréments 0,01 s Résistance réactive XCOUPL. dans le circuit de couplage (capacitif) –100 Ω à 800 Ω Incréments 1 Ω Temporisations Résistance active RBROSSE dans le circuit de cou- 0 Ω à 999 Ω plage Incréments 1 Ω Valeur de réponse I RE< du message de défaut 1,0 mA à 50,0 mA our 0,0 (échelon est inactif) Incréments 0,1 mA Rotation d'angle A0 I RE pour le courant terre du rotor Incréments 0,1° –180° à +15,0° Capacité masse rotor admissible CT pour les tolérances indiquées et pour la détection de l'interruption du circuit de mesure 0,15 µF ≤ CT ≤ 3,0 µF Plage de travail admissible de la tension (Message de défaut URE< pour U ≤ 20 V) 20 V~ à 100 V~ Temps Temps de réponse - Seuil d'alarme, de déclenchement ≤ 80 ms Temps de retombée - Seuil d'alarme, de déclenchement ≤ 80 ms Rapports de retombée RE ALARME, RE HORS approx. 1,25 Message de défaut IRE< Différence de retombée de 1,20 ou 0,5 mA env. Message de défaut URE< Différence de retombée de 5 V env. Seuil d'alarme, de déclenchement 5 % pour RT ≤ 5 kΩ et 0,15 ≤ CT/µF≤ 3 10 % pour RT ≤ 10 kΩ et 0,15 ≤ CT/µF≤ 3 10 % pour 10 ≤ RT/kΩ ≤ 3 et CT ≤ 1 µF Temporisations T 1 % ou 10 ms Tolérances SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 509 Spécifications techniques 4.27 Protection masse rotor (R, fn) Grandeurs influant sur les valeurs de réponse 510 Tension auxiliaire continue dans la plage 0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤1% Température dans la plage –5 °C ≤ Θamb≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K Fréquence dans la plage 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤1% SIPROTEC, 7UM62, Manuel C53000-G1177-C149-4, Date de publication 03/2010 Spécifications techni
