Protection de jeu de barres REB670 2.0 CEI Manuel d ... · Conformité Ce produit est conforme à...

Relion® série 670

Protection de jeu de barres REB670 2.0 CEIManuel d'application

ID document: 1MRK 505 302-UFRPublié: septembre 2016

Révision: -Version du produit: 2.0

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Conformité

Ce produit est conforme à la Directive du Conseil des Communautés Européennesrelative à l'interprétation des lois des États membres sur la compatibilitéélectromagnétique (directive CEM 2004/108/CE) et sur les équipements électriquesdestinés à être utilisés dans les limites de tension spécifiées (Directive Basse tension2006/95/CE). Cette conformité résulte de tests conduits par ABB conformément auxnormes produit EN 60255-26 pour la Directive CEM et aux normes produitEN 60255-1 et EN 60255-27 pour la Directive Basse tension. Le produit est conçu enconformité avec les normes internationales de la série CEI 60255.

Table des matières

Section 1 Introduction.....................................................................17Ce manuel........................................................................................ 17Ce manuel est destiné à...................................................................17Documentation du produit................................................................ 18

Ensemble de documentation du produit......................................18Historique des révisions du document.........................................19Documents associés................................................................... 20

Symboles et conventions du manuel................................................20Symboles.....................................................................................20Conventions du manuel...............................................................21Mappage CEI 61850 édition 1 / édition 2.................................... 22

Section 2 Application......................................................................29Application générale du DEI............................................................. 29Fonctions de protection principales.................................................. 32Fonctions de protection de secours..................................................33Fonctions de contrôle-commande et de surveillance....................... 35Communication.................................................................................38Fonctions de base du DEI................................................................ 41

Section 3 Configuration..................................................................43Description de la configuration REB670...........................................43

Configurations ACT disponibles pour le REB670 pré-configuré..43Configuration X01........................................................................43Configuration X02........................................................................44Configuration X03........................................................................44Description de l'ensemble triphasé A20...................................... 44Description de l'ensemble triphasé A31...................................... 45Description de l'ensemble monophasés B20 et B21................... 49Description de l'ensemble monophasé B31................................ 52

Section 4 Entrées analogiques.......................................................57Entrées analogiques.........................................................................57

Introduction..................................................................................57Directives de réglage...................................................................57

Réglage du canal référence de phase................................... 57

Section 5 IHM locale...................................................................... 87Affichage...........................................................................................88LED...................................................................................................90

Table des matières

1Manuel d'application

Pavé numérique............................................................................... 90Fonctionnalité de l'IHM locale...........................................................93

Indication de protection et d'alarme.............................................93Gestion des paramètres ............................................................. 94Communication en face avant.....................................................95

Section 6 Protection différentielle...................................................97Protection différentielle de jeu de barres ......................................... 97

Identification................................................................................ 97Applications de base................................................................... 99

Généralités............................................................................. 99Application à meshed corners et application à connexionen T........................................................................................ 99

Applications de protection de jeu de barres................................ 99Généralités............................................................................. 99Caractéristiques distinctives des configurations deprotection de jeu de barres...................................................100Protection différentielle.........................................................100Sélection de zone (commutation de TC).............................. 103Exigences de contacts auxiliaires et évaluation................... 103Exigences de contacts minimum..........................................104Logique d'évaluation des contacts auxiliaires...................... 104Fonctions de sélection de zone............................................107Coupure TC pour noyaux de transformateur de courantpour section et couplage de jeu de barres........................... 109Protection de défaut sur zone morte.................................... 114Interconnexion de zones (transfert de charge).....................117Configuration du circuit de déclenchement.......................... 122Disposition de déclenchement avec une versionmonophasée.........................................................................122Unité de déclenchement centralisée.................................... 123Disposition à déclenchement décentralisée......................... 123Fonction de verrouillage mécanique.................................... 124Renforcement des contacts avec des relais à fort pouvoirde coupure........................................................................... 124Surveillance de circuit de déclenchement pour laprotection de jeu de barres...................................................125

Différentes dispositions de jeu de barres.................................. 125Généralités........................................................................... 125Configurations à simple jeu de barres..................................125Configurations à simple jeu de barres avec sectionneur......126Configurations à simple jeu de barres avec disjoncteur desection de jeu de barres....................................................... 127Configurations à jeu de barres de type H.............................128Configurations à double jeu de barre et deux disjoncteurs.. 130

Table des matières


Configurations à un jeu de barres et demi........................... 131Configurations à double jeu de barres et un disjoncteur...... 133Configurations à double jeu de barres avec deuxdisjoncteurs de section de jeu de barres et deuxdisjoncteurs de couplage de jeu de barres...........................139Configurations à double jeu de barres et un disjoncteuravec jeu de barre de transfert.............................................. 140Combinaison de plusieurs configurations de jeu de barres..142

Principe de sommation..............................................................144Introduction...........................................................................144TC auxiliaires de sommation................................................ 147Connexions ASCT possibles pour REB670......................... 149Correction de disparité des rapports de TC principaux........ 150Seuils de démarrage primaire pour la protectiondifférentielle de type sommation ..........................................150Caractéristiques des ASCT/SLCE 8 pour la connexionaux extrémités...................................................................... 153Caractéristiques des ASCT/SLCE 8 pour la connexion ensérie......................................................................................154

Section 7 Protection de courant................................................... 157Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils,sortie triphasée OC4PTOC ............................................................157

Identification.............................................................................. 157Application.................................................................................157Directives de réglage.................................................................159

Réglages pour chaque seuil.................................................160Protection à maximum de courant monophasé à quatre seuilsPH4SPTOC ................................................................................... 164


Réglages pour chaque seuil (x = 1-4).................................. 166Retard de deuxième harmonique......................................... 168

Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils,(Directionnalité homopolaire ou inverse) EF4PTOC ..................... 173

Identification.............................................................................. 173Directives de réglage.................................................................173

Réglages pour chaque seuil (x = 1, 2, 3 et 4).......................174Réglages commun pour tous les seuils................................176Retenue d'harmonique de 2ème rang..................................177Logique de courant d'appel de transformateur parallèle...... 178Logique d'enclenchement sur défaut....................................179

Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatreseuils NS4PTOC ........................................................................... 180

Table des matières


Identification.............................................................................. 180Application.................................................................................180Directives sur les réglages........................................................ 182

Réglages pour chaque seuil ................................................183Réglages communs pour tous les seuils..............................185

Protection contre les surcharges thermiques, deux constantesde temps TRPTTR .........................................................................186

Identification.............................................................................. 187Application.................................................................................187Directive sur les réglages.......................................................... 188

Protection contre la défaillance de disjoncteur, activation etsortie triphasées CCRBRF ............................................................ 191


Protection contre les défaillances de disjoncteur, versionmonophasée CCSRBRF ............................................................... 195


Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP......198Identification.............................................................................. 198Application.................................................................................198Directives sur les réglages........................................................ 200

Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP ... 204Identification.............................................................................. 204Application.................................................................................204Directives sur les réglages........................................................ 206

Protection de gradin de batterie de condensateurs CBPGAPC..... 210Identification.............................................................................. 210Application.................................................................................211

Protection de SCB................................................................213Directives sur les réglages........................................................ 215

Détection de réamorçage..................................................... 218

Section 8 Protection de tension....................................................219Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV ...........219

Identification.............................................................................. 219Directives sur les réglages........................................................ 219

Équipements de protection, pour par exemple moteurs etalternateurs.......................................................................... 219Détection d'équipement déconnecté.................................... 220Qualité de l'alimentation électrique ......................................220Atténuation de l'instabilité de la tension............................... 220

Table des matières


Protection de secours contre les défauts du systèmeélectrique..............................................................................220Réglages de la protection à minimum de tension à deuxseuils.................................................................................... 220

Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV ......... 222Identification.............................................................................. 223Application.................................................................................223Directives sur les réglages........................................................ 224

Équipements de protection, pour par exemple moteurs,alternateurs et transformateurs............................................ 224Protection de l'équipement, condensateurs......................... 224Qualité de l'alimentation électrique.......................................225Systèmes mis à la terre par haute impédance..................... 225Les réglages suivants peuvent être effectués pour laprotection à maximum de tension à deux seuils.................. 225

Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuilsROV2PTOV ................................................................................... 227


Équipements de protection, pour par exemple moteurs,alternateurs et transformateurs............................................ 228Équipement de protection, condensateurs...........................228Qualité de l'alimentation électrique.......................................229Systèmes mis à la terre par haute impédance..................... 229Système directement mis à la terre......................................230Réglages de la protection à maximum de tensionrésiduelle à deux seuils........................................................ 231

Protection différentielle de tension VDCPTOV............................... 233Identification.............................................................................. 233Application.................................................................................233Directives sur les réglages........................................................ 234

Vérification de perte de tension LOVPTUV ................................... 236Identification.............................................................................. 236Application.................................................................................236Directives sur les réglages........................................................ 236

Paramètres pour utilisateurs avancés.................................. 237

Section 9 Protection de fréquence............................................... 239Protection à minimum de fréquence SAPTUF ...............................239


Protection d'équipement comme pour les moteurs et lesalternateurs.......................................................................... 241

Table des matières


Protection du système électrique, par délestage de lacharge.................................................................................. 241

Protection à maximum de fréquence SAPTOF ............................. 241Identification.............................................................................. 241Application.................................................................................241Directives sur les réglages........................................................ 242

Protection d'équipement comme pour les moteurs et lesalternateurs.......................................................................... 243Protection du système de puissance électrique, pardélestage de l'alternateur..................................................... 243

Protection de taux de variation de fréquence SAPFRC ................ 243Identification.............................................................................. 243Application.................................................................................243Directives sur les réglages........................................................ 244

Section 10 Protection multifonction................................................247Protection générale de courant et de tension CVGAPC.................247

Identification.............................................................................. 247Application.................................................................................247

Sélection de courant et de tension pour la fonctionCVGAPC.............................................................................. 248Grandeurs de base pour la fonction CVGAPC.....................251Possibilités d'application.......................................................251Mise sous tension de l'alternateur par inadvertance............ 252

Directives sur les réglages........................................................ 253Protection directionnelle à maximum de courant inverse.....254Protection à maximum de courant inverse........................... 256Protection contre la surcharge de stator de l'alternateurconformément aux normes CEI et ANSI.............................. 258Protection de phase ouverte pour transformateur, lignesou alternateurs et protection contre les claquages de têtesde disjoncteur pour alternateurs...........................................260Protection à maximum de courant avec retenue detension pour alternateur et transformateur élévateur........... 261Protection contre la perte d'excitation pour alternateur........ 262

Section 11 Surveillance du système secondaire............................265Supervision fusion fusible FUFSPVC............................................. 265


Généralités........................................................................... 266Réglage des paramètres communs..................................... 266Basés sur séquence inverse................................................ 267Basés sur la séquence homopolaire.................................... 268

Table des matières


Delta U et delta I ..................................................................269Détection de ligne morte...................................................... 269

Supervision fusion fusible VDSPVC............................................... 269Identification.............................................................................. 270Application.................................................................................270Directives sur les réglages........................................................ 271

Section 12 Contrôle-commande.....................................................273Contrôle de synchronisme, contrôle de mise sous tension etsynchronisation SESRSYN............................................................ 273


Synchronisation....................................................................273Contrôle de Synchronisme................................................... 274Contrôle de mise sous tension............................................. 276Sélection de tension............................................................. 277Fusion de fusible externe..................................................... 278

Exemples d'application..............................................................279Disjoncteur simple avec jeu de barres simple...................... 280Disjoncteur simple pour double jeu de barres, sélection detension externe.....................................................................281Disjoncteur simple pour double jeu de barres, sélection detension interne......................................................................282Disjoncteur double................................................................2831 1/2 disjoncteur................................................................... 283

Directives sur les réglages........................................................ 286Réenclencheur automatique pour fonctionnement mono/bi et/outriphasé SMBRREC .......................................................................291


Fonctionnement de réenclenchement OFF et ON............... 296Démarrage du réenclenchement automatique etconditions pour démarrer un cycle de réenclenchement......297Démarrage du réenclenchement à partir de l'informationde Disjoncteur (CB) ouvert................................................... 297Blocage de la fonction de réenclenchement........................ 298Contrôle du temps d'ouverture du réenclenchement pourle tir 1....................................................................................298Signal de déclenchement long............................................. 299Nombre maximum de tirs de réenclenchement....................299ARMode=3ph, (paramétrage normal pour un tir uniquetriphasé)............................................................................... 299ARMode=1/2/3ph................................................................. 299ARMode=1/2ph, réenclenchement monophasé oubiphasé dans le premier tir................................................... 300

Table des matières


ARMode=1ph + 1*2ph, réenclenchement mono oubiphasé dans le premier tir................................................... 300ARMode=1/2ph + 1*3ph, Réenclenchement mono, bi outriphasé dans le premier tir...................................................301ARMode=1ph + 1*2/3ph, Réenclenchement mono, bi outriphasé dans le premier tir...................................................301Sélection externe du mode de réenclencheur automatique. 302Temporisateur de réinitialisation de réenclenchement.........302Envoi d'impulsions à la commande de fermeture dedisjoncteur et Compteur....................................................... 303Défaut transitoire.................................................................. 303Défaut permanent et signal d'échec de réenclenchement... 303Lancement du verrouillage................................................... 304Défaut évolutif...................................................................... 305Continuation automatique de la séquence deréenclenchement .................................................................305Protection contre les surcharges thermiques avecretenue sur la fonction de réenclenchement automatique .. 306

Directives de réglage.................................................................306Configuration........................................................................ 306Réglage des paramètres du réenclencheur automatique.... 314

Contrôle d'appareils (APC).............................................................317Application.................................................................................317

Contrôle de cellule (QCBAY)................................................321Contrôleur de commutation (SCSWI)...................................322Commutateurs (SXCBR/SXSWI)......................................... 323Fonction de réservation (QCRSV et RESIN)........................324

Interactions entre modules........................................................ 326Directives sur les réglages........................................................ 328

Contrôle de cellule (QCBAY)................................................328Contrôleur de commutation (SCSWI)...................................328Commutateur (SXCBR/SXSWI)........................................... 329Réservation de cellule (QCRSV)..........................................330Entrée de réservation (RESIN).............................................330

Commutateur rotatif logique pour la sélection de fonctions etprésentation de l'IHML (SLGGIO)...................................................330


Commutateur miniature de sélection VSGAPC..............................332Identification.............................................................................. 332Application.................................................................................332Directives sur les réglages........................................................ 333

Table des matières


Fonction de communication générique pour indication pointdouble DPGAPC.............................................................................333


Contrôle générique à point unique, 8 signaux SPC8GAPC........... 333Identification.............................................................................. 334Application.................................................................................334Directives sur les réglages........................................................ 334

Bits d'automation, fonction de commande pour DNP3.0AUTOBITS......................................................................................334


Commande simple, 16 signaux (SINGLECMD)............................. 335Identification.............................................................................. 335Application.................................................................................336Directives sur les réglages........................................................ 337

Interverrouillage .............................................................................338Directives de configuration........................................................ 339Interverrouillage pour cellule ligne ABC_LINE ..........................340

Application............................................................................340Signaux issus du jeu de barres de bypass...........................340Signaux issus du coupleur de barres................................... 341Réglage de configuration..................................................... 344

Interverrouillage pour cellule de couplage ABC_BC .................345Application............................................................................346Configuration........................................................................ 346Signaux issus de tous les départs........................................346Signaux issus du coupleur de barres................................... 349Réglage de configuration..................................................... 350

Interverrouillage pour cellule transformateur AB_TRAFO ........ 351Application............................................................................351Signaux issus du coupleur de barres................................... 352Réglage de configuration..................................................... 353

Interverrouillage pour disjoncteur de sectionnement debarres A1A2_BS........................................................................353

Application............................................................................353Signaux issus de tous les départs........................................354Réglage de configuration..................................................... 357

Interverrouillage pour sectionneur de sectionnement debarres A1A2_DC .......................................................................358

Application............................................................................358Signaux dans configuration à disjoncteur simple................. 358

Table des matières


Signaux dans configuration à disjoncteur double.................362Signaux dans configuration à un disjoncteur et demi...........365

Interverrouillage pour sectionneur de terre de jeu debarres BB_ES ...........................................................................366

Application............................................................................366Signaux dans configuration à disjoncteur simple................. 366Signaux dans configuration à disjoncteur double.................370Signaux dans configuration à un disjoncteur et demi...........372

Interverrouillage pour cellule double disjoncteur DB ................ 372Application............................................................................372Réglage de configuration..................................................... 373

Interverrouillage pour configuration à un disjoncteur et demi....374Application............................................................................374Réglage de configuration..................................................... 375

Communication horizontale via GOOSE pourl'interverrouillage GOOSEINTLKRCV....................................... 375

Section 13 Logique.........................................................................377Logique pour matrice de déclenchement TMAGAPC.....................377


Logique pour alarme de groupe ALMCALH................................... 378Identification.............................................................................. 378Application.................................................................................378Directives sur les réglages........................................................ 378

Logique pour alarme de groupe WRNCALH.................................. 378Identification.............................................................................. 378

Application............................................................................378Directives sur les réglages................................................... 378

Logique d'indication de groupe INDCALH......................................379Identification.............................................................................. 379


Blocs logiques configurables.......................................................... 379Application.................................................................................379

Configuration........................................................................ 380Bloc fonctionnel Signaux fixes FXDSIGN.......................................381


Conversion de 16 valeurs booléennes en nombre entier B16I.......382Identification.............................................................................. 382Application.................................................................................383

Table des matières


Conversion binaire 16 bits en nombre entier avec représentationde nœud logique BTIGAPC............................................................384


Conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bits IB16...........385Identification.............................................................................. 385Application.................................................................................385

Conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bits avecreprésentation de nœud logique ITBGAPC....................................387


Intégrateur du temps écoulé avec supervision de latransgression des limites et des débordements TEIGAPC............ 388


Section 14 Surveillance..................................................................391Mesure............................................................................................391

Identification.............................................................................. 391Application.................................................................................391Serrage au point zéro................................................................393Directives sur les réglages........................................................ 394

Exemples de réglage............................................................397Surveillance du milieu gazeux SSIMG........................................... 404


Surveillance du milieu liquide SSIML............................................. 405Identification.............................................................................. 405Application.................................................................................405

Surveillance du disjoncteur SSCBR............................................... 405Identification.............................................................................. 405Application.................................................................................405Directives sur les réglages........................................................ 409

Procédure de réglage sur le DEI.......................................... 409Fonction d'événement EVENT....................................................... 410


Rapport de perturbographie DRPRDRE.........................................411Identification.............................................................................. 411Application.................................................................................412Directives de réglage.................................................................413

Temps d'enregistrement.......................................................415

Table des matières


Signaux d'entrée binaire.......................................................416Signaux d'entrée analogiques.............................................. 416Paramètres de sous-fonction............................................... 417Prise en compte................................................................... 418

Rapport d'état des signaux logiques BINSTATREP....................... 419Identification.............................................................................. 419Application.................................................................................419Directives sur les réglages........................................................ 419

Compteur de limites L4UFCNT...................................................... 420Identification.............................................................................. 420Application.................................................................................420

Directives sur les réglages................................................... 420

Section 15 Comptage.....................................................................421Logique Compteur d'impulsions PCFCNT......................................421


Fonction de calcul de l'énergie et gestion de la demanded'énergie ETPMMTR...................................................................... 422


Section 16 Communication interne du poste..................................425Protocoles série 670.......................................................................425Protocole de communication CEI 61850-8-1..................................425

Application CEI 61850-8-1.........................................................425Communication horizontale via GOOSE pourl'interverrouillage GOOSEINTLKRCV....................................... 427Directives sur les réglages........................................................ 427Fonction générique de communication pour indication pointunique SPGAPC, SP16GAPC...................................................427


Fonction générique de communication pour valeur mesuréeMVGAPC...................................................................................427


Communication redondante par bus interne du poste CEI61850-8-1.................................................................................. 428

Identification......................................................................... 428Application............................................................................428Directives sur les réglages................................................... 429

Protocole de communication LON..................................................431

Table des matières


Application.................................................................................431Protocole de communication SPA.................................................. 432

Application.................................................................................432Directives sur les réglages........................................................ 433

Protocole de communication CEI 60870-5-103..............................435Application.................................................................................435

MULTICMDRCV et MULTICMDSND............................................. 442Identification.............................................................................. 443Application.................................................................................443Directives de réglage.................................................................443

Réglages.............................................................................. 443

Section 17 Communication éloignée..............................................445Transfert de signaux binaires......................................................... 445


Solutions de communication matérielles.............................. 445Possibilité d'application avec REB670, versionmonophasée.........................................................................447

Directives sur les réglages........................................................ 448

Section 18 Fonctions de base du DEI............................................451État d'autorisation ATHSTAT..........................................................451

Application.................................................................................451Blocage de changement CHNGLCK.............................................. 451

Application.................................................................................451Déni de service DOS...................................................................... 452


Identifiants DEI............................................................................... 453Application.................................................................................453

Informations produit........................................................................453Application.................................................................................453Réglages usine..........................................................................453

Bloc d'extension des valeurs de mesure RANGE_XP....................454Identification.............................................................................. 454Application.................................................................................454Directives de réglage.................................................................455

Groupes de réglage des paramètres..............................................455Application.................................................................................455Directives sur les réglages........................................................ 455

Fréquence nominale du système PRIMVAL...................................456Identification.............................................................................. 456Application.................................................................................456

Table des matières


Directives sur les réglages........................................................ 456Bloc de sommation triphasé 3PHSUM........................................... 456


Valeurs de base globales GBASVAL............................................. 457Identification.............................................................................. 457Application.................................................................................457Directives sur les réglages........................................................ 458

Diagramme matriciel des signaux pour entrées binaires SMBI......458Application.................................................................................458Directives sur les réglages........................................................ 458

Diagramme matriciel des signaux pour les sorties binaires SMBO 458Application.................................................................................458Directives sur les réglages........................................................ 459

Diagramme matriciel des signaux pour entrées analogiques SMAI459Application.................................................................................459Valeurs de fréquence................................................................ 459Directives sur les réglages........................................................ 460

Fonctionnalité du mode essai TEST...............................................466Application.................................................................................466

Mode essai du protocole CEI 61850.................................... 466Directives sur les réglages........................................................ 468

Autosupervision avec liste d'événements internes......................... 468Application.................................................................................468

Synchronisation d'horloge.............................................................. 469Application.................................................................................469Directives sur les réglages........................................................ 469

Section 19 Exigences.....................................................................473Exigences pour transformateur de courant.................................... 473

Classification de transformateur de courant..............................473Conditions..................................................................................474Courant de défaut......................................................................475Résistance de fil secondaire et charge additionnelle................ 475Exigences générales pour transformateur de courant...............476Exigences pour la force électromotrice secondaireéquivalente nominale.................................................................476

Protection de jeu de barres.................................................. 476Protection contre les défaillances de disjoncteur................. 478Protection non directionnelle instantanée et à retardindépendant à maximum de courant phase et résiduel........478Protection non directionnelle à maximum de courantphase et résiduel à temps inverse........................................479

Table des matières


Exigences pour les transformateurs de courant selond'autres normes.........................................................................480

Transformateurs de courant conformes à CEI 61869-2,classe P, PR.........................................................................480Transformateurs de courant conformes à la norme CEI61869-2, classe PX, PXR (et à l'ancienne norme CEI60044-6, classe TPS ainsi qu'à l'ancienne normebritannique, classe X)...........................................................481Transformateurs de courant conformes à la norme ANSI/IEEE..................................................................................... 481

Exigences pour transformateur de tension.....................................482Exigences relatives au serveur SNTP............................................ 482

Section 20 Glossaire...................................................................... 483

Table des matières


Section 1 Introduction

1.1 Ce manuel

Le manuel d'application contient les descriptions d'application et les consignes deréglage triées par fonction. Il peut être utilisé pour déterminer à quel moment et pourquelle raison une fonction de protection standard peut être utilisée. Il peut égalementservir de guide lors du calcul des paramètres.

1.2 Ce manuel est destiné à

Ce manuel s'adresse à l'ingénieur Protection et contrôle responsable de laplanification, de la pré-ingénierie et de l'ingénierie.

L'ingénieur protection et contrôle doit être expérimenté en matière d'énergieélectrique et il doit avoir de bonnes connaissances de la technologie associée (parexemple, systèmes de protection et principes de communication).

1MRK 505 302-UFR - Section 1Introduction


1.3 Documentation du produit

1.3.1 Ensemble de documentation du produit

IEC07000220-4-fr.vsd

Pla

nific

atio

n et

ach

at

Ingé

nier

ie

Inst

alla

tion

Mis

e en

ser

vice

Exp

loita

tion

Mai

nten

ance

Mis

e ho

rs s

ervi

ceD

ésin

stal

latio

n et

m

ise

au re

but

Manuel d’application

Manuel de l’utilisateur

Manuel d’installation

Manuel d’ingénierie

Manuel de protocole de communication

Guide de déploiement de la cyber-sécurité

Manuel technique

Manuel de mise en service

IEC07000220 V4 FR

Figure 1: Utilisation prévue des manuels pendant tout le cycle de vie du produit

Le manuel d'ingénierie contient des instructions relatives à l'utilisation des DEI àl'aide des différents outils disponibles dans le logiciel PCM600. Il fournit desinstructions sur la configuration d'un projet PCM600 et l'insertion des DEI dans lastructure du projet. Il recommande également une méthodologie pour l'utilisation desfonctions de protection, de contrôle et de l'IHML, ainsi que l'utilisation descommunications pour CEI 60870-5-103, CEI 61850 et DNP3.

Le manuel d'installation contient les instructions relatives à l'installation du DEI. Lemanuel fournit les procédures d'installation mécanique et électrique. Les chapitressont organisés dans l'ordre chronologique d'installation du DEI.

Le manuel de mise en service contient les instructions relatives à la mise en service duDEI. Il peut également être utilisé par les ingénieurs système et le personnel demaintenance comme assistance lors des phases d'essai. Le manuel fournit lesprocédures de vérification des circuits externes et de mise sous tension du DEI, desréglages et de la configuration, ainsi que les procédures de vérification des réglages

Section 1 1MRK 505 302-UFR -Introduction


par injection secondaire. Le manuel décrit la procédure d'essai d'un DEI dans un postequi n'est pas en service. Les chapitres sont organisés dans l'ordre chronologique demise en service du DEI. Les procédures peuvent être suivies également lors desopérations de service et de maintenance.

Le manuel de l'utilisateur contient les instructions d'exploitation du DEI après sa miseen service. Le manuel fournit les instructions de surveillance, de contrôle et deparamétrage du DEI. Le manuel explique également comment identifier lesperturbations et comment visualiser les données de réseau calculées et mesurées pourdéterminer la cause d'un incident.

Le manuel d'application contient les descriptions d'application et les consignes deréglage triées par fonction. Il peut être utilisé pour déterminer à quel moment et pourquelle raison une fonction de protection standard peut être utilisée. Il peut égalementservir de guide lors du calcul des paramètres.

Le manuel technique contient les descriptions d'applications et de fonctionnalités etrépertorie les blocs de fonctions, les schémas logiques, les signaux d'entrée et desortie, les paramètres de configuration et les données techniques triés par fonction. Lemanuel peut être utilisé comme référence technique pendant les phases d'ingénierie,d'installation et de mise en service, ainsi que pendant l'utilisation habituelle.

Le manuel de protocole de communication décrit les protocoles de communicationpris en charge par le DEI. Il se concentre sur les mises en œuvre spécifiques dufournisseur.

Le manuel des entrées/sorties décrit les perspectives et les propriétés des points dedonnées spécifiques au DEI. Il doit être utilisé conjointement avec le manuel deprotocole de communication correspondant.

Le guide de déploiement de la cyber-sécurité décrit la manière de traiter la cyber-sécurité lors de la communication avec le DEI. Certification, autorisation aveccontrôle d'accès basé sur les rôles et ingénierie de produit pour les événements liés àla cyber-sécurité sont décrits et triés par fonction. Le guide peut être utilisé commeréférence technique pendant les phases d'ingénierie, d'installation et de mise enservice, ainsi que pendant l'utilisation habituelle.

1.3.2 Historique des révisions du documentRévision du document/date Historique-/septembre 2016 Première traduction de 1MRK 505 302-UEN

révision -



1.3.3 Documents associésDocuments associés au REB670 ID documentManuel d'application 1MRK 505 302-UFR

Manuel de mise en service 1MRK 505 304-UFR

Guide de l'acheteur 1MRK 505 305-BFR

Manuel technique 1MRK 505 303-UFR

Certificat d'essai de type 1MRK 505 305-TEN

Manuels série 670 ID documentManuel de l'utilisateur 1MRK 500 118-UFR

Manuel d'ingénierie 1MRK 511 308-UFR

Manuel d'installation 1MRK 514 019-UFR

Manuel de protocole de communication,CEI 60870-5-103

1MRK 511 304-UEN

Manuel de protocole de communication,CEI 61850 Edition 1

1MRK 511 302-UEN

Manuel de protocole de communication,CEI 61850 Edition 2

1MRK 511 303-UEN

Manuel de protocole de communication, LON 1MRK 511 305-UEN

Manuel de protocole de communication, SPA 1MRK 511 306-UEN

Guide des accessoires 1MRK 514 012-BEN

Recommandations de déploiement de cyber-sécurité

1MRK 511 309-UEN

Accessoires de connexion et d'installation 1MRK 513 003-BEN

Appareillage de test, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

1.4 Symboles et conventions du manuel

1.4.1 Symboles

L'icône d'avertissement électrique indique la présence d'un dangerpouvant entraîner un choc électrique.

L'icône Avertissement indique la présence d'un danger pouvantentraîner une blessure corporelle.



L'icône Attention surface chaude signale des informations ou unavertissement importants concernant la température des surfaces duproduit.

L'icône Attention indique des informations importantes ou unavertissement se rapportant au concept traité dans le texte. Elle peutindiquer la présence d'un danger pouvant entraîner une altération dulogiciel ou endommager le matériel ou les biens.

L'icône d'information attire l'attention du lecteur sur des faits ouconsidérations importants.

L'icône Conseils indique, par exemple, la manière de concevoir leprojet ou d'utiliser une fonction particulière.

Bien que les avertissements se rapportent aux dommages corporels, il est nécessairede comprendre que l'utilisation d'un matériel endommagé peut, dans certainesconditions de fonctionnement, entraîner une dégradation des performances pouvantconduire à des blessures corporelles ou à la mort. L'utilisateur doit impérativement seconformer strictement à toutes les consignes de sécurité.

1.4.2 Conventions du manuel

• Les abréviations et acronymes utilisés dans ce manuel sont détaillés dans leglossaire, qui contient également les définitions des termes importants.

• La navigation à l'aide des boutons dans la structure de menus de l'IHM locales'effectue au moyen des icônes représentant les boutons.Par exemple, pour naviguer entre les options, utiliser et .

• Les chemins de menu de l'IHM apparaissent en gras.Par exemple, sélectionner Menu principal/Réglages.

• Les messages de l'IHM locale sont affichés avec la police Courier.Par exemple, pour sauvegarder les changements dans la mémoire non volatile,sélectionner Oui et appuyer sur .

• Les noms des paramètres sont en italique.Par exemple, la fonction peut être activée et désactivée à l'aide du paramètreFonctionnement.

• Chaque symbole de bloc fonctionnel affiche le signal d'entrée/sortie disponible.



• Le caractère ̂ situé devant le nom d'un signal d'entrée/sortie indique que lenom du signal peut être personnalisé à l'aide du logiciel PCM600.

• Le caractère * après un nom de signal d'entrée/sortie indique que le signaldoit être connecté à un autre bloc fonctionnel de la configurationd'application afin de réaliser une configuration d'application valide.

• Les schémas logiques décrivent la logique de signal au sein du bloc fonctionnelet sont entourés par des lignes pointillées.• Les signaux encadrés avec une zone ombrée sur leur côté droit représentent

des signaux de paramètre de réglage uniquement via le PST ou l'IHML.• Si un chemin de signal interne ne peut pas être tracé avec une ligne

continue, le suffixe -int est ajouté au nom du signal pour indiquer où lesignal commence et reprend.

• Les chemins de signal qui s'étendent au-delà du schéma logique, dans unautre schéma, portent le suffixe -cont.

1.4.3 Mappage CEI 61850 édition 1 / édition 2Tableau 1: Mappage CEI 61850 édition 1 / édition 2

Nom du bloc fonctionnel Nœuds logiques édition 1 Nœuds logiques édition 2AEGPVOC AEGGAPC AEGPVOC

AGSAL SECLLN0AGSAL

AGSAL

ALMCALH ALMCALH

ALTIM ALTIM

ALTMS ALTMS

ALTRK ALTRK

BCZSPDIF BCZSPDIF BCZSPDIF

BCZTPDIF BCZTPDIF BCZTPDIF

BDCGAPC SWSGGIO BDCGAPC

BRCPTOC BRCPTOC BRCPTOC

BTIGAPC B16IFCVI BTIGAPC

BUSPTRC_B1 BBSPLLN0BUSPTRC

LLN0BUSPTRC

BUSPTRC_B2 BUSPTRC BUSPTRC









Suite du tableau à la page suivante



Nom du bloc fonctionnel Nœuds logiques édition 1 Nœuds logiques édition 2BUSPTRC_B11 BUSPTRC BUSPTRC














BUTPTRC_B1 BBTPLLN0BUTPTRC

LLN0BUTPTRC

BUTPTRC_B2 BUTPTRC BUTPTRC







BZNSPDIF_A BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNSPDIF_B BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNTPDIF_A BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

BZNTPDIF_B BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

CBPGAPC CBPLLN0CBPMMXUCBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP

LLN0CBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP

CCPDSC CCRPLD CCPDSC

CCRBRF CCRBRF CCRBRF

CCSRBRF CCSRBRF CCSRBRF

CCSSPVC CCSRDIF CCSSPVC

CMMXU CMMXU CMMXU




Nom du bloc fonctionnel Nœuds logiques édition 1 Nœuds logiques édition 2CMSQI CMSQI CMSQI

COUVGAPC COUVLLN0COUVPTOVCOUVPTUV

LLN0COUVPTOVCOUVPTUV

CVGAPC GF2LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

CVMMXN CVMMXN CVMMXN

DPGAPC DPGGIO DPGAPC

DRPRDRE DRPRDRE DRPRDRE

ECPSCH ECPSCH ECPSCH

ECRWPSCH ECRWPSCH ECRWPSCH

EF4PTOC EF4LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

EFPIOC EFPIOC EFPIOC

ETPMMTR ETPMMTR ETPMMTR

FDPSPDIS FDPSPDIS FDPSPDIS

FMPSPDIS FMPSPDIS FMPSPDIS

FRPSPDIS FPSRPDIS FPSRPDIS

FTAQFVR FTAQFVR FTAQFVR

FUFSPVC SDDRFUF FUFSPVC

GENPDIF GENPDIF LLN0GENGAPCGENPDIFGENPHARGENPTRC

GOPPDOP GOPPDOP LLN0GOPPDOPPH1PTRC

GRPTTR GRPTTR LLN0GRPTTRGRPTUC

GSPTTR GSPTTR GSPTTR

GUPPDUP GUPPDUP LLN0GUPPDUPPH1PTRC

HZPDIF HZPDIF HZPDIF

INDCALCH INDCALH

ITBGAPC IB16FCVB ITBGAPC




Nom du bloc fonctionnel Nœuds logiques édition 1 Nœuds logiques édition 2L3CPDIF L3CPDIF LLN0

L3CGAPCL3CPDIFL3CPHARL3CPTRC

L4UFCNT L4UFCNT L4UFCNT

L6CPDIF L6CPDIF LLN0L6CGAPCL6CPDIFL6CPHARL6CPTRC

LAPPGAPC LAPPLLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LCCRPTRC LCCRPTRC LCCRPTRC

LCNSPTOC LCNSPTOC LCNSPTOC

LCNSPTOV LCNSPTOV LCNSPTOV

LCP3PTOC LCP3PTOC LCP3PTOC

LCP3PTUC LCP3PTUC LCP3PTUC

LCPTTR LCPTTR LCPTTR

LCZSPTOC LCZSPTOC LCZSPTOC

LCZSPTOV LCZSPTOV LCZSPTOV

LD0LLN0 LLN0 LLN0

LDLPSCH LDLPDIF LDLPSCH

LDRGFC STSGGIO LDRGFC

LEXPDIS LEXPDIS LLN0LEXPDISLEXPTRC

LFPTTR LFPTTR LFPTTR

LMBRFLO LMBRFLO LMBRFLO

LOVPTUV LOVPTUV LOVPTUV

LPHD LPHD LPHD

LT3CPDIF LT3CPDIF LLN0LT3CGAPCLT3CPDIFLT3CPHARLT3CPTRC

LT6CPDIF LT6CPDIF LLN0LT6CGAPCLT6CPDIFLT6CPHARLT6CPTRC

MVGAPC MVGGIO MVGAPC

NS2PTOC NS2LLN0NS2PTOCNS2PTRC

LLN0NS2PTOCNS2PTRC




Nom du bloc fonctionnel Nœuds logiques édition 1 Nœuds logiques édition 2NS4PTOC EF4LLN0

EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRPH1PTOC

OC4PTOC OC4LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

OEXPVPH OEXPVPH OEXPVPH

OOSPPAM OOSPPAM LLN0OOSPPAMOOSPTRC

OV2PTOV GEN2LLN0OV2PTOVPH1PTRC

LLN0OV2PTOVPH1PTRC

PAPGAPC PAPGAPC PAPGAPC

PCFCNT PCGGIO PCFCNT

PH4SPTOC OCNDLLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

LLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

PHPIOC PHPIOC PHPIOC

PRPSTATUS RCHLCCH RCHLCCHSCHLCCH

PSLPSCH ZMRPSL PSLPSCH

PSPPPAM PSPPPAM LLN0PSPPPAMPSPPTRC

QCBAY QCBAY LLN0

QCRSV QCRSV QCRSV

REFPDIF REFPDIF REFPDIF

ROTIPHIZ ROTIPHIZ LLN0ROTIPHIZROTIPTRC

ROV2PTOV GEN2LLN0PH1PTRCROV2PTOV

LLN0PH1PTRCROV2PTOV

SAPFRC SAPFRC SAPFRC

SAPTOF SAPTOF SAPTOF

SAPTUF SAPTUF SAPTUF

SCCVPTOC SCCVPTOC SCCVPTOC

SCILO SCILO SCILO

SCSWI SCSWI SCSWI

SDEPSDE SDEPSDE LLN0SDEPSDESDEPTOCSDEPTOVSDEPTRC




Nom du bloc fonctionnel Nœuds logiques édition 1 Nœuds logiques édition 2SESRSYN RSY1LLN0

AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

LLN0AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

SINGLELCCH SCHLCCH

SLGAPC SLGGIO SLGAPC

SMBRREC SMBRREC SMBRREC

SMPPTRC SMPPTRC SMPPTRC

SP16GAPC SP16GGIO SP16GAPC

SPC8GAPC SPC8GGIO SPC8GAPC

SPGAPC SPGGIO SPGAPC

SSCBR SSCBR SSCBR

SSIMG SSIMG SSIMG

SSIML SSIML SSIML

STBPTOC STBPTOC STBPTOC

STEFPHIZ STEFPHIZ STEFPHIZ

STTIPHIZ STTIPHIZ STTIPHIZ

SXCBR SXCBR SXCBR

SXSWI SXSWI SXSWI

T2WPDIF T2WPDIF LLN0T2WGAPCT2WPDIFT2WPHART2WPTRC

T3WPDIF T3WPDIF LLN0T3WGAPCT3WPDIFT3WPHART3WPTRC

TCLYLTC TCLYLTC TCLYLTC

TCMYLTC TCMYLTC TCMYLTC

TEIGAPC TEIGGIO TEIGAPC

TMAGAPC TMAGGIO TMAGAPC

TR1ATCC TR1ATCC TR1ATCC

TR8ATCC TR8ATCC TR8ATCC

TRPTTR TRPTTR TRPTTR

UV2PTUV GEN2LLN0PH1PTRCUV2PTUV

LLN0PH1PTRCUV2PTUV

VDCPTOV VDCPTOV VDCPTOV

VDSPVC VDRFUF VDSPVC

VMMXU VMMXU VMMXU

VMSQI VMSQI VMSQI

VNMMXU VNMMXU VNMMXU




Nom du bloc fonctionnel Nœuds logiques édition 1 Nœuds logiques édition 2VRPVOC VRLLN0

PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

LLN0PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

VSGAPC VSGGIO VSGAPC

WRNCALH WRNCALH

ZC1PPSCH ZPCPSCH ZPCPSCH

ZC1WPSCH ZPCWPSCH ZPCWPSCH

ZCLCPSCH ZCLCPLAL LLN0ZCLCPSCH

ZCPSCH ZCPSCH ZCPSCH

ZCRWPSCH ZCRWPSCH ZCRWPSCH

ZCVPSOF ZCVPSOF ZCVPSOF

ZGVPDIS ZGVLLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

LLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

ZMCAPDIS ZMCAPDIS ZMCAPDIS

ZMCPDIS ZMCPDIS ZMCPDIS

ZMFCPDIS ZMFCLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMFPDIS ZMFLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMHPDIS ZMHPDIS ZMHPDIS

ZMMAPDIS ZMMAPDIS ZMMAPDIS

ZMMPDIS ZMMPDIS ZMMPDIS

ZMQAPDIS ZMQAPDIS ZMQAPDIS

ZMQPDIS ZMQPDIS ZMQPDIS

ZMRAPDIS ZMRAPDIS ZMRAPDIS

ZMRPDIS ZMRPDIS ZMRPDIS

ZMRPSB ZMRPSB ZMRPSB

ZSMGAPC ZSMGAPC ZSMGAPC



Section 2 Application

2.1 Application générale du DEI

Le REB670 est conçu pour la protection différentielle sélective, fiable et rapide dejeux de barres, connexions en T et de "meshed corners". Le REB670 peut être utilisépour protéger un jeu de barres simple et double avec ou sans jeu de barres de transfertpour des postes à double disjoncteur ou à un disjoncteur et demi. Le DEI protège lesinstallations moyenne tension (MT), haute tension (HT) et très haute tension (THT) àune fréquence de réseau de 50 Hz ou 60 Hz. Le DEI peut détecter tous les types dedéfauts internes phase-phase et phase-terre dans les réseaux à neutre directementreliés à la terre ou par une basse impédance ainsi que tous les défauts internespolyphasés dans les réseaux à neutre isolé ou à forte impédance.

La commande des entrées de TP dans le DEI de protection du jeu de barres permettral'intégration des fonctionnalités relatives à la tension telles que la libération àminimum de tension, le maximum de tension résiduel, les fonctions de puissance,ainsi que les mesures et l'enregistrement des tensions pendant les défauts. Ilconviendra cependant de prêter attention au fait que l'inclusion des entrées de TPréduira le nombre d'entrées TC disponibles (la limite du produit se situe à 24 entréesanalogiques au total). Par conséquent, lorsque des entrées de TP sont commandées, leDEI de protection du jeu de barres s'appliquera aux jeux de barres ayant un nombre decellules inférieur. Dans la pratique, le nombre d'entrées TC disponibles limitera lataille du poste à protéger.

Le REB670 a des exigences très faibles sur les transformateurs de courant principaux(TC) et aucun transformateur de courant d’interposition n’est nécessaire. Pour toutesles applications, il est possible d'inclure et de mélanger des TC principaux avec uncourant secondaire de 1 A et 5 A dans la même zone de protection. Il est généralementpossible d’utiliser des TC avec une différence de rapport de 10:1 maximum dans lamême zone de protection différentielle. L’ajustement des différents rapports de TCprincipaux est réalisé numériquement au moyen d’un paramétrage.

La fonction de protection différentielle numérique à basse impédance est conçue pourla protection rapide et sélective des défauts dans la zone protégée. Toutes les entréesTC connectées disposent d’une fonction de retenue. La valeur d’activation minimalepour le courant différentiel est définie pour adapter une sensibilité appropriée pourtous les défauts internes. Pour des applications de protection de jeu de barres, la valeurde réglage typique du courant différentiel minimal de service est de 50 % à 150 % duplus grand TC. Ce réglage est effectué directement en valeurs primaires. La pente defonctionnement de la caractéristique différentielle est fixée à 53 % dans l'algorithme.

Le temps de déclenchement rapide (5 ms est le temps de déclenchement le plus court)de la fonction de protection différentielle à basse impédance est particulièrement

1MRK 505 302-UFR - Section 2Application


intéressant pour les réseaux ayant des niveaux de défaut élevés ou lorsquel'élimination rapide du défaut est exigée pour la stabilité du réseau.

Toutes les entrées TC disposent d’une fonction de retenue. Le fonctionnement reposesur le principe éprouvé de stabilisation de la RADSS basé sur le pourcentage deretenue avec une fonction supplémentaire destinée à stabiliser en cas de très fortesaturation des TC. La stabilité en cas de défauts externes est assurée si un TC n'est passaturé pendant au moins deux millisecondes durant chaque cycle du réseau.

L'algorithme avancé de détection de TC ouvert détecte immédiatement les circuitssecondaires TC ouverts et empêche le fonctionnement de la protection différentiellesans nul besoin d'une zone globale de protection (check zone) supplémentaire.

Les zones de protection différentielle du REB670 incluent un seuil de fonctionnementsensible. Ce seuil de fonctionnement sensible est conçu pour détecter les défauts deterre internes de jeu de barres dans les réseaux à faible impédance à la terre (c'est-à-dire pour des réseaux où le courant de défaut de terre est limité à une certaine valeur,généralement entre 300A et 2000A primaire par une mise à la terre du point neutre parune résistance ou réactance). De même, ce seuil sensible peut être utilisé lorsque laprotection différentielle de jeu de barres requiert une grande sensibilité (c.-à-d. uneligne longue alimentant le jeu de barres).

Les caractéristiques générales de fonctionnement de la fonction différentielle duREB670 sont présentées à la figure 2.

Caractéristique de fonct. protection différentielle

Zone de

fonct.

Seuil Fonct Diff

I d [A

mp

s p

rim

aire

s]

Iin [Amps primaires]

s=0.53

I d=I in

Protection différentielle sensible

=IEC06000142=1

=fr=Original.vsd

Seuil Fonct SensBloc Iin sens

IEC06000142 V1 FR

Figure 2: Caractéristiques de fonctionnement du REB670

Une fonction intégrée de la zone de contrôle globale est disponible quelle que soit laposition des sectionneurs. Elle peut être utilisée dans des postes à double jeu de barrespour garantir la stabilité de la protection différentielle du jeu de barres en cas

Section 2 1MRK 505 302-UFR -Application


d’indication d’état complètement erronée de la position du sectionneur d'aiguillagedans n'importe quelle cellule.

Convivial et dynamique, le logiciel de sélection de zone permet une adaptation facileet rapide à la plupart des configurations classiques de postes électriques telles que lespostes à jeu de barres simple avec ou sans jeu de barres de transfert, à double jeu debarres avec ou sans jeu de barres de transfert, à un disjoncteur et demi, à double jeu debarres et à double disjoncteur, à jeux de barres en anneau, etc. Le logiciel de sélectionde zone dynamique garantit :

• Le transfert dynamique des courants TC mesurés sur la zone de protectiondifférentielle appropriée selon la topologie requise du poste électrique

• L'intégration efficace des deux zones différentielles selon la topologie requise duposte électrique (c.-à-d. transfert de charge)

• Le fonctionnement sélectif de la protection différentielle du jeu de barres quipermet uniquement le déclenchement des disjoncteurs connectés à la zonedéfectueuse

• Le regroupement correct des commandes auxiliaires de déclenchement desprotections intégrées ou externes contre la défaillance de disjoncteur vers tous lesdisjoncteurs environnants

• La facilité d'intégration du sectionnement de jeu de barres et/ou du couplage (c.-à-d. disjoncteurs de liaison barres) avec un ou deux groupes de TC dans laconfiguration de protection

• Une surveillance de l'état du sectionneur et/ou du disjoncteur

Une logique évoluée de sélection de zone associée à des protections (disponibles enoption) de zone morte et/ou de défaillance de disjoncteur assurent un temps dedéclenchement le plus court possible ainsi que la sélectivité pour des défauts dans lazone morte entre le disjoncteur et les TC de la cellule. Le REB670 offre donc lameilleure couverture possible de ces défauts dans les cellules, et les cellules dusectionnement de jeu de barres et du couplage.

Les protections contre les défaillances de disjoncteur (disponibles en option), une parentrée TC dans le REB670, offrent une protection de secours locale efficace pour lesdisjoncteurs du poste

Les protections non directionnelles à maximum de courant à quatre seuils (disponiblesen option), une par entrée TC dans le REB670, fournissent une protection de secourséloignée pour les cellules connectées et les postes éloignés.

Des fonctions de protection de tension et de fréquence, disponibles en option, ouvrentla possibilité d'inclure des critères de libération sous tension à la protection de jeu debarres ou d'intégrer une protection à maximum ou minimum de tension indépendanteau DEI de protection du jeu de barres.

Des fonctions de protection à maximum de courant, contre les surcharges thermiquesou protection de banc de condensateurs, disponibles en option, ouvrent la possibilitéd'intégrer la protection des réactances shunt et des bancs de condensateurs au DEI dela protection du jeu de barres.



La configuration typique est un DEI de protection de jeu de barres pour chaque jeu debarres. Néanmoins, certains exploitants appliquent deux DEI indépendants deprotection de jeu de barres par zone de protection. Le DEI REB670 est adapté auxdeux solutions.

Une protection différentielle simplifiée de jeu de barres pour des défauts polyphaséset des défauts de terre peut être obtenue en utilisant un seul DEI REB670 monophaséavec des transformateurs auxiliaires externes de courant de sommation.

Le contrôle-commande d'appareil optionnel jusqu'à 30 objets permet de créer desschémas unifilaires simplifiés (SLD) du poste sur l'IHM locale.

Noter que le REB670 personnalisé est livré sans aucuneconfiguration. L'ingénierie complète du DEI devra donc être effectuéepar le client ou son intégrateur système. Afin d'assurer le bonfonctionnement de la protection de jeu de barres, il est strictementrecommandé de toujours débuter l'ingénierie depuis le projetPCM600 pour le REB670 pré-configuré le plus proche del'application réelle. Ensuite, les modifications nécessaires doivent êtreapportées afin d'adapter la configuration personnalisée du DEI àl'installation réelle du poste. Le projet PCM600 pour les DEI REB670pré-configurés est disponible sur le DVD du package de connectivité.

2.2 Fonctions de protection principales

2 = nombre d'exemples de base0-3 = grandeurs d'option3-A03

= fonction optionnelle incluse dans les ensembles A03 (voir les détails de commande)

CEI 61850 ANSI Description de la fonction Jeu de barres

REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Protection différentielle

BUTPTRC,BCZTPDIF,BZNTPDIF,BZITGGIO,BUTSM4

87B Protection différentielle dejeu de barres, 2 zones, 3phases/4 cellules

1

BUTPTRC,BCZTPDIF,BZNTPDIF,BZITGGIO,BUTSM8

87B Protection différentielle dejeu de barres, 2 zones, 3phases/8 cellules

1 1





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

BUSPTRC,BCZSPDIF,BZNSPDIF,BZISGGIO,BUSSM12

87B Protection différentielle dejeu de barres, 2 zones, 1phase/12 cellules

1 1

BUSPTRC,BCZSPDIF,BZNSPDIF,BZISGGIO,BUSSM24

87B Protection différentielle dejeu de barres, 2 zones, 1phase/24 cellules

1 1

BDCGAPC État de sectionneurd'aiguillage pour lasélection de zone de laprotection de jeu de barres

96 20 40 60 60 96

2.3 Fonctions de protection de secours


REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Protection de courant

OC4PTOC 51_671) Protection à maximumde courant de phase àquatre seuils

0-8 4-C06 8-C07

PH4SPTOC 51 Protection à maximumde courant monophasé àquatre seuils

0-24 12-C08

12-C08

24-C09

EF4PTOC 51N67N2)

Protection à maximumde courant résiduel àquatre seuils

0-8

NS4PTOC 46I2 Protection directionnelleà maximum de courantinverse à quatre seuils

0-8

TRPTTR 49 Protection de surchargethermique, deuxconstantes de temps

0-2

CCRBRF 50BF Protection contre lesdéfaillances dedisjoncteur

0-8 4-C10 8-C11

CCSRBRF 50BF Protection contre lesdéfaillances dedisjoncteur, versionmonophasée

0-24 12-C12

12-C12

24-C13





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

GUPPDUP 37 Protection directionnelleà minimum de puissance

0-4

GOPPDOP 32 Protection directionnelleà maximum depuissance

0-4

CBPGAPC Protection de gradin debatterie decondensateurs

0-2

Protection de tension

UV2PTUV 27 Protection à minimum detension à deux seuils

0-2

OV2PTOV 59 Protection à maximumde tension à deux seuils

0-2

ROV2PTOV 59N Protection à maximumde tension résiduelle àdeux seuils

0-2

VDCPTOV 60 Protection différentiellede tension

0-2

LOVPTUV 27 Vérification de perte detension

0-2

Protection de fréquence

SAPTUF 81 Protection à minimum defréquence

0-6

SAPTOF 81 Protection à maximumde fréquence

0-6

SAPFRC 81 Protection de taux devariation de fréquence

0-6

Protection à multi utilités

CVGAPC Protection générale decourant et de tension

0-6

1) 67 : tension nécessaire2) 67N : tension nécessaire



2.4 Fonctions de contrôle-commande et de surveillance


REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Contrôle-commande

SESRSYN 25 Contrôle de synchronisme,contrôle de présence tensionet synchronisation

0-3

SMBRREC 79 Réenclencheur automatique 0-2 2-H05 2-H05 2-H05 2-H05 2-H05

APC30 3 Contrôle-commanded'appareils pour 6 cellulesmaximum, max 30 appareils(6 disjoncteurs), y comprisinterverrouillage

0-1

QCBAY Contrôle-commanded’appareils

1+5/APC30 1 1 1 1 1

LOCREM Gestion des positions ducommutateur local/distant

1+5/APC30 1 1 1 1 1

LOCREMCTRL Commande IHML de PSTO 1+5/APC30 1 1 1 1 1

SLGAPC Commutateur rotatif logiquepour la sélection de fonctionset la présentation sur l'IHML

15 15 15 15 15 15

VSGAPC Commutateur miniature desélection

20 20 20 20 20 20

DPGAPC Fonction générique decommunication pourindication point double

16 16 16 16 16 16

SPC8GAPC Contrôle générique à pointunique, 8 signaux

5 5 5 5 5 5

AUTOBITS AutomationBits, fonction decommande pour DNP3.0

3 3 3 3 3 3

SINGLECMD Commande simple, 16signaux

4 4 4 4 4 4

I103CMD Fonction commandes pourCEI 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103GENCMD Fonction commandesgénériques pour CEI60870-5-103

50 50 50 50 50 50

I103POSCMD Commandes DEI avecposition et sélection pourCEI 60870-5-103

50 50 50 50 50 50

I103IEDCMD Commandes DEI pour CEI60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103USRCMD Fonction commandesdéfinies par l'utilisateur pourCEI 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

Surveillance du système secondaire





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

FUFSPVC Supervision fusion fusible 0-2

VDSPVC 60 Surveillance fusion fusiblebasée sur la différence detension

0-2

Logique

TMAGAPC Logique pour matrice dedéclenchement

12

ALMCALH Logique pour alarme degroupe

5

WRNCALH Logique pour avertissementde groupe

5

INDCALH Logique pour indication degroupe

5

AND, OR, INV,PULSETIMER,GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,RSMEMORY

Blocs logiques configurables 40-420 40-280

40-280

40-280

40-280

40-280

ANDQT, ORQT,INVERTERQT,XORQT,SRMEMORYQT,RSMEMORYQT,TIMERSETQT,PULSETIMERQT, INVALIDQT,INDCOMBSPQT,INDEXTSPQT

Blocs logiques configurables -Q/T

0-1

SLGAPC,VSGAPC, AND,OR,PULSETIMER,GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,INV

Ensemble de logiqued'extension

0-1

FXDSIGN Bloc fonctionnel de signauxfixes

1 1 1 1 1 1

B16I Conversion binaire 16 bits ennombre entier

18 18 18 18 18 18

BTIGAPC Conversion binaire 16 bits ennombre entier avecreprésentation de nœudlogique

16 16 16 16 16 16





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

IB16 Conversion nombre entier enbinaire 16 bits

18 18 18 18 18 18

ITBGAPC Conversion nombre entier enbinaire 16 bits avecreprésentation de nœudlogique

16 16 16 16 16 16

TEIGAPC Intégrateur du temps écouléavec transgression deslimites et supervision desdébordements

12 12 12 12 12 12

Surveillance

CVMMXN,CMMXU,VMMXU,CMSQI, VMSQI,VNMMXU

Mesures 6 6 6 6 6 6

AISVBAS Bloc fonctionnel pourprésentation des valeurs deservice des entréesanalogiques secondaires

1 1 1 1 1 1

EVENT Fonction d'événement 20 20 20 20 20 20

DRPRDRE,A1RADR,A2RADR,A3RADR,A4RADR,B1RBDR,B2RBDR,B3RBDR,B4RBDR,B5RBDR,B6RBDR

Rapport de perturbographie 1 1 1 1 1 1

SPGAPC Fonction générique decommunication pourindication point unique

64 64 64 64 64 64

SP16GAPC Fonction générique decommunication pourindication point unique 16entrées

16 16 16 16 16 16

MVGAPC Fonction générique decommunication pour valeurmesurée

24 24 24 24 24 24

BINSTATREP Rapport d'état des signauxlogiques

3 3 3 3 3 3

RANGE_XP Bloc d'extension des valeursde mesure

28 28 28 28 28 28

SSIMG 63 Surveillance du milieu gazeux 21

SSIML 71 Surveillance du milieu liquide 3 3 3 3 3 3

SSCBR Surveillance disjoncteur 0-8 4-M14 8-M16





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

I103MEAS Valeurs à mesurer pour CEI60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103MEASUSR Signaux à mesurer définis parl'utilisateur pourCEI 60870-5-103

3 3 3 3 3 3

I103AR Fonction état deréenclencheur automatiquepour CEI 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103EF Fonction état défaut terrepour CEI 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103FLTPROT Fonction état de protection dedéfaut pour CEI 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103IED État du DEI pour CEI60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103SUPERV État de la surveillance pourCEI 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

I103USRDEF État des signaux définis parl'utilisateur pourCEI 60870-5-103

20 20 20 20 20 20

L4UFCNT Compteur d'événementsavec supervision des limites

30 30 30 30 30 30

Comptage

PCFCNT Logique de compteurd’impulsions

16

ETPMMTR Fonction de calcul del'énergie et gestion de lademande d'énergie

6

2.5 Communication


REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Communication interne du poste

LONSPA, SPA Protocole decommunication SPA

1 1 1 1 1 1

ADE Protocole decommunication LON

1 1 1 1 1 1

HORZCOMM Variables du réseau viaLON

1 1 1 1 1 1





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

PROTOCOL Sélection defonctionnement entreSPA et CEI 60870-5-103pour SLM

1 1 1 1 1 1

RS485PROT Sélection du mode defonctionnement pourRS485

1 1 1 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1 1 1 1

DNPGEN Protocole général decommunication DNP3.0

1 1 1 1 1 1

DNPGENTCP Protocole TCP général decommunication DNP3.0

1 1 1 1 1 1

CHSERRS485

DNP3.0 pour protocole decommunication EIA-485

1 1 1 1 1 1

CH1TCP,CH2TCP,CH3TCP,CH4TCP

DNP3.0 pour protocole decommunication TCP/IP

1 1 1 1 1 1

CHSEROPT DNP3.0 pour protocole decommunication TCP/IP etEIA-485

1 1 1 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 pour protocole decommunication série

1 1 1 1 1 1

DNPFREC Enregistrements dedéfauts DNP3.0 pourTCP/IP et pour protocolede communicationEIA-485

1 1 1 1 1 1

CEI 61850-8-1 Fonction de réglage desparamètres pourCEI 61850

1 1 1 1 1 1

GOOSEINTLKRCV

Communicationhorizontale via GOOSEpour l'interverrouillage

59 59 59 59 59 59

GOOSEBINRCV

Réception binaire Goose 16 16 16 16 16 16

GOOSEDPRCV

Bloc fonctionnel GOOSEpour la réception devaleur double point

64 64 64 64 64 64

GOOSEINTRCV

Bloc fonctionnel GOOSEpour la réception devaleur entière

32 32 32 32 32 32

GOOSEMVRCV

Bloc fonctionnel GOOSEpour la réception devaleur à mesurer

60 60 60 60 60 60





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

GOOSESPRCV

Bloc fonctionnel GOOSEpour la réception devaleur point unique

64 64 64 64 64 64

MULTICMDRCV,MULTICMDSND

Commande multiple ettransmission

60/10 60/10 60/10 60/10 60/10 60/10

FRONT,LANABI,LANAB,LANCDI,LANCD

Configuration Ethernetdes liaisons

1 1 1 1 1 1

GATEWAY Configuration Ethernetliaison 1

1 1 1 1 1 1

OPTICAL103 Communication sérieoptique CEI 60870-5-103

1 1 1 1 1 1

RS485103 Communication série CEI60870-5-103 pour RS485

1 1 1 1 1 1

AGSAL Composant génériquepour application desécurité

1 1 1 1 1 1

LD0LLN0 CEI 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1 1 1

SYSLLN0 CEI 61850 SYS LLN0 1 1 1 1 1 1

LPHD Informations sur ledispositif physique

1 1 1 1 1 1

PCMACCS Protocole de configurationde DEI

1 1 1 1 1 1

SECALARM Composant d'affectationdes événements liés à lasécurité dans desprotocoles comme DNP3et CEI 103

1 1 1 1 1 1

FSTACCS Accès à l'outil de servicesur site via le protocoleSPA par communicationEthernet

1 1 1 1 1 1

ACTIVLOG Paramètres deconsignation des activités

1 1 1 1 1 1

ALTRK Suivi service 1 1 1 1 1 1

SINGLELCCH Etat liaison port Ethernetsimple

1 1 1 1 1 1

PRPSTATUS Etat liaison port Ethernetdouble

1 1 1 1 1 1

PRP Protocole de redondanceparallèle CEI 62439-3

0-1 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03

Communication éloignée





REB670

REB

670

(A20

)

REB

670

(A31

)

REB

670

(B20

)

REB

670

(B21

)

REB

670

(B31

)

Transfert de signauxbinaires (réception/transmission)

6/36 6/36 6/36 6/36 6/36 6/36

Transmission de donnéesanalogiques depuisLDCM

1 1 1 1 1 1

Réception d'états binairesdepuis LDCM de l’autreextrémité

6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3

2.6 Fonctions de base du DEI

Tableau 2: Fonctions de base du DEI

CEI 61850 ou nom defonction

Description

INTERRSIG Autosurveillance avec liste d'événements internes

SELFSUPEVLST Autosurveillance avec liste d'événements internes

TIMESYNCHGEN Module de synchronisation d'horloge

SYNCHBIN,SYNCHCAN,SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS,SYNCHSNTP,SYNCHSPA,SYNCHCMPPS

Synchronisation d'horloge

TIMEZONE Synchronisation d'horloge

DSTBEGIN,DSTENABLE, DSTEND

Module de synchronisation de l'horloge GPS

IRIG-B Synchronisation d'horloge

SETGRPS Nombre de groupes de réglage

ACTVGRP Groupes de réglage des paramètres

TESTMODE Fonctionnalité du mode test

CHNGLCK Fonction de changement de verrouillage

SMBI Matrice des signaux pour les entrées binaires

SMBO Matrice des signaux pour les sorties binaires

SMMI Matrice des signaux pour les entrées mA

SMAI1 - SMAI20 Matrice des signaux pour les entrées analogiques

3PHSUM Bloc de sommation triphasé

ATHSTAT État d'autorisation




CEI 61850 ou nom defonction

Description

ATHCHCK Vérification d'autorisation

AUTHMAN Gestion des autorisations

FTPACCS Accès FTP avec mot de passe

SPACOMMMAP Affectation de communication SPA

SPATD Date et heure via protocole SPA

DOSFRNT Déni de service, contrôle de vitesse de trame pour le port en face avant

DOSLANAB Déni de service, contrôle de vitesse de trame pour le port OEM AB

DOSLANCD Déni de service, contrôle de vitesse de trame pour le port OEM CD

DOSSCKT Déni de service, interface de contrôle de flux de donnée

GBASVAL Valeurs de base globales pour les réglages

PRIMVAL Valeurs primaires du système

ALTMS Surveillance de l'horloge maître

ALTIM Gestion de l'horloge

ALTRK Suivi de service

ACTIVLOG Paramètres des activités de connexion

FSTACCS Accès FST via protocole SPA par communication Ethernet

PCMACCS Protocole de configuration du DEI

SECALARM Composant d'affectation des événements liés à la sécurité dans des protocoles comme DNP3 et CEI 103

DNPGEN Protocole général de communication DNP3.0

DNPGENTCP Protocole général TCP de communication DNP3.0

CHSEROPT DNP3.0 pour protocole de communication TCP/IP et EIA-485

MSTSER DNP3.0 pour protocole de communication série

OPTICAL103 Communication série optique CEI 60870-5-103

RS485103 Communication série CEI 60870-5-103 pour RS485

CEI 61850-8-1 Fonction de réglage des paramètres pour CEI 61850

HORZCOMM Variables de réseau via LON

LONSPA Protocole de communication SPA

LEDGEN Partie d'indication LED générale pour IHML



Section 3 Configuration

3.1 Description de la configuration REB670

3.1.1 Configurations ACT disponibles pour le REB670 pré-configuré

Trois configurations sont disponibles pour le DEI REB670 pré-configuré. Les troisconfigurations incluent les fonctions suivantes :

• entièrement configuré pour le nombre disponible total de cellules dans chaquevariante du REB670

• mise hors service de n'importe quelle cellule au moyen de l’IHM locale ou del'entrée binaire externe

• blocage de n'importe laquelle des deux zones au moyen de l’IHM locale ou del'entrée binaire externe

• blocage de tous les déclenchements de cellule au moyen de l’IHM locale ou del'entrée binaire externe, mais en laissant toute autre fonction en service (c.-à-d.zones JDP, PDD et OCP le cas échéant)

• démarrage externe du perturbographe intégré• connexion d'un signal externe de déclenchement auxiliaire de protection contre la

défaillance d’un disjoncteur depuis chaque cellule• connexion du signal de déclenchement de cellule externe

3.1.2 Configuration X01

Cette configuration inclut uniquement une protection de jeu de barres pour desconfigurations simples de poste (en d'autres termes, postes à un disjoncteur et demi,à deux disjoncteurs ou à un disjoncteur). De plus, elle peut être utilisée pour des postesà double jeu de barres et à un seul disjoncteur où la logique de répétition de la positiondes sectionneurs est obtenue en utilisant uniquement le contact auxiliaire b de chaquesectionneur et/ou disjoncteur. Par conséquent, aucune surveillance de sectionneur/disjoncteur n'est disponible. Il est aussi possible d'adapter cette configuration vial'outil de programmation de la matrice pour remplacer directement les bornes duRED521. Cette configuration est disponible pour les cinq variantes du REB670 (c.-à-d. A20, A31, B20, B21 et B31). Il est possible de commander en option la protectioncontre les défaillances de disjoncteur CCRBRF, la protection de défaut dans la zonemorte et la protection à maximum de courant PH4SPTOC avec cette configuration,mais elles ne seront pas pré-configurées. Ces fonctions en option seront configuréespar l'utilisateur final.

1MRK 505 302-UFR - Section 3Configuration



Cette configuration inclut seulement la protection de jeu de barres pour des postes àdouble jeu de barres et à simple disjoncteur où la sélection de zone est effectuée aumoyen des contacts auxiliaires a et b de chaque sectionneur et/ou disjoncteur. Lasurveillance totale des sectionneurs/disjoncteurs est donc disponible. Cetteconfiguration n’est disponible que pour trois variantes du REB670 (A31, B21 et B31).Il est possible de commander en option la protection contre les défaillances dedisjoncteur CCRBRF, la protection de défaut dans la zone morte et la protection àmaximum de courant PH4SPTOC avec cette configuration, mais elles ne seront paspré-configurées. Ces fonctions en option seront configurées par l'utilisateur final.


Cette configuration inclut la protection de jeu de barres avec la protection contre lesdéfaillances de disjoncteur CCRBRF, la protection de défaut dans la zone morte et laprotection à maximum de courant PH4SPTOC pour des postes à double jeu de barreset à simple disjoncteur où la sélection de zone est effectuée au moyen des contactsauxiliaires a et b de chaque sectionneur et/ou disjoncteur. La surveillance totale dessectionneurs/disjoncteurs est donc disponible. Cette configuration n’est disponibleque pour trois variantes du REB670 (A31, B21 et B31).

Pour pouvoir utiliser la configuration X03, il est nécessaire de commander lesfonctions en option de protection contre les défaillances de disjoncteur et deprotection à maximum de courant.

3.1.5 Description de l'ensemble triphasé A20

Version triphasée du DEI avec deux zones de protection différentielle basseimpédance et quatre entrées TC triphasées A20. Cette version est destinée à desapplications simples comme des connexions en piquages (T), des "meshed corners",etc.

Section 3 1MRK 505 302-UFR -Configuration


ZA ZB

REB670(A20-X01) / REB670(A31-X01)

QA1

QB1

QA1

QB1

Fonctions en option

VERSION DE REB670 NOMBRE DE DEPARTS DANS LES

DEUX SECTIONS DE JEU DE BARRES

REB670(A20 – X01) triphasé, 4 cellules, 2 zones pour configuration

poste simple 12 AI 4


poste simple 24 AI 8

QA1

QB1

QA1

QB1

BZNT PDIF

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

CC RBRF

50BF 3I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)

BZIT GGIO

87B 3Id/I

BCZT PDIF

87B 3Id/I

Autres fonctions dans la bibliothèque

BDC GAPC

87B

QB1

DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

GUID-853490E3-9BD2-47E4-93DC-A25765A92AFF V2 FR

Figure 3: Schéma de configuration pour A20, configuration X01

3.1.6 Description de l'ensemble triphasé A31

Version triphasée du DEI avec deux zones de protection différentielle basseimpédance et huit entrées TC triphasées A31. Cette version est destinée à desapplications sur des jeux de barres plus petits avec un maximum de deux zones et huitentrées TC.



ZA ZB

REB670(A31-X01)

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1LOGIQUE MATÉRIELLE

LOGIQUE CA

VERSION DE REB670 NOMBRE DE DÉPARTS DANS LES DEUX SECTIONS DE JEU DE BARRES

REB670(A31 – X01) 3-Phase, 8 Cellules, 2 Zones pour Configuration Poste Simple 24 AI

7*

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/IBZNT PDIF

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/IBZNT PDIF

87B 3Id/I

Fonctions en option

OC4 PTOC

51/67 3I>

CC RBRF

50BF 3I>BF

SMB RREC

79 0? 1


SWS GGIO

* Avec un seul TC dans la cellule de section de jeu de barres

QB1 QB2

QA1

BCZT PDIF

87B 3Id/I

BZIT GGIO

87B 3Id/I

C MMXU

MET IDRP RDRE

DFR/SER DR

GUID-B0D0854B-9CFF-4579-91AB-274BD7B0665A V1 FR

Figure 4: Schéma de configuration pour A31A, configuration X01



ZA ZB

REB670(A31-X01)

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1LOGIQUE

MATERIELLE

LOGIQUE AC

VERSION DE REB670NOMBRE DE DEPARTS DANS LES DEUX

SECTIONS DE JEU DE BARRES


poste simple 24 AI

7*

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/IBZNT PDIF

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/IBZNT PDIF

87B 3Id/I

Fonctions en option

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

CC RBRF

50BF 3I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

* Avec un seul TC dans la cellule de section jeu de barres

QB1 QB2

QA1

BCZT PDIF

87B 3Id/I

BZIT GGIO

87B 3Id/I

DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

GUID-1264BCF9-F245-423C-B620-3D66F3292F41 V2 FR

Figure 5: Schéma de configuration pour A31A, configuration X01_1



QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

ZA

ZB

1

2

8

8

2

1

REB670(A31-X02)

VERSION DE REB670NOMBRE DE DEPARTS DANS LE POSTE

(SAUF CELLULE COUPLAGE)

REB670(A31 – X02) triphasé, 8 cellules, 2 zones pour postes double

jeu de barres avec 24 AI

7*

8

2

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BZIT GGIO

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BCZT PDIF

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

Fonctions en option

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

CC RBRF

50BF 3I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

BUT PTRC

87B 3Id/I


DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

GUID-33AD6AD4-3315-4A4C-AB05-C1C04E815866 V2 FR




QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

ZA

ZB

1

2

8

2

8

8

2

1

REB670(A31-X03)

Fonctions en option

VERSION DE REB670NOMBRE DE DEPARTS DANS LE POSTE

(SAUF CELLULE COUPLAGE)

REB670(A31 – X03) triphasé, 8 cellules, 2 zones pour postes double jeu

de barres avec protection défaillances disjoncteur et de défaut zone

morte 24AI

7*

BZIT GGIO

87B 3Id/I

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BCZT PDIF

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BUT PTRC

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

BZNT PDIF

87B 3Id/I

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B


DRP RDRE

DFR/SER DR

C MSQI

MET Isqi

C MSQI

MET Isqi

CC RBRF

50BF 3I>BF

CC RBRF

50BF 3I>BF

CC RBRF

50BF 3I>BF

C MSQI

MET Isqi

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

GUID-223672EB-7E5B-410C-99F0-04B100FD2787 V2 FR


3.1.7 Description de l'ensemble monophasés B20 et B21

Version monophasée du DEI avec deux zones de protection différentielle basseimpédance et douze entrées TC B20, B21.

• Trois modules d'entrées binaires étant disponibles, le B20 est destiné auxapplications ne nécessitant pas de sélection dynamique de zone, telles que lespostes à simple jeu de barres avec ou sans disjoncteur de section de jeu de barres,



pour des configurations à un disjoncteur et demi ou double disjoncteur. Trois DEIde ce type sont des solutions rentables pour de telles configurations de postesélectriques simples avec jusqu'à douze entrées TC.

• Les entrées B21 sont destinées à des applications dans des postes où la présencede la sélection dynamique de zone ou d'un plus grand nombre d'entrées et desorties binaires sont nécessaires, Exemple : poste à double jeu de barres avec ousans jeu de barres de transfert et avec jusqu'à 12 entrées de TC. Notez que lesentrées binaires peuvent être partagées entre les phases en incluant le module decommunication LDCM. Cela permet de simplifier le câblage du panneau et depréserver les cartes d'E/S.

• Cette version peut être utilisée avec des transformateurs de courant à sommationtriphasé vers monophasé auxiliaires externes avec des rapports de transformationdifférents pour chaque phase.



REB670(B20-X01) / REB670(B21-X01) / REB670(B31-X01)PHASE L3


ZA ZB


QA1

QB1

QA1

QB1

Fonctions en option

QA1

QB1

QA1

QB1

BUS PTRC

87B Id/IBZNS PDIF

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

SMB RREC

79 0? 1

BZIS GGIO

87B Id/I

BCZS PDIF

87B Id/I


SWS GGIO

VERSION DE REB670NOMBRE DE DÉPARTS DANS LES DEUX SECTIONS DE JEU

DE BARRES

REB670(B20 – X01) 1-Phase, 12 Cellules, 2 Zones pour Configuration Poste Simple 12 AI 12

REB670(B21 – X01) 1-Phase, 12 Cellules, 2 Zones pour Configuration Poste Simple 12 AI 12

NOMBRE DE REB670 REQUIS PAR LE SCHÉMA

3

3

REB670(B31 – X01) 1-Phase, 24 Cellules, 2 Zones pour Configuration Poste Simple 24 AI 24 3

QB1

C MMXU

MET IDRP RDRE

DFR/SER DR

GUID-FD09D683-B692-410F-A6EC-C501E72AEB14 V1 FR

Figure 8: Schéma de configuration pour B20, configuration X01



REB670(B20-X01) /REB670(B21-X01) / REB670(B31-X01)

PHASE L3


PHASE L2


PHASE L1

ZA ZB

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1LOGIQUE

MATERIELLE

AC LOGIC

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/IBZNS PDIF

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/IBZNS PDIF

87B Id/I

QB1 QB2

QA1

BCZS PDIF

87B Id/I

BZIS GGIO

87B Id/I

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR

VERSION DE REB670

NOMBRE DE DEPARTS

DANS LES DEUX SECTIONS

DE JEU DE BARRES

REB670(B20 – X01) 1 phase, 12 cellules, 2 zones pour

configuration poste simple 12 AI 11*


configuration poste simple 12 AI 11*


NOMBRE DE REB670 REQUIS

3

3


configuration poste simple 24 AI 23* 3

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

Fonctions en option

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

GUID-7EF9DAD6-8ED2-4C77-8030-0A63AED769EC V2 FR


3.1.8 Description de l'ensemble monophasé B31

Version monophasée du DEI avec deux zones de protection différentielle basseimpédance et vingt-quatre entrées TC B31.



• Cet IED est destiné à des applications de protection de jeu de barres dans degrands postes électriques requérant une sélection dynamique de zone, un grandnombre d'entrées et de sorties binaires et de nombreuses entrées TC. Ce DEIinclut deux zones différentielles et vingt-quatre entrées TC. Notez que les entréesbinaires peuvent être partagées entre les phases en incluant le module decommunication LDCM. Cela permet de simplifier le câblage du panneau et depréserver les cartes d'E/S.

• Cette version peut être utilisée avec des transformateurs de courant à sommationtriphasé vers monophasé auxiliaires externes avec des rapports de transformationdifférents pour chaque phase.









ZA ZB

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1

QA1

QB1LOGIQUE MATÉRIELLE

LOGIQUE CA

LOGIQUE CA

BZNS PDIF

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

Fonctions en option

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

SMB RREC

79 0? 1


SWS GGIO

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

VERSION DE REB670NOMBRE DE DÉPARTS DANS LES DEUX SECTIONS DE JEU

DE BARRES

REB670(B20 – X01) 1-Phase, 12 Cellules, 2 Zones pour Configuration Poste Simple 12 AI 22*

REB670(B21 – X01) 1-Phase, 12 Cellules, 2 Zones pour Configuration Poste Simple 12 AI 22*


NOMBRE DE REB670 REQUIS PAR LE SCHÉMA

6

6

REB670(B31 – X01) 1-Phase, 24 Cellules, 2 Zones pour Configuration Poste Simple 24 AI 46* 6

QB1 QB2

QA1

BCZS PDIF

87B Id/I

BZIS GGIO

87B Id/I

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR

BCZS PDIF

87B Id/I

BZIS GGIO

87B Id/I

C MMXU

MET IDRP RDRE

DFR/SER DR

BUS PTRC

87B Id/I

GUID-2F3E344A-450E-4A54-8F09-D242B7890D9F V1 FR




REB670(B21-X02)/REB670(B31-X02)- PHASE L3


QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

ZA

ZB

1

2

2

N

2

1


BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BZIS GGIO

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BCZS PDIF

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

Fonctions en option

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

N

N

VERSION DE REB670

NOMBRE DE DEPARTS DANS

LE POSTE (SAUF CELLULE

COUPLAGE)


poste double jeu de barres 12AI11*


NOMBRE DE REB670 REQUIS

3


poste double jeu de barres 24AI23* 3

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

C MMXU

MET I

DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

GUID-5FC5E7AF-235D-405F-8B02-2CC2B3737663 V2 FR




QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

QB1

QB2

QA1

ZA

ZB

1

2

2N

2

1

Fonctions en option

BZIS GGIO

87B Id/I

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

BDC GAPC

87B

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

PH4S PTOC

51 I>

CCS RBRF

50BF I>BF

BCZS PDIF

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BUS PTRC

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

BZNS PDIF

87B Id/I

SMB RREC

79 5(0→1)


BDC GAPC

87B

N

N




CCS RBRF

50BF I>BF

PH4S PTOC

51 I>

VERSION DE REB670

NOMBRE DE DEPARTS

DANS LE POSTE (SAUF

CELLULE COUPLAGE)

REB670(B21 – X03) monophasé, 12 cellules, 2 zones pour poste

double jeu de barres avec protection défaillances disjoncteur et de

défaut zone morte 12AI

11*


NOMBRE DE REB670

REQUIS

3

REB670(B31 – X03) monophasé, 24 cellules, 2 zones pour poste

double jeu de barres avec protection défaillances disjoncteur et de

défaut zone morte 24AI

23* 3

DRP RDRE

DFR/SER DR

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

GUID-86CF302C-50E3-42A9-ADE5-FE7BE0294893 V2 FR




Section 4 Entrées analogiques

4.1 Entrées analogiques

4.1.1 Introduction

Les canaux d'entrées analogiques doivent être configurés et réglés correctement defaçon à obtenir des résultats de mesure corrects et un fonctionnement correct de laprotection. Pour la mesure de la puissance et toutes les fonctions directionnelles etdifférentielles, les orientations des courants d'entrée doivent être définies de façon àrefléter le sens dans lequel les transformateurs de courant sont installés/connectés surle terrain (connexions primaires et secondaires ). Les algorithmes de mesure et deprotection dans le DEI utilisent les valeurs primaires du système. Les valeurs deréglage se trouvent également dans les quantités primaires et il est important de réglercorrectement les données de transformateurs de courant et de tension..

Une référence de déphasage PhaseAngleRef peut être définie afin de faciliter la lecturedes valeurs de service. Cet angle de déphasage des canaux analogiques sera alorstoujours fixé à zéro degré et toutes les autres informations d'angle seront indiquées parrapport à cette entrée analogique. Lors des essais de mise en service du DEI, le canalde référence peut être changé pour faciliter la lecture des valeurs de service et de test.

La disponibilité des entrées de TT dépend du type de module d'entréesde transformateur commandé (LDCM).

4.1.2 Directives de réglage

Les paramètres de réglage concernant les entrées analogiquesdépendent de l'équipement en place (Module d'entrée detransformateur : TRM) et de la logique de configuration établie dansle PCM600.

4.1.2.1 Réglage du canal référence de phase

Tous les déphasages sont calculés par rapport à une référence définie. Un canald'entrée analogique approprié est sélectionné afin d'être utilisé comme référence dephase. Le paramètre PhaseAngleRef définit le canal analogique qui est utilisé commeréférence de déphasage.

1MRK 505 302-UFR - Section 4Entrées analogiques


ExempleLe réglage PhaseAngleRef=10 sera utilisé si l'on sélectionne une tension phase-terre(généralement la tension L1 phase-terre connectée au canal de TT numéro 10 de lacarte analogique) pour devenir la référence de ohase.

Réglage des canaux de courantLe sens d'un courant vers le DEI dépend de la connexion du TC. Sauf indicationcontraire, les principaux TC sont supposés être connectés en étoile et peuvent êtreconnectés avec le point de mise à la terre dirigé vers l'objet ou à l'opposé de l'objet.Cette information doit être établie dans le DEI. La convention de directionnalité estdéfinie comme suit : Une valeur positive de courant, puissance, etc. signifie que lagrandeur est dirigée vers l'objet tandis qu'une valeur négative signifie qu'elle sort ets'écarte de l'objet. Pour les fonctions directionnelles, le sens vers l'objet est le sensdirect (Forward) et le sens partant de l'objet est le sens inverse (Reverse). Voir la figure13

Une valeur positive de courant et de puissance etc. (sens direct) signifie que la quantitéest orientée dans la direction de l'objet. Une valeur négative de courant et de puissanceetc. (en sens inverse) signifie que la quantité est orientée dans la direction s'écartant del'objet. Voir la figure 13.

Ligne d'objet protégée,

transformateur, etc.

AvalAmont

Définition du sens des

fonctions directionnelles

La quantité mesurée

est positive lors d'un

flux vers l'objet

par ex. P, Q, I

Mettre le réglage

correct du

paramètre

CTStartPoint sur

"ToObject"

en05000456.vsd

Définition du sens des


Aval Amont

La quantité mesurée

est positive lors d'un

flux vers l'objet

par ex. P, Q, I

Mettre le réglage

correct du

paramètre

CTStartPoint sur

"FromObject"

IEC05000456 V1 FR

Figure 13: Convention interne de la directionnalité dans le DEI 670

Avec un réglage correct de l'orientation du TC primaire, CTStarPoint réglé surFromObject (Depuis l'Objet) ou ToObject (vers l'Objet), une grandeur positives'écoule toujours vers l'objet et une direction définie comme Forward (de l'avant) esttoujours orientée vers l'objet. Les exemples suivants illustrent le principe.

Exemple 1Deux DEI sont utilisés dans la protection de deux objets.

Section 4 1MRK 505 302-UFR -Entrées analogiques


Protection de

transformateur

Transformateur

Ligne

Ligne

Réglage de l’entrée de

courant :

Régler le paramètre

CTStarPoint avec le

transformateur comme

objet de réf. Le bon

réglage est “VersObjet”

DirectInverse

Définition du sens pour


Protection de ligne


courant :


CTStarPoint avec le





courant :


CTStarPoint avec la ligne

comme objet de réf. Le

bon réglage est

“DepuisObjet”

=IEC05000753=2=fr=O

riginal.vsd

IsIs

Ip Ip Ip

DEI DEI

IEC05000753 V2 FR

Figure 14: Exemple de réglage des paramètres CTStarPoint dans le DEI

La figure 14 illustre le cas normal dans lequel les objets ont leur propre TC. Lesréglages directionnels de TC doivent être réalisés conformément à la figure. Afin deprotéger la ligne, l'orientation des fonctions directionnelles de la protection de lignedoit être réglée dans le sens Forward (Direct). Cela signifie que la protection courtdans la direction de la ligne.

Exemple 2Deux DEI utilisés dans la protection de deux objets et partageant un TC.



Protection de

transformateur

Transformateur

Ligne


courant :


CTStarPoint avec le




DirectInverse



Protection de ligne


courant :


CTStarPoint avec le





courant :


CTStarPoint avec la ligne

comme objet de réf. Le

bon réglage est

“DepuisObjet”

DEI DEI

IEC05000460 V2 FR


Cet exemple est similaire à l'exemple 1, mais ici, le transformateur n'alimente qu'uneligne et la protection de ligne utilise le meme TC que celui utilisé par la protection detransformateur. L'orientation directionnelle du TC est définie à l'aide de différentsobjets de référence pour les deux DEI bien que ce soit le même courant provenant dumême TC qui alimente les deux DEI. Avec ces réglages, les fonctions directionnellesde la protection de ligne devront être réglées sur Forward de façon à courir dans le sensde la ligne.

Exemple 3Un DEI utilisé pour la protection de deux objets :



Protection de transformateur

et de ligne

Transformateur

Ligne


courant :


CTStarPoint avec le


objet de réf. Le bon réglage

est “VersObjet”

InverseDirect


fonctions de ligne

directionnelles


courant :


CTStarPoint avec le


objet de réf. Le bon réglage

est “VersObjet”

DEI

IEC05000461 V2 FR


Dans cet exemple, un seul DEI sert à la fois pour la protection de transformateur et deligne et la protection de ligne utilise le même TC que celui utilisé par la protection detransformateur. Pour les deux canaux d'entrée de courant, le sens directionnel du TCest réglé avec le transformateur comme objet de référence. Ceci signifie que le sensdirect "Forward" pour la protection de ligne court dans la direction du transformateur.Afin de courir dans de sens de la ligne, l'orientation des fonctions directionnelles dela protection de ligne doit être réglée dans le sens Reverse (Inverse). Le sens Forward(Direct)/Reverse (Inverse) est lié à l'objet de référence, qui est le transformateur dansce cas.

Lorsqu'une fonction est réglée en sens inverse Reverse et doit protéger un objet en sensinverse, il est à noter que certaines fonctions directionnelles ne sont pas symétriquespour ce qui concerne leur portée dans les sens direct et inverse. En premier lieu, c'estla portée des critères directionnels qui peut varier. Normalement, cela ne constitue pasune limite mais il est conseillé d'avoir cette particularité présente à l'esprit et devérifier si elle est acceptable pour l'application en question.



Si le DEI comporte un nombre suffisant d'entrées de courant analogiques, une solutionalternative est illustrée dans la figure 17. Les mêmes courants sont alimentés vers deuxgroupes distincts d'entrées et les fonctions de protection de ligne et de transformateursont configurées en fonction des différentes entrées. L'orientation du TC pour lescanaux de courant pour la protection de ligne est définie avec ligne comme objet deréférence et les fonctions directionnelles de la protection de ligne seront réglées sur lesens Forward (Direct) afin de protéger la ligne.

Protection de

transformateur et de ligne

Transformateur

Ligne


courant pour fonctions de

transformateur :


CTStarPoint avec le




DirectInverse


fonctions de ligne

directionnelles


courant pour fonctions de

transformateur :


CTStarPoint avec le





courant pour fonctions

de ligne :


CTStarPoint avec la

ligne comme objet de

réf. Le bon réglage est

“DepuisObjet”

DEI

IEC05000462 V2 FR




BusbarProtection

Busbar

1

2

2

1

en06000196.vsd

DEI

Protection de jeu de barres

Jeu de barres

IEC06000196 V2 FR


Pour la protection du jeu de barres, il est possible de régler les paramètres deCTStarPoint de deux façons différentes.

La première solution consistera à utiliser le jeu de barres comme objet de référence.Dans ce cas pour toutes les entrées de TC marquées du chiffre 1 dans la figure 18,régler CTStarPoint = ToObject (Vers l'Objet), et pour toutes les entrées marquées duchiffre 2 dans la figure 18, régler CTStarPoint = FromObject (Depuis l'Objet).

La seconde solution consistera à utiliser toutes les travées connectées comme objet deréférence. Dans ce cas pour toutes les entrées de TC marquées du chiffre 1 dans lafigure 18, régler CTStarPoint = FromObject (Depuis l'Objet), et pour toutes lesentrées marquées du chiffre 2 dans la figure 18, régler CTStarPoint = ToObject (Versl'Objet).



Quelle que soit l'option choisie parmi les deux options ci-dessus, la protectiondifférentielle de jeu de barres aura un comportement adéquat.

Les principaux rapports de TC doivent également être réglés. Ceci est réalisé enréglant les deux paramètres CTsec et CTprim pour chaque canal de courant. Pour unTC 1000/1 A, il faudra utiliser le réglage suivant :

• CTprim = 1000 (valeur dans A)• CTsec =1 (valeur dans A).

Exemples de connexion, configuration et réglage des entrées de TCpour les connexions de TC les plus fréquemment utiliséesFigure 19 définit le marquage des bornes de transformateur de courant communémentutilisées dans le monde :

Dans le bloc fonctionnel SMAI, vous devez définir si le bloc SMAImesure du courant ou de la tension. Cela s'effectue en réglant leparamètre : AnalogInputType°: Courant/tension. Le type deconnexion ConnectionType: phase -phase/phase-terre etGlobalBaseSel.

ISec

I Pri

S1 (X1)

P1(H1)

P2(H2)

S2 (X2)

P2(H2)

P1(H1)

x x

a) b) c)

en06000641.vsd

S2 (X2) S1 (X1)

IEC06000641 V1 FR

Figure 19: Marquages de bornes de TC fréquemment utilisés

Où :

a) est le symbole et le marquage de borne utilisé dans ce document. Les bornes marquées à l'aided'un carré indiquent les bornes d'enroulement primaire et secondaire ayant la même polarité(c'est-à-dire : positive).

b) et c) sont des symboles équivalents et le marquage de borne utilisé par la norme CEI (ANSI) pour lesTC. Il est à noter que dans ces deux cas, le marquage de polarité de TC est correct!



Il est à noter qu'en fonction de la norme du pays et des pratiques en vigueur dans lesservices publics, le courant nominal secondaire d'un TC a généralement l'une desvaleurs suivantes°:

• 1A• 5A

Cependant dans certains cas, les courants nominaux secondaires suivants sontégalement utilisés°:

• 2A• 10A

Le DEI intègre parfaitement toutes ces valeurs secondaires nominales.

Il est recommandé de°:

• prendre l'entrée de TC nominale 1A pour alimenter le DEI afin deconnecter les TC avec les valeurs nominales secondaires 1A et2A.

• prendre l'entrée de TC nominale 5A pour alimenter le DEI afin deconnecter les TC avec les valeurs nominales secondaires 5A et10A.

Exemple de connexion d'un TC triphasé connecté par étoile etraccordé au DEILa figure 20 donne un exemple de câblage d'un TC triphasé connecté par étoile etraccordé au DEI. Elle donne également une vue d'ensemble des actions qui sontnécessaires pour rendre cette mesure disponible aux fonctions de protection et decontrôle intégrées dans le DEI.

Pour une désignation correcte des bornes, voir les schémas deraccordement s'appliquant au DEI livré.



L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Objet protégé

TC 600/5Connecté en

étoile

IL1

IL2

IL3

DEI

=IEC13000002=3=fr=Original.vsd

1 2

3

4

SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

5

IEC13000002 V3 FR

Figure 20: TC triphasé connecté par°Étoile installé avec le point étoile en direction de l'objet protégé

Où :

1) Le dessin montre comment connecter trois courants de phase individuels à partir d'un TCtriphasé connecté par étoile et raccordés aux trois entrées de TC du DEI.

2) L'emplacement des entrées de courant se situe dans les modules TRM. Il est à noter que pourtoutes ces entrées de courant, les valeurs de réglage suivantes doivent être rentrées pourl'exemple illustré dans la Figure20.'

• CTprim=600A• CTsec=5A• CTStarPoint=ToObject

Dans le DEI, seul le rapport des deux premiers paramètres est utilisé. Le troisième paramètre(CTStarPoint=ToObject: Point Étoile de TC = Vers l'Objet) tel que configuré dans cet exemplene provoque aucun changement sur les courants mesurés. En d'autres termes, les courantssont déjà mesurés en direction de l'objet protégé.




3) Ces trois connexions sont les liens entre les trois entrées de courant et les trois canauxd'entrée du bloc fonctionnel de pré-traitement 4). Selon le type de fonctions, nécessitant cetteinformation de courant, un ou plusieurs blocs de pré-traitement peuvent être connectés enparallèle aux trois mêmes entrées physiques de TC.

4) Bloc de pré-traitement, pour le filtrage numérique des entrées analogiques connectées et lecalcul des°:

• phaseurs de fréquence fondamentale pour chacun des trois canaux d'entrée• contenu en harmonique pour les trois canaux d'entrée• Grandeurs directes, inverses et homopolaires en utilisant les phaseurs de fréquence

fondamentale pour les trois premiers canaux d'entrée (canal un, servant de référencepour les grandeurs de séquence)

Ces valeurs calculées deviennent alors disponibles pour toutes les fonctions de protection etde contrôle intégrées dans le DEI, qui sont connectées au bloc fonctionnel de pré-traitement.Pour cette application, la plupart des réglages de pré-traitement peuvent être laissés à leursvaleurs par défaut.Si un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est en général nécessaire que pour les DEI installés dans les centralesélectriques), il faudra alors régler les paramètres de réglage DFTReference en fonction.Le chapitre SMAI du manuel fournit de l'information sur le suivi de fréquence adaptatif pourla matrice de signaux pour les entrées analogiques (SMAI).

5) AI3P dans le bloc fonctionnel SMAI est un signal groupé contenant toutes les données desphases L1, L2, L3 et la grandeur de neutre; en particulier, les données sur les phaseurs defréquence fondamentale, de contenu d'harmonique et de grandeurs directe, inverse ethomopolaire sont disponibles.AI1, AI2, AI3, AI4 sont les signaux de sortie du bloc fonctionnel SMAI, contenant les phaseursde fréquence fondamentale et le contenu en harmonique des canaux d'entrée correspondantdu bloc fonctionnel de pré-traitement.AIN est le signal contenant les phaseurs de fréquence fondamentale et le contenu enharmonique de la grandeur de neutre; ces données sont calculées par le bloc fonctionnel depré-traitement sur la base des entrées GRPL1, GRPL2 et GRPL3.

Une autre alternative consiste à avoir le point étoile du TC triphasé configuré tel quemontré dans la figure ci-dessous :



L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Objet protégé

TC 800/1Connecté en

étoile

IL1

IL2

IL3

DEI


4 1

2

3

SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

5

IEC11000026 V3 FR

Figure 21: TC triphasé connecté par°Étoile installé avec le point étoile orienté à distance de l'objet protégé

Dans l'exemple donné dans la figure 21 tout est fait de manière similaire à l'exempledécrit ci-dessus (figure 20). La seule différence est dans le réglage du paramètreCTStarPoint des entrées de courant utilisées sur le Module TRM (objet 2 dans lafigure) :

• CTprim=600A• CTsec=5A• CTStarPoint=FromObject (Au départ de l'Objet)

Dans le DEI seul le rapport des deux premiers paramètres est utilisé. Le troisièmeparamètre tel que présenté dans cet exemple, annulera les courants mesurés de façonà garantir que les courants sont mesurés en direction de l'objet protégé à l'intérieur duDEI.

Une troisième alternative consiste à avoir le courant résiduel de neutre du TC triphaséconfiguré avec une connexion au DEI, tel qu'illustré dans la figure ci-dessous.



789101112

123456

L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Object protégé

CT 800/1Connecté en

étoile

IL1

IL2

IL3AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IR

DEI

1

3

4

2

5


6

SMAI2BLOCK AI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

^GRP2L2^GRP2L1

^GRP2L3^GRP2N

IEC06000644 V3 FR

Figure 22: TC triphasé connecté en Étoile configuré avec son point étoile s'écartant de l'objet protégé et lecourant résiduel/neutre connecté au DEI.

Où :

1) Le dessin montre comment connecter trois courants de phase individuels à partir d'un TCtriphasé connecté par étoile et raccordés aux trois entrées de TC du DEI.

2) montre comment connecter le courant résiduel/neutre à partir du TC triphasé et raccordé auxquatre entrées de DEI. Il est à noter que si cette connexion n'est pas réalisée, le DEIcontinuera de calculer ce courant en interne par la somme vectorielle des trois courants dephase individuels.

3) est le Module d'entrée de transformateur (TRM) où se trouvent les entrées de courant. Il està noter que pour toutes ces entrées de courant, les valeurs de réglage suivantes doivent êtreentrées.

• CTprim=800A• CTsec=1A• CTStarPoint=FromObject• Type de connexion=Ph-N

Dans le DEI seul le rapport des deux premiers paramètres est utilisé. Le troisième paramètretel que configuré dans l'exemple n'aura aucune influence sur les courants mesurés ( puisqueles courants sont déjà mesurés dans la direction de (vers) l'objet protégé).

4) sont trois connexions réalisées dans l'Outil de Matrice des Signaux (SMT), l'outil deconfiguration des Applications (ACT), qui connecte ces trois entrées de courant aux troispremiers canaux d'entrée du bloc fonctionnel de prétraitement (6). Selon le type de fonctions,nécessitant cette information de courant, un ou plusieurs blocs de prétraitement peuvent êtreconnectés en parallèle aux trois mêmes entrées physiques de TC.




5) est une connexion réalisée dans l'Outil de Matrice des Signaux (SMT), l'Outil deConfiguration des Applications (ACT), qui connecte l'entrée de courant résiduel/neutre auquatrième canal d'entrée du bloc fonctionnel de prétraitement (6). Il est à noter que ceraccordement dans SMT ne doit pas être réalisé si le courant résiduel/neutre n'est pasconnecté au DEI. Dans ce cas le bloc de prétraitement le calculera en faisant la sommevectorielle des trois courants de phase individuels.

6) est un bloc de pré-traitement, pour le filtrage numérique des entrées analogiques connectéeset le calcul des°:

• phaseurs de fréquence fondamentale pour les quatre canaux d'entrée• contenu en harmonique pour les quatre canaux d'entrée• Grandeurs directes, inverses et homopolaires en utilisant les phaseurs de fréquence


Ces valeurs calculées deviennent alors disponibles pour toutes les fonctions de protection etde contrôle intégrées dans le DEI, qui sont connectées à ce bloc fonctionnel de pré-traitementdans l'outil de configuration. Pour cette application, la plupart des réglages de pré-traitementpeuvent être laissés sur leurs valeurs par défaut.Si un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est en général nécessaire que pour les DEI installés dans les centralesélectriques), il faudra alors régler les paramètres DFTReference en fonction.

Exemple de connexion de TC triphasé connecté en triangle et raccordéau DEILa figure 23 donne un exemple de connexion de TC triphasé connecté en triangle etraccordé au DEI. Elle donne également une vue d'ensemble des actions qui sontnécessaires pour rendre cette mesure disponible aux fonctions de protection et decontrôle intégrées dans le DEI.




L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objet protégé

DEI

TC 6

00/5

Con

nect

é en

tria

ngle

D

AB

IL1-IL2

IL2-IL3

IL3-IL1

1 2

3

4


SMAI_20

IEC11000027 V2 FR

Figure 23: TC triphasé connecté par Triangle DAB



Où :

1) montre comment connecter trois courants de phase individuels à partir d'un TC triphaséconnecté par triangle et raccordés aux trois entrées de TC du DEI.

2) est le module TRM où se situent les entrées de courant. Il est à noter que pour toutes cesentrées de courant, les valeurs de réglage suivantes doivent être entrées.TCprim=600ATCsec=5A

• CTStarPoint=ToObject (Vers l'Objet)• Type de Connexion=Ph-Ph

3) sont trois connexions réalisées dans l'Outil de Matrice des Signaux (SMT), l'outil deconfiguration des Applications (ACT),, qui connectent ces trois entrées de courant aux troispremiers canaux d'entrée du bloc fonctionnel de prétraitement (4). Selon le type de fonctions,nécessitant cette information de courant, un ou plusieurs blocs de prétraitement peuvent êtreconnectés en parallèle aux trois mêmes entrées de TC.

4) est un bloc de Prétraitement, pour le filtrage numérique des entrées analogiques connectéeset le calcul des°:

• phaseurs de fréquence fondamentale pour chacun des trois canaux d'entrée• contenu en harmonique pour les trois canaux d'entrée• Grandeurs directes, inverses et homopolaires en utilisant les phaseurs de fréquence


Ces valeurs calculées deviennent alors disponibles pour toutes les fonctions de protection etde contrôle intégrées dans le DEI, qui sont connectées au bloc fonctionnel de prétraitement.Pour cette application, la plupart des réglages de prétraitement peuvent être laissés à leursvaleurs par défaut.Si un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est en général nécessaire que pour les DEI installés dans les centralesélectriques), il faudra alors régler les paramètres DFTReference en fonction.

Une autre alternative consiste à avoir le TC connecté par triangle configuré tel quemontré dans la figure 24:



L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Objet protégé

DEI

TC 8

00/1

Con

nect

é en

tria

ngle

D

CA

IL3-IL2

IL2-IL1

IL1-IL3

2

3

4


SMAI_20

IEC11000028 V2 FR

Figure 24: TC triphasé connecté par Triangle DAC

Dans ce cas, tout est réalisé de la même manière que dans l'exemple décrit ci-dessus,excepté pour toutes les entrées de courant utilisées sur le Module TRM où lesparamètres suivants devront être rentrés :

TCprim=800A

TCsec=1A

• CTStarPoint=ToObject (Vers l'Objet)• Type de Connexion=Ph-Ph

Il est important de prêter attention aux références dans SMAI. Les entrées sur Ph-Phétant attendues d'être L1L2, L2L3 respectivement L3L1, nous devons basculer de180º en faisant le réglage ToObject (Vers l'Objet).

Exemple de connexion de TC monophasé au DEILa figure 25 donne un exemple de connexion de TC triphasé au DEI Elle donneégalement une vue d'ensemble des actions qui sont nécessaires pour rendre cettemesure disponible aux fonctions de protection et de contrôle intégrées dans le DEI.




Objet protégé

L1 L2 L3

DEIIN

P

INS

INS

2


4

3

TC 1

000/

1

a)

b)

(+)

(+)

(-)

(-)(+)

(-)

1 SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

IEC11000029 V3 FR

Figure 25: Connexions pour l'entrée de TC monophasé

Où :

1) Exemple de connexion de l'entrée de TC monophasé au DEI.

2) est le Module d'entrée de transformateur (TRM) où se trouvent ces entrées de courant. Ilest à noter que pour toutes ces entrées de courant, les valeurs de réglage suivantesdoivent être rentrées.Pour la connexion (a) illustrée à la figure 25:CTprim = 1000 ACTsec = 1ACTStarPoint=ToObject (Vers l'Objet) Pour la connexion (b) illustrée à la figure 25:CTprim = 1000 ACTsec = 1ACTStarPoint=FromObject (Au Départ de l'Objet)

3) montre la connexion réalisée dans l'outil SMT, qui relie l'entrée de TC au quatrième canald'entrée du bloc fonctionnel de prétraitement 4).

4) est un bloc de Prétraitement, pour le filtrage numérique des entrées analogiquesconnectées et le calcul de valeurs. Ces valeurs calculées deviennent alors disponiblespour toutes les fonctions de protection et de contrôle intégrées dans le DEI, qui sontconnectées au bloc fonctionnel de prétraitement.Si un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est généralement exigée que pour les DEI installés dans des centralesélectriques), il faudra alors régler les paramètres DFTReference en fonction.



Réglage des canaux de tensionComme les DEI utilisent des grandeurs du système primaire, les principaux rapportsde TT doivent être connus du DEI. Ceci est réalisé en réglant les deux paramètresVTsec et VTprim pour chaque canal de tension. La valeur phase-phase peut êtreutilisée même si chacun des canaux est connecté à une tension de TT phase-terre.

ExempleConsidérez un TT avec les données suivantes :

132 1103 3kV V

EQUATION2016 V1 FR (Équation 1)

Le réglage suivant doit être utilisé : VTprim=132 (valeur en kV) VTsec=110 (valeuren V)

Exemples de connexion, configuration et réglage des entrées de TTpour les connexions de TT ordinairement les plus utiliséesLa figure 26 définit le marquage des bornes de transformateur de tensioncommunément utilisées dans le monde :

A(H1)

B(H2)

b(X2)

a(X1)

A(H1)

N(H2)

n(X2)

a(X1)

b) c)

A(H1)

N(H2)

dn(X2)

da(X1)

d)

UPri

+ +USec

a)

en06000591.vsd

IEC06000591 V1 FR

Figure 26: Marquages de bornes de TT fréquemment utilisés

Où :

a) est le symbole et le marquage de borne utilisé dans ce document. Les bornes marquées àl'aide d'un carré indiquent les bornes d'enroulement primaire et secondaire ayant la mêmepolarité (positive).

b) est le symbole et marquage de borne équivalent utilisé par la norme CEI (ANSI) pour lesconnexions phase-terre de TT.

c) est le symbole et marquage de borne équivalent utilisé par la norme CEI (ANSI) pour lesconnexions de TT en triangle ouvert.

d) est le symbole et marquage de borne équivalent utilisé par la norme CEI (ANSI) pour lesconnexions de TT phase-phase.

Il est à noter qu'en fonction de la norme du pays et des pratiques en vigueur dans lesservices publics, la tension nominale secondaire d'un TT a généralement l'une desvaleurs suivantes :



• 100 V• 110 V• 115 V• 120 V• 230 V

Le DEI a l'entière capacité d'intégrer toutes ces valeurs, dont la plupart sont montréesdans les exemples suivants.

Exemples de connexion d'un TT connecté trois phases-terre raccordéau DEI.La figure 27 donne un exemple de raccordement entre un TT connecté trois phases-terre et un DEI. Elle donne également une vue d'ensemble des actions que l'utilisateurdoit mettre en œuvre pour rendre ces mesures disponibles aux fonctions de protectionet de contrôle intégrées dans le DEI.


192021222324

1314

15

1617

18

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

DEIL2

L3

663

1103

kV

V

1

3

2

663

1103

kV

V

663

1103

kV

V

.

#Non utilisé

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

IEC06000599 V3 FR

Figure 27: TT connecté trois phases-terre



Où :

1) montre comment raccorder trois tensions secondaires phase-terre à trois entrées de TTsur le DEI

2) est le module TRM où se situent ces entrées de tension. Il est à noter que pour toutes cesentrées de tension les valeurs de réglage suivantes doivent être rentrées :VTprim =66 kVVTsec = 110 VDans le DEI, seul le rapport de ces deux paramètres est utilisé. Il est à noter que le rapportdes valeurs entrées correspond exactement au rapport d'un TT individuel.

6666 3

1101103

=


3) sont trois connexions effectuées dans l'Outil de Matrice de Signaux (SMT) qui raccordentces trois entrées de tension aux trois premiers canaux d'entrée du bloc fonctionnel deprétraitement 5). Selon le type de fonctions, nécessitant cette information de tension, unou plusieurs blocs de prétraitement peuvent être connectés en parallèle aux trois mêmesentrées de TT.

4) montre que dans cet exemple, le quatrième canal d'entrée (c'est-à-dire celui de tensionrésiduelle) du bloc de prétraitement n'est pas connecté dans l'outil SMT. Ainsi le bloc deprétraitement calculera automatiquement 3Uo en interne par la somme vectorielle destensions trois-phases à la terre qui sont raccordées aux trois canaux d'entrée du mêmebloc de prétraitement. Dans l'alternative, le quatrième canal d'entrée peut être connecté àune entrée de TT en triangle ouvert, tel qu'illustré à la figure 29.

5) est un bloc de Prétraitement, pour le filtrage numérique des entrées analogiquesconnectées et le calcul des°:

• phaseurs de fréquence fondamentale pour chacun des quatre canaux d'entrée• contenu en harmonique pour les quatre canaux d'entrée• grandeurs directes, inverses et homopolaires en utilisant les phaseurs de fréquence

fondamentale pour les trois premiers canaux d'entrée (canal un, servant deréférence pour les grandeurs de séquence)

Ces valeurs calculées deviennent alors disponibles pour toutes les fonctions de protectionet de contrôle intégrées dans le DEI, qui sont connectées à ce bloc fonctionnel de pré-traitement dans l'outil de configuration. Pour cette application, la plupart des réglages depré-traitement peuvent être laissés sur leurs valeurs par défaut. Toutefois, les réglagessuivants doivent être définis tel que montré ici :UBase=66 kV (c'est-à-dire: tension Ph-Ph nominale)Si un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est en général nécessaire que pour les DEI installés dans les centralesélectriques), il faudra alors régler les paramètres DFTReference en fonction.

Exemple de connexion de TT connecté phase-phase au DEILa figure 28 donne un exemple de connexion de TT connecté phase-phase au DEI Elledonne également une vue d'ensemble des actions qui sont nécessaires pour rendrecette mesure disponible aux fonctions de protection et de contrôle intégrées dans leDEI. Il est à noter que cette connexion de TT n'est utilisée que pour des niveaux debasse tension (c'est-à-dire une tension primaire nominale inférieure à 40 kV).



19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1

AI 07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI 10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

DEI

L2

L3

13.8120

kVV

1

2

3

#Non utilisé

13.8120

kVV

.

5


4

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1 (L1L2)

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2 (L2L3)

^GRP2L3 (L3L1)

^GRP2N

IEC06000600 V4 FR

Figure 28: Un TT connecté biphasé-phase

Où :

1) montre comment raccorder le coté secondaire d'un TT phase-phase aux entrées de TT duDEI

2) est le module TRM où se situent ces trois entrées de tension. Il est à noter que pour toutesces trois entrées de tension, les valeurs de réglage suivantes doivent être rentrées :VTprim=13.8 kVVTsec=120 VIl est à noter que le DEI n'utilise que le rapport de ces deux paramètres.




3) sont trois connexions réalisées dans l'Outil de Matrice des Signaux (SMT), l'outil deconfiguration des Applications (ACT),, qui connectent ces trois entrées de tension aux troispremiers canaux d'entrée du bloc fonctionnel de prétraitement 5). Selon le type de fonctions,nécessitant cette information de tension, un ou plusieurs blocs de prétraitement peuvent êtreconnectés en parallèle aux trois mêmes entrées de TT.

4) montre que dans cet exemple, le quatrième canal d'entrée (c'est-à-dire celui de tensionrésiduelle) du bloc de prétraitement n'est pas connecté dans SMT. Remarque Si lesparamètres UL1, UL, UL3, UN doivent être utilisés, le triangle ouvert devra être connecté ici

5) Le bloc de Prétraitement a pour but le filtrage numérique des entrées analogiquesconnectées et le calcul des°:



Ces valeurs calculées deviennent alors disponibles pour toutes les fonctions de protection etde contrôle intégrées dans le DEI, qui sont connectées à ce bloc fonctionnel de prétraitementdans l'outil de configuration. Pour cette application, la plupart des réglages de pré-traitementpeuvent être laissés sur leurs valeurs par défaut. Toutefois, les réglages suivants doivent êtredéfinis tel que montré ici :Type de Connexion=Ph-PhUBase=13.8 kVSi un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est en général nécessaire que pour les DEI installés dans les centralesélectriques), il faudra alors régler les paramètres DFTReference en fonction.

Exemple de connexion d'un TT en triangle ouvert à un DEI pour desréseaux à haute impédance avec mise à la terre ou sans mise à la terreLa figure 29 donne un exemple de câblage pour un TT en triangle ouvert raccordé àun DEI pour des systèmes électriques à haute impédance avec ou sans mise à la terre .Il est à noter que ce type de connexion de TT présente une tension secondaireproportionnelle à 3U0 au DEI.

En cas de défaut de terre direct proche de l'emplacement de TT, la valeur primaire de3Uo sera égale à :

3 0 3 3Ph Ph Ph NU U U- -= × = ×EQUATION1921 V3 EN (Équation 3)

La tension primaire nominale d'un TT en triangle ouvert est toujours égale à UPh-E.Trois enroulements secondaires de TT raccordés en série donnent une tensionsecondaire égale à trois fois la valeur nominale d'un enroulement secondaire de TTseul. Par conséquent, les enroulements secondaires de TT en triangle ouvert ont assezfréquemment une tension secondaire égale à un tiers de la tension secondaire de TTphase-phase (110/3V dans cet exemple particulier).

La figure 29 donne une vue d'ensemble des actions que l'utilisateur doit mettre enœuvre pour rendre ces mesures disponibles également aux fonctions de protection etde contrôle intégrées dans le DEI.



192021222324

13141516

1718

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

DEIL2

L3

6.63

1103

kV

V

+3Uo

6.63

1103

kV

V

6.63

1103

kV

V

1

2

4

3# Non utilisé

5


# Non utilisé

# Non utilisé

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

IEC06000601 V3 FR

Figure 29: TT connecté en triangle ouvert dans un système de puissance mis à la terre à haute impédance



Où :

1) montre comment raccorder le côté secondaire d'un TT en triangle ouvert à une entrée deTT sur le DEI

+3U0 doit être connecté au DEI

2) est le module TRM où se situe cette entrée de tension. Il est à noter que pour cette entréede tension, les valeurs de réglage suivantes doivent être rentrées :

3 6.6 11.43VTprim kV= × =


110sec 3 110

3VT V= × =


Dans le DEI, seul le rapport de ces deux paramètres est utilisé. Il est à noter que le rapportdes valeurs entrées correspond exactement au rapport d'un seul TT en triangle ouvert.

6.63 6.6 3

1101103

×=


3) montre que dans cet exemple, les trois premiers canaux d'entrée du bloc de prétraitementne sont pas connectés dans l'outil SMT ou l'outil ACT.

4) montre la connexion réalisée dans l'Outil de Matrice des Signaux (SMT), l'outil deconfiguration des Applications (ACT), qui connecte cette entrée de tension au quatrièmecanal d'entrée du bloc de prétraitement 5).

5) est un bloc de prétraitement, pour le filtrage numérique des entrées analogiquesconnectées et le calcul des°:


fondamentale pour les trois premiers canaux d'entrée (canal un, servant deréférence pour les grandeurs de séquence)

Ces valeurs calculées deviennent alors disponibles pour toutes les fonctions de protectionet de contrôle intégrées dans le DEI, qui sont connectées à ce bloc fonctionnel deprétraitement dans l'outil de configuration. Pour cette application, la plupart des réglagesde pré-traitement peuvent être laissés sur leurs valeurs par défaut.Si un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est en général nécessaire que pour les DEI installés dans les centralesélectriques ) il faudra alors ajuster les paramètres de réglage DFTReference en fonction.



Exemple de connexion d'un TT en triangle ouvert à un DEI pour desréseaux à basse impédance avec mise à la terre ou avec mis à la terredirecteLa figure 30 donne un exemple de connexion entre un TT en triangle ouvert et le DEIpour des systèmes à basse impédance mis à la terre ou avec mise à la terre directe. Ilest à noter que ce type de connexion de TT présente une tension secondaireproportionnelle à 3U0 au DEI.

En cas de défaut de terre direct proche de l'emplacement de TT, la valeur primaire de3Uo sera égale à :

33

Ph PhPh E

UUo U-

-= =


La tension primaire nominale d'un TT en triangle ouvert est toujours égale à UPh-EPar conséquent, trois enroulements secondaires de TT raccordés en série donnerontune tension secondaire égale à la valeur nominale d'un enroulement secondaire de TTseul. Par conséquent, les enroulements secondaires de TT en triangle ouvert ont assezfréquemment une tension secondaire proche de la tension secondaire de TT phase-phase, c'est-à-dire (115V ou 115/√3V comme dans cet exemple précis). La figure 30donne également une vue d'ensemble des actions qui sont nécessaires pour rendre cesmesures disponibles aux fonctions de protection et de contrôle intégrées dans le DEI.

192021222324

131415161718

L1

AI07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

DEIL2

L3

1383

1153

kV

V

+3Uo

1383

1153

kV

V

1383

1153

kV

V

1

2

4

3


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

5

# Non utilisé

# Non utilisé

# Non utilisé

IEC06000602 V3 FR

Figure 30: TT en triangle ouvert raccordé à un système de puissance basse impédance ou mis à la terredirectement



Où :

1) montre comment raccorder le coté secondaire d'un TT en triangle ouvert à une entréede TT sur le DEI.

+3Uo doit être connecté au DEI.

2) est le module TRM où se situe cette entrée de tension. Il est à noter que pour cetteentrée de tension, les valeurs de réglage suivantes doivent être rentrées :

1383 138

3VTprim kV= × =


115sec 3 115

3VT V= × =


Dans le DEI, seul le rapport de ces deux paramètres est utilisé. Il est à noter que lerapport des valeurs entrées correspond exactement au rapport d'un TT individuel entriangle ouvert.

138138 3

1151153

=


3) montre que dans cet exemple, les trois premiers canaux d'entrée du bloc deprétraitement ne sont pas connectés dans l'outil SMT.

4) montre la connexion réalisée dans l'Outil de Matrice des Signaux (SMT), qui connectecette entrée de tension au quatrième canal d'entrée du bloc de prétraitement 4).

5) Le bloc de prétraitement a pour but le filtrage numérique des entrées analogiquesconnectées et le calcul des :

• phaseurs de fréquence fondamentale pour chacun des quatre canaux d'entrée• contenu en harmonique pour les quatre canaux d'entrée• grandeurs directes, inverses et homopolaires en utilisant les phaseurs de

fréquence fondamentale pour les trois premiers canaux d'entrée (canal un,servant de référence pour les grandeurs de séquence)

Ces valeurs calculées deviennent alors disponibles pour toutes les fonctions deprotection et de contrôle intégrées dans le DEI, qui sont connectées à ce blocfonctionnel de prétraitement dans l'outil de configuration. Pour cette application, laplupart des réglages de pré-traitement peuvent être laissés sur leurs valeurs par défaut.Si un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est en général nécessaire que pour les DEI installés dans les centralesélectriques), il faudra alors régler les paramètres DFTReference en fonction.



Exemple de connexion de TT de mise à la terre de point neutre au DEILa figure 31 donne un exemple de connexion de TT de mise à la terre de point neutreau DEI. Ce type de connexion de TT présente une tension secondaire proportionnelle àU0 au DEI.

En cas de défaut de terre direct dans des systèmes à haute impédance avec ou sans miseà la terre, la valeur primaire de la tension Uo sera égale à :

03

Ph PhPh E

UU U--= =

EQUATION1931 V2 EN (Équation 11)

La figure 31 donne une vue d'ensemble des actions que l'utilisateur doit mettre enœuvre pour rendre ces mesures disponibles également aux fonctions de protection etde contrôle intégrées dans le DEI.

19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1 L2 L3AI07 (I)

AI08 (I)

AI09 (I)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

DEI

6.63

100

kV

V

RUo

1

2

3


5

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

# Non utilisé

# Non utilisé

# Non utilisé

4

Object protégé

IEC06000603 V3 FR

Figure 31: TT de mise à la terre du point neutre



Où :

1) montre comment raccorder le côté secondaire d'un TT de mise à la terre de point neutre à uneentrée de TT sur le DEI.

U0 doit être connecté au DEI.

2) est le module TRM ou AIM où se situe cette entrée de tension. Pour cette entrée de tensionles valeurs de réglage suivantes doivent être rentrées :

6.63.81

3VTprim kV= =


sec 100VT V=


Dans le DEI, seul le rapport de ces deux paramètres est utilisé. Il est à noter que le rapportdes valeurs entrées correspond exactement au rapport d'un TT de mise à la terre de pointneutre.

3) montre que dans cet exemple, les trois premiers canaux d'entrée du bloc de prétraitement nesont pas connectés dans l'outil SMT ou l'outil ACT.

4) montre la connexion réalisée dans l'Outil de Matrice des Signaux (SMT), l'outil deconfiguration des Applications (ACT), qui connecte cette entrée de tension au quatrièmecanal d'entrée du bloc de prétraitement 5).

5) est un bloc de prétraitement, pour le filtrage numérique des entrées analogiques connectéeset le calcul des°:



Ces valeurs calculées deviennent alors disponibles pour toutes les fonctions de protection etde contrôle intégrées dans le DEI, qui sont connectées à ce bloc fonctionnel de prétraitementdans l'outil de configuration. Pour cette application, la plupart des réglages de pré-traitementpeuvent être laissés sur leurs valeurs par défaut.Si un dispositif de suivi et de compensation de fréquence est nécessaire (cettecaractéristique n'est en général nécessaire que pour les DEI installés dans les centralesélectriques), il faudra alors régler les paramètres DFTReference en fonction.



Section 5 IHM locale

IEC13000239-1-en.vsd

IEC13000239 V1 FR

Figure 32: Interface homme-machine locale

L'IHM locale du DEI contient les éléments suivants :

• Écran (LCD)• Touches• LED• Port de communication pour PCM600

L'IHM locale est utilisée pour le réglage, la surveillance et le contrôle.

1MRK 505 302-UFR - Section 5IHM locale


5.1 Affichage

L'IHML dispose d'un affichage graphique monochrome offrant une résolution de 320x 240 pixels. La taille des caractères peut varier. Le nombre de caractères et de lignesfigurant dans la vue dépend de la taille des caractères et de la vue affichée.

L'affichage est divisé en quatre zones principales.


1

3 4

2

IEC13000063 V2 FR

Figure 33: Agencement de l'affichage

1 Chemin d'accès

2 Contenu

3 État

4 Barre de défilement (apparaît si nécessaire)

Le volet des touches de fonction affiche sur demande les actions possibles avec lestouches de fonction. Chaque touche de fonction est dotée d'un voyant LED utilisécomme compte-rendu de la fonction active. La LED est connectée au signal requis àl'aide du PCM600.

Section 5 1MRK 505 302-UFR -IHM locale



GUID-C98D972D-D1D8-4734-B419-161DBC0DC97B V1 FR

Figure 34: Volet des touches de fonction

Le volet des LED d'alarme affiche sur demande les étiquettes de texte des LEDd'alarme. Trois pages de LED d'alarme sont disponibles.


GUID-5157100F-E8C0-4FAB-B979-FD4A971475E3 V1 FR

Figure 35: Volet des LED d'alarme

Les volets des touches de fonction et des LED d'alarme ne sont pas visiblessimultanément. Chaque volet s'affiche en appuyant sur une des touches de fonction ousur la touche Pages multiples. L'actionnement de la touche ECH efface le volet del'affichage. La largeur dynamique de chaque volet dépend de la longueur de la chaînede l'étiquette que le volet contient.



5.2 LED

L'IHML comprend trois LED d'état de protection au-dessus de l'écran : Prêt,Démarrage et Déclenchement.

L'avant de l'IHML comporte 15 LED d'alarme programmables. Chaque LED peutindiquer trois états en utilisant les couleurs verte, jaune et rouge. Les textes d'alarmese rapportant à chaque LED tricolore sont divisés en trois pages.

Trois pages distinctes de LED sont disponibles. Les 15 LED tricolores physiquesréunies dans un groupe de LED peuvent indiquer 45 signaux différents. Au total, 135signaux peuvent être indiqués puisqu'il existe 3 groupes de LED. Les LED s'allumentselon la priorité, la LED rouge ayant la priorité la plus élevée et la LED verte la prioritéla plus basse. Par exemple, si une indication sur une page nécessite l'allumage de laLED verte et qu'une indication sur une autre page nécessite l'allumage de la LEDrouge, la LED rouge a la priorité et s'allume. Les LED peuvent être configurées à l'aidedu PCM600, et le mode de fonctionnement peut être sélectionné à l'aide de l'IHML oudu PCM600.

Les pages d'information sur les LED d'alarme s'affichent en appuyant sur la touchePages multiples. Cette touche permet de faire défiler les trois pages. Une LED alluméeou non acquittée apparaît en surbrillance. De telles lignes sont sélectionnables à l'aidedes touches fléchées Haut / Bas. La touche Entrée permet d'afficher des détailsconcernant la LED sélectionnée. La touche Échap. permet de quitter la fenêtrecontextuelle d'information ainsi que le panneau de LED.

La touche Pages multiples est dotée d'une LED. Cette LED s'allume à chaque foisqu'une LED s'allume dans une des pages, et elle clignote si des LED d'alarme ne sontpas acquittées. Pour acquitter des LED, appuyer sur la touche Effacer pour accéder aumenu Réinitialisation (voir la description de ce menu pour plus de détails).

Deux autres LED sont situées à côté des touches de commande et . Ellesaffichent l'état du disjoncteur.

5.3 Pavé numérique

Le pavé numérique de l'IHML comprend des touches qui permettent de se déplacerdans les différents menus ou vues. Elles permettent également d'acquitter des alarmes,de réinitialiser des indications, d'obtenir de l'aide et de basculer entre le mode decommande locale et à distance.

Le pavé numérique comporte également des touches programmables qui peuvent êtreconfigurées sous la forme de raccourcis ou de touches de commande.




GUID-0C172139-80E0-45B1-8A3F-1EAE9557A52D V2 FR

Figure 36: Pavé numérique de l'IHML




1

18

19

7

6

5

4

3

2

8

20

21

22

17161514131211109

23

24

GUID-77E71883-0B80-4647-8205-EE56723511D2 V2 FR

Figure 37: Pavé numérique de l'IHML avec touches de navigation et decontrôle-commande d'objets ainsi que port de communication RJ-45

1...5 Touches de fonction

6 Fermeture

7 Ouverture

8 Échappement

9 Gauche

10 Bas

11 Haut

12 Droite

13 Clé

14 Entrée

15 Local/Distant

16 LED liaison montante

17 Non utilisé

18 Pages multiples

19 Menu

20 Effacer

21 Aide

22 Port de communication



23 LED d'alarme programmables

24 LED d'état de protection

5.4 Fonctionnalité de l'IHM locale

5.4.1 Indication de protection et d'alarme

Voyants de protectionLes LED d'indication de protection sont Prêt, Démarrage et Déclenchement.

Les LED de démarrage et de déclenchement sont configurées via leperturbographe.Les LED d'état jaunes et rouges sont configurées au sein de la fonctionde perturbographie, DRPRDRE, en connectant un signal dedémarrage ou de déclenchement à partir de la fonction réelle vers unbloc fonctionnel d'entrées binaires BxRBDR à l'aide du PCM600 et enconfigurant le paramètre Off, Start ou Trip pour ce signal.

Tableau 3: LED Prêt (verte)

État de la LED DescriptionEteinte La tension d'alimentation auxiliaire est déconnectée.

Allumée Fonctionnement normal.

Clignotante Un défaut interne s'est produit.

Tableau 4: LED Démarrage (jaune)

État de la LED DescriptionEteinte Fonctionnement normal.

Allumée Une fonction de protection a démarré et un message d'indication estaffiché.L'indication de démarrage est auto-maintenue et doit être réinitialisée viaune communication, l'IHML ou une entrée binaire sur le composantLEDGEN. Pour ouvrir le menu de réinitialisation sur l'IHML, appuyer sur

.

Clignotante Le DEI est en mode "Test" et les fonctions de protection sont bloquées, oule protocole CEI 61850 bloque une ou plusieurs fonctions.L'indication disparaît lorsque le DEI n'est plus en mode "Test" et que leblocage est supprimé. Le blocage des fonctions via le protocole CEI 61850peut être réinitialisé dans Menu principal/Essai/Réinit. Mod CEI61850. LaLED jaune s'allume ou s'éteint selon l'état de fonctionnement.



Tableau 5: LED Déclenchement (rouge)

État de la LED DescriptionEteinte Fonctionnement normal.

Allumée Une fonction de protection s'est déclenchée. Un message d'indications'affiche si la fonction d'auto-indication est activée dans l'IHM locale.L'indication de déclenchement est auto-maintenue et doit être réinitialiséevia une communication, l'IHML ou une entrée binaire sur le composantLEDGEN. Pour ouvrir le menu de réinitialisation sur l'IHML, appuyer sur

.

Voyants d'alarmeLes 15 LED tricolores programmables sont utilisées pour l'indication d'alarme. Unsignal d'alarme/d'état individuel, connecté à n'importe quel bloc fonctionnel de LED,peut être affecté à l'une des trois couleurs de LED lors de la configuration du DEI.

Tableau 6: Indications d'alarme

État de laLED

Description

Eteinte Fonctionnement normal. Tous les signaux d'activation sont éteints.

Allumée • Séquence Follow-S (Suiveur-S) : Le signal d'activation est activé.• Séquence LatchedColl-S : Le signal d'activation est activé ou désactivé mais

l'indication n'a pas été acquittée.• Séquence LatchedAck-F-S : L'indication a été acquittée mais le signal d'activation

est toujours activé.• Séquence LatchedAck-S-F : Le signal d'activation est activé ou désactivé mais

l'indication n'a pas été acquittée.• Séquence LatchedReset-S : Le signal d'activation est activé ou désactivé mais

l'indication n'a pas été acquittée.

Clignotante • Séquence Follow-F : Le signal d'activation est activé.• Séquence LatchedAck-F-S : Le signal d'activation est activé ou désactivé mais

l'indication n'a pas été acquittée.• Séquence LatchedAck-S-F : L'indication a été acquittée mais le signal d'activation

est toujours activé.

5.4.2 Gestion des paramètres

L'IHM locale permet d'accéder aux paramètres du DEI. Trois types de paramètrespeuvent être lus et enregistrés.

• Valeurs numériques• Valeurs de chaînes de caractères• Valeurs énumérées

Les valeurs numériques se présentent sous la forme de valeurs entières ou décimalesavec des valeurs minimale et maximale. Les chaînes de caractères peuvent êtremodifiées, un caractère après l'autre. Les valeurs énumérées ont un ensembleprédéfini de valeurs sélectionnables.



5.4.3 Communication en face avant

Le port RJ-45 de l'IHML permet d'activer la communication en face avant.

• La LED verte liaison ascendante (uplink), située à gauche, est allumée lorsque lecâble est correctement connecté au port.

• La LED jaune n'est pas utilisée (elle est toujours éteinte).


1

2

GUID-AACFC753-BFB9-47FE-9512-3C4180731A1B V1 EN

Figure 38: Port de communication RJ-45 et LED verte

1 Connecteur RJ-45

2 LED verte

L'adresse IP par défaut pour le port de la face avant du DEI est 10.1.150.3, et le masquede sous-réseau correspondant est 255.255.255.0. Ces réglages se trouvent dans lechemin IHML Menu principal/Configuration/Communication/ConfigurationEthernet/FRONT:1.

Ne pas connecter le port de la face avant du DEI à un réseau LAN.Connecter seulement le PC local avec PCM600 au port de la faceavant. Il est destiné uniquement à un usage temporaire, tel que la miseen service ou la phase de test.



Section 6 Protection différentielle

6.1 Protection différentielle de jeu de barres

6.1.1 Identification

Protection différentielle de jeu de barres, version triphasée

Description de la fonction IdentificationCEI 61850

IdentificationCEI 60617

Numéro dedispositif ANSI/IEEE C37.2

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, triphasée/4 travées BUTPTRC 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, triphasée/4 ou 8 travées BTCZPDIF 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, triphasée/4 ou 8 travées BZNTPDIF_A 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, triphasée/4 ou 8 travées BZNTPDIF_B 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, triphasée/4 ou 8 travées BZITGGIO 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

1MRK 505 302-UFR - Section 6Protection différentielle


Protection différentielle de jeu de barres, version monophaséeDescription de la fonction Identification

CEI 61850IdentificationCEI 60617


Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, monophasée/12 ou 24 travées BUSPTRC 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, monophasée/12 ou 24 travées BCZSPDIF 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, monophasée/12 ou 24 travées BZNSPDIF_A 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, monophasée/12 ou 24 travées BZNSPDIF_B 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

Protection différentielle de jeu de barres,2 zones, monophasée/12 ou 24 travées BZISGGIO 3Id/I

SYMBOL-JJ V1 FR

87B

État objet appareil primaire pour la sélection de zone de la protection dujeu de barresDescription de la fonction Identification



État objet appareil primaire pour lasélection de zone de la protection du jeude barres

BDCGAPC - -

Section 6 1MRK 505 302-UFR -Protection différentielle


6.1.2 Applications de base

6.1.2.1 Généralités

Ce chapitre décrit et illustre des types d'applications de base pour le DEI REB670. Cesapplications utilisent la version triphasée du DEI, avec deux zones différentielles etquatre (ou même huit) entrées TC triphasées.

6.1.2.2 Application à meshed corners et application à connexion en T

La fonction différentielle générale du REB670 est adaptée aux configurations àmeshed corners. Les meshed corners peuvent avoir quatre ou jusqu'à six entrées de TCet sont essentiellement des configurations à simple jeu de barres. Une applicationsimilaire existe lorsqu'une protection en T est requise pour des configurations à undisjoncteur et demi ou à jeu de barres en anneau.

IEC11000237-1-en.vsdIEC11000237 V1 FR

Figure 39: Exemple d'application du REB670 sur connexion en T

6.1.3 Applications de protection de jeu de barres


Une protection de jeu de barres est un dispositif qui protège les jeux de barres contreles courts-circuits et les défauts de terre. Les premiers systèmes électriquesn'utilisaient pas de dispositif de protection distinct pour la protection des jeux debarres. Des protections d'extrémité distante ont été utilisées comme protectionprincipale contre les défauts de jeu de barres. Avec l'accroissement de la puissance decourt-circuit dans le réseau, des DEI différentiels de protection de jeu de barresdoivent être installés pour limiter les dommages provoqués par les courants de défautprimaires. Cela permet également de garantir la stabilité du réseau, car undéclenchement retardé en cas de défauts du jeu de barres peut aussi entraîner uneinstabilité du réseau, un glissement de pôle dans les alternateurs environnants et mêmeun effondrement total du système.

Pour des applications de protection de zones de jeux de barres, il est extrêmementimportant de garantir une bonne sécurité car un fonctionnement intempestif peut avoirdes conséquence graves. Le fonctionnement intempestif du DEI différentiel de jeu de



barres aura le même effet du point de vue opérationnel que des défauts simultanés danstous les éléments du système électrique connectés au jeu de barres. En outre il estégalement important que le DEI soit fiable. Un non-fonctionnement ou même unfonctionnement ralenti du DEI différentiel, en cas de défaut interne, peut avoir desconséquences graves. Blessures corporelles, panne généralisée, instabilité transitoireou endommagement important des équipements environnants du poste et desalternateurs environnants sont quelques-unes des conséquences possibles.

Par conséquent, la protection différentielle de jeu de barres doit remplir les exigencessuivantes :

1. Elle doit être absolument stable durant tous les défauts externes. Les défautsexternes sont beaucoup plus fréquents que les défauts internes. L'amplitude desdéfauts externes peut être égale à la capacité maximale de court-circuit du poste.Une forte saturation de TC due à des composantes c.c. élevées et/ou unerémanence lors de défauts externes ne doit pas entraîner de dysfonctionnement dela protection différentielle de jeu de barres. La sécurité contre ledysfonctionnement doit être extrêmement élevée en raison de son impact majeursur le fonctionnement général du réseau.

2. Elle doit avoir un temps de déclenchement aussi court que possible afin deminimiser les dommages, minimiser les dangers et potentielles blessures sur lespersonnes susceptibles de travailler dans le poste au moment du défaut interne, etgarantir la stabilité du réseau.

3. Doit être capable de détecter les défauts internes et fonctionner en tout sécuritémême en cas de forte saturation de TC. La sensibilité de la protection doit êtresuffisante pour traiter les courants de défaut minimum, qui peuvent parfois êtreinférieurs aux courants de charge maximum.

4. Doit être capable de détecter les défauts de manière sélective et de déclencherseulement la partie défaillante du système de jeu de barres.

5. Doit être sécurisée contre les dysfonctionnements causés par une défaillance decontact auxiliaire, de possibles erreurs humaines, des défauts dans les circuitssecondaires, etc.

6.1.3.2 Caractéristiques distinctives des configurations de protection de jeu debarres

La conception d'une configuration de protection de jeu de barres dépend très fort de laconfiguration des sous-stations. La complexité de cette configuration peut varierconsidérablement d'un poste à l'autre. Ce chapitre décrit les problèmes d'applicationstypiques pour les configurations les plus courantes de protection de jeu de barres.

6.1.3.3 Protection différentielle

L'idée de base pour tout DEI différentiel est que la somme de tous les courants,circulant vers et depuis la zone de protection, doit être égale à zéro. Si ce n'est pas lecas, c'est qu'un défaut interne s'est produit. Il s'agit essentiellement d'une applicationdirecte de la première loi de Kirchhoffs, bien connue. Cependant, les DEI différentielsde jeu de barres ne mesurent pas directement les courants primaires dans les



conducteurs haute tension, mais les courants secondaires des transformateurs decourant (TC) à noyau magnétique, qui sont installés dans toutes les travées hautetension connectées au jeu de barres.

Ainsi, le DEI différentiel de jeu de barres est unique en ceci qu'un certain nombre deTC, souvent de rapports et de classes très différents, sont connectés à la même zone deprotection différentielle. Etant donné que les TC à noyau magnétique sont desdispositifs de mesure non linéaires, en conditions de courant élevé dans les circuits deTC primaires, la différence entre chaque courant secondaire de TC et les courantsprimaires d'origine peut être significative. Ceci est causé par la saturation de TC,phénomène bien connu des ingénieurs de protection. Pendant la durée de saturation detout TC connecté au DEI différentiel, la somme de l'ensemble des courantssecondaires de TC sera différente de zéro et le DEI mesurera un faux courantdifférentiel. Ce phénomène concerne particulièrement les applications de protectiondifférentielle de jeu de barres, car il a tendance à provoquer un fonctionnementindésirable du DEI différentiel.

Une rémanence dans le noyau magnétique d'un TC constitue un facteursupplémentaire pouvant influer sur le courant secondaire de TC. Elle peut améliorerou réduire la capacité du TC à transférer correctement le courant primaire vers le côtésecondaire. Toutefois, la rémanence de TC est un paramètre aléatoire, en pratiqueimpossible à prédire avec précision.

Peut-être moins connu, un autre phénomène transitoire se produit dans le circuitsecondaire de TC à l'instant où un courant primaire élevé est interrompu. Cephénomène est particulièrement prévalent si le disjoncteur haute tension coupe lecourant primaire avant son passage à zéro naturel. Il se manifeste sous la forme d'unecomposante de courant c.c. à décroissance exponentielle dans le circuit secondaire deTC. Ce courant c.c. secondaire ne correspond à aucun courant primaire dans lesystème électrique. Ce phénomène peut s'expliquer comme étant une décharge del'énergie magnétique stockée dans le noyau magnétique du TC pendant l'état decourant primaire élevé. En fonction du type et de la conception du TC, ce courant dedécharge peut avoir une constante de temps de l'ordre d'une centaine de millisecondes.

Par conséquent, tous ces phénomènes doivent être pris en compte au moment de laconception d'un DEI différentiel de jeu de barres, afin d'empêcher le fonctionnementintempestif du DEI lors de défauts externes.

La génération analogique des DEI différentiels de jeu de barres (RADHA, RADSS,REB 103) résout généralement tous ces problèmes causés par les caractéristiques nonlinéaires des TC, en utilisant la connexion galvanique entre les circuits secondaires detous les TC connectés à la zone protégée. Ces DEI sont conçus de telle sorte que ladistribution de courant via la branche différentielle du DEI pendant tous les étatstransitoires provoqués par une non-linéarité des TC n'entraînera pas defonctionnement intempestif du DEI différentiel. Pour obtenir la distribution requisede courant de TC secondaire, la charge résistive dans chaque circuit secondaire de TCdoit être maintenue à un niveau inférieur à la valeur pré-calculée afin de garantir lastabilité du DEI



Dans les nouveaux DEI numériques de protection, toutes les entrées de TC et de TTsont séparées galvaniquement les unes des autres. Toutes les quantités analogiquesd'entrées sont prélevées avec une fréquence d'échantillonnage constante, puis cesvaleurs discrètes sont transférées sur les valeurs numériques correspondantes(conversion A/N). Après ces conversions, seuls les valeurs numériques sont utiliséesdans les algorithmes de protection. Ainsi, pour ces nouveaux DEI différentielsnumériques, la résistance de circuit de TC secondaire n'est plus forcément un facteurdécisif.

Le facteur important pour les DEI différentiels numériques est la durée accordée auDEI pour effectuer les mesures avant saturation de TC, pour permettre au DEI deprendre les actions correctives nécessaires. Cela signifie en pratique que le DEI doitêtre capable de prendre les échantillons et la décision pendant la courte période detemps, dans chaque cycle du système électrique, où les TC ne sont pas saturés. En sebasant sur l'expérience pratique, issue d'essais intensifs de courant, cette durée est dedeux millisecondes, même pour une saturation de TC extrêmement forte. C'estpourquoi cette durée a été choisie comme critère de conception, dans le DEI REB 670,pour la durée minimale acceptable avant saturation d'un TC à noyau magnétique. Lesexigences de TC pour le DEI REB 670 sont ainsi maintenue au strict minimum. Voirla section "Exigences pour la force électromotrice secondaire équivalente nominale"pour plus de détails.

Néanmoins, si l'action préventive qui est requise doit être prise pour chacune desentrées de TC connectées au DEI différentiel, l'algorithme du DEI serait trèscomplexe. C'est pourquoi il a été décidé de puiser dans l'excellente expérience d'ABBen matière de DEI analogique de protection différentielle avec retenue en pourcentage(RADSS et REB 103), et de n'utiliser que les trois quantités suivantes :

1. courant entrant (c'est-à-dire la somme de tous les courants qui entrent dans la zonede protection)

2. courant sortant (c'est-à-dire la somme de tous les courants qui quittent la zone deprotection)

3. courant différentiel (c'est-à-dire la somme de tous les courants connectés à la zonede protection)

comme entrées pour l'algorithme différentiel dans la conception de DEI numérique.

Ces trois quantités peuvent facilement être calculées de numériquement à partir desvaleurs d'échantillonnage brutes (vingt fois pendant chaque cycle du systèmeélectrique du DEI) issues de toutes les entrées de TC connectées à la zonedifférentielle. D'autre part, elles possèdent une signification physique extrêmementappréciable, décrivant clairement l'état de la zone protégée pendant toutes lesconditions de fonctionnement.

L'utilisation des propriétés de ces trois seules quantités a permis d'établir un nouvelalgorithme différentiel, breveté, dans le DEI. Cet algorithme différentiel estentièrement stable pour tous les défauts externes. Tous problèmes causés par la non-linéarité des TC sont résolus d'une manière numérique innovante. En outre, un temps



de déclenchement très rapide, descendant jusqu'à 10 ms, peut être obtenu en cas deforts défauts internes.

Pour plus de détails sur les principes de fonctionnement de l'algorithme de la fonctiondifférentielle, voir le manuel technique de référence.

6.1.3.4 Sélection de zone (commutation de TC)

La « commutation de TC » (c'est-à-dire la sélection de zone) est requise lorsqu'uncircuit donné (travée) peut être connecté à différents jeu de barres par des sectionneursindividuels. Exemple typique : poste avec double jeu de barres avec ou sans jeu debarres de transfert, comme illustré à la figure 68 et la figure 61, dans lequel toute travéed'alimentation peut être connectée à l'un des deux jeux de barres. Dans de tels cas, l'étatdes sectionneurs de jeu de barres et des sectionneurs de transfert sont transmis à laprotection de jeu de barres.

Traditionnellement, la commutation de TC se fait dans les circuits secondaires de TC.Ce n'est toutefois pas le cas avec le REB670. Toutes les sélections de zone requises(commutations de TC) se font au niveau logiciel. Par conséquent, les circuitssecondaires de TC sont toujours intacts et ne comportent aucun contact de relaisauxiliaire.

Afin de fournir une sélection de zone correcte (logique de répétition de position desjeu de barres), les informations de position de tous les appareils primaires(sectionneurs et/ou disjoncteurs) doivent être communiquées au DEI. Ceci s'effectuehabituellement en connectant deux contacts auxiliaires (normalement ouvert etnormalement fermé) de chaque objet de commutation primaire sur les entrées binairesdu DEI (optocoupleurs). Dans la configuration de REB670, un bloc fonctionnel d'Etatde commutation sera associé à chaque appareillage primaire. Ce bloc sera utilisé eninterne pour dériver l'état de l'objet de commutation primaire puis pour passer cetteinformation à la logique interne de sélection de zone de la protection de jeu de barres.

6.1.3.5 Exigences de contacts auxiliaires et évaluation

Exigences de contacts auxiliaires pour les sectionneurs et disjoncteursLa position du sectionneur d'aiguillage est obtenue typiquement via deux contactsauxiliaires de l'appareil primaire. Le premier contact auxiliaire indique la fermeture del'appareil primaire. Le vocabulaire de la protection utiliser plusieurs noms pour cecontact :

• Contact auxiliaire normalement ouvert• Contact « a » (c'est-à-dire 52a)• Contact « fermé »

Le deuxième contact auxiliaire indique l'ouverture de l'appareil primaire. Levocabulaire de la protection utiliser plusieurs noms pour ce contact :



• Contact auxiliaire normalement fermé• Contact « b » (c'est-à-dire 52b)• Contact « ouvert »

Les deux contacts sont typiquement utilisés pour fournir une indication de position etune surveillance pour la protection du jeu de barres.

6.1.3.6 Exigences de contacts minimum

L'exigence minimum pour la réplique de jeu de barres est l'enregistrement de laposition du sectionneur en utilisant juste un contact auxiliaire, soit de type NO, soit detype NF. Toutefois, l'enregistrement d'une paire de contacts auxiliaires représentant laposition OUVERTE et FERMEE présentent des caractéristiques supplémentaires quipeuvent améliorer la fiabilité de la réplique de jeu de barres, y compris les possibilitésde supervision.

6.1.3.7 Logique d'évaluation des contacts auxiliaires

Il existe deux schémas logiques.

Schéma1_RADSS « Si non ouvert, alors fermé »Comme le nom de la logique le suggère, le sectionneur est considéré comme ouvertuniquement lorsque les contacts auxiliaires signalent clairement une position ouverte(« entrée de contact auxiliaire normalement ouvert (NO) = inactive » et « entrée decontact auxiliaire normalement fermé (NC) » = active). Pour toutes les autrescombinaisons de signaux, le sectionneur est considéré comme fermé. Ce schéman'impose pas d'exigence spéciale concernant la temporisation des contacts auxiliaires.Seul le contact NC du sectionneur doit être ouvert avant que le contact principal dusectionneur ne soit à distance d'arc. La durée de désaccord entre les entrées de signauxOUVERT et FERMÉ (c'est-à-dire quand les entrées binaires sont toutes deux activesou toutes deux inactives) est surveillée par la fonction de surveillance d'isolateur. Ladurée maximale autorisée avant le lancement d'une alarme peut être définie selon latemporisation du sectionneur.

Schéma2_INX « Fermé ou ouvert en cas d'indication claire, sinonenregistrement de la dernière position »Comme le nom du schéma le suggère, le sectionneur est considéré comme ouvertuniquement lorsque les contacts auxiliaires signalent clairement une positionOUVERT ou FERMÉ. Cependant, cela impose aux contacts auxiliaires une exigencestricte : le signal FERMÉ doit être activé un certain temps (>150 ms) avant que lecourant ne commence à circuler, par exemple, par formation d'arc. Autrement, cecourant ne sera pas pris en compte dans la protection de jeu de barres et cela peutentraîner un dysfonctionnement. Par conséquent, une bonne temporisation des deuxcontacts auxiliaires est définitivement requise.

La durée de désaccord entre les signaux OUVERT et FERMÉ (c'est-à-dire quand lesentrées binaires sont toutes deux actives ou toutes deux inactives) est surveillée par lafonction de surveillance d'isolateur pour les deux schémas susmentionnés. La durée



maximale autorisée avant le lancement d'une alarme peut être définie selon latemporisation du sectionneur.

Le tableau 7 et les deux figures qui suivent résument les propriétés de ces deuxschémas.

Tableau 7: Traitement de l'état des contacts auxiliaires de l'objet primaire dans la prot. de JdB ausein du REB670

Equipement primaire Etat dans la protection du jeude barres

Alarme

Etat ducontactauxiliairenormalementouvert(contact« fermé » ou« a »)

Etat ducontactauxiliairenormalementfermé(contact« ouvert » ou« b »)

quand« Schéma1_RADSS »estsélectionné

quand« Schéma2_INX »estsélectionné

Alarme aprèstemporisationréglable

Information visible surl'IHM locale

ouvert ouvert fermé Dernièrepositionenregistrée

oui intermediaire_00

ouvert

fermé ouvert ouvert non ouvert

fermé

ouvert fermé fermé non fermé

fermé fermé fermé fermé oui mauvaisEtat_11

BBP

entrée fermée

entrée ouverte

N.O.

N.C.

1

0

1

0

1

0

fermée

ouverte

arc possible

affectation ducourant

1) 1)

1) supervision de déconnecteur en cours

en06000084.vsd

IEC06000084 V1 FR

Figure 40: Schéma1_RADSS



BBP

entrée „fermée“

entrée „ouverte“

N.O.

N.C.

10

10

10

ferméeouverte

formation d’arc possible

mission actuelle

2)

1) 1)

1) supervision de déconnecteur en cours2) BI „fermée“ Doit changer avant distance de formation arc


IEC06000085 V1 FR

Figure 41: Schéma2_INX

Logique de répétition de position des disjoncteursLa position d'un disjoncteur sur une travée doit être communiquée à la protection dejeu de barres lorsque cette position peut influencer le fonctionnement de la protection.Exemples typiques : protection d'angle mort sur section/couplage de jeu de barres ouprotection de défaut sur zone morte sur les travées d'alimentation. Dans les deux casla plage de mesure d'une protection de jeu de barres est limitée par l'emplacement duTC. En procédant à un enregistrement supplémentaire de la position du disjoncteurd'un départ ou d'un couplage, la zone entre le TC et le disjoncteur peut être mieuxprotégée quand le disjoncteur est ouvert. Toutefois, dans ces cas-là il est de la plushaute importante de connecter la commande de fermeture du disjoncteur à laprotection de jeu de barres, afin que le courant de TC soit ré-inclus à temps dans laprotection de jeu de barres. Il est fortement recommandé de toujours utiliserSchéma1_RADSS pour toutes les positions de disjoncteurs connectées au DEI, afinde minimiser tout risque de problème éventuel causé par une inclusion tardive ducourant de TC dans les zones différentielles concernées.

Logique de répétition de position des sectionneurs de ligneDans certaines circonstances, la position d'un sectionneur de ligne sur une travéed'alimentation peut être requise pour la protection de jeu de barres. Exemple typique :quand le sectionneur de ligne QB9 et le sectionneur de terre associé sont situés entreTC et jeu de barres protégé, comme indiqué à la figure 42.



BI1

QA1

QB1

ZA

ZBQB2

QB9 QC1

en06000086.vsd

IEC06000086 V1 FR

Figure 42: Configuration de travée d'alimentation lorsque la position dusectionneur de ligne peut être requise pour la protection de jeu debarres

Une telle configuration de départs est fréquente dans les postes avec appareillage àisolation gazeuse dans lesquels des TC de câble sont utilisés pour la protection de jeude barres. Si dans un tel départ, le sectionneur de ligne QB9 est ouvert puis lesectionneur de terreQC1 est immédiatement fermé avant que les sectionneurs de jeude barres QB1 et QB2 ne soient ouverts, il y a un risque de déséquilibre de courantdans la mesure différentielle de zone dans les circonstances suivantes :

• En cas de lignes parallèles, un couplage mutuel homopolaire peut induire uncourant homopolaire dans la ligne de terre en particulier lors de défauts de terreexternes.

• En cas de départ câble, l'énergie stockée dans le câble sera déchargée via lesectionneur de terre au moment de sa fermeture.

Afin d'éviter de tels problèmes pour la protection de jeu de barres, l'état du sectionneurde ligne peut être surveillé par la protection de jeu de barres et la mesure de TC peutêtre déconnectée des deux zones différentielles dès l'ouverture du sectionneur deligne. Une fonctionnalité similaire peut également être obtenue en surveillant plutôt laposition du disjoncteur de départ QA1. Dans ce cas, le signal de fermeture dudisjoncteur doit aussi être connectée à la protection de jeu de barres.

6.1.3.8 Fonctions de sélection de zone

Le DEI offre une solution extrêmement efficace pour les postes électriques en ce quiconcerne la sélection de zone (commutation de TC). Ceci est possible grâce à lafonctionnalité logicielle qui permet d'avoir un contrôle complet et simple sur toutes lesentrées de TC connectées au DEI. L'idée est de permettre de commanderindividuellement chaque entrée de TC par un paramètre de réglage. Le paramètreZoneSel peut être configuré individuellement pour chaque entrée de TC. Ceparamètre, pour chaque travée, peut prendre uniquement l'une des cinq valeurssuivantes :



1. FixéA:ZA2. FixéA:ZB3. FixéA:ZA&-ZB4. CtrlIncludes5. CtrlExcludes

Si le paramètre de réglage ZoneSel d'une entrée de TC donnée est défini surFixéA:ZA, alors cette entrée de TC sera incluse uniquement dans la zonedifférentielle A. Ce réglage est habituellement utilisé pour des applications simples, àune seule zone : postes à simple jeu de barre, postes à un disjoncteur et demi ou postesà deux disjoncteurs.

Si le paramètre de réglage ZoneSel d'une entrée de TC donnée est défini surFixéA:ZB, alors cette entrée de TC sera incluse uniquement dans la zonedifférentielle B. Ce réglage est habituellement utilisé pour des applications telles que :postes à un disjoncteur et demi ou postes à deux disjoncteurs.

Si le paramètre de réglage ZoneSel d'une entrée de TC donnée est défini surFixéA:ZA&-ZB, alors cette entrée de TC sera incluse dans la zone différentielle A,mais sa valeur de courant inversé sera, elle, incluse dans la zone différentielle B. Ceréglage est habituellement utilisé pour des travées de couplage/section de jeu de barreslorsqu'un seul TC est disponible (voir figure 44).

Si le paramètre de réglage ZoneSel d'une entrée de TC donnée est défini surCtrl_Includes, alors cette entrée de TC sera :

• incluse dans la zone différentielle A lorsque le signal d'entrée CTRLZA du blocde travée correspondant prend la valeur logique 1, et exclue de la zonedifférentielle A lorsque le signal d'entrée CTRLZA du bloc de travéecorrespondant prend la valeur logique 0.

• incluse dans la zone différentielle B lorsque le signal d'entrée CTRLZB du blocde travée correspondant prend la valeur logique 1, et exclue de la zonedifférentielle B lorsque le signal d'entrée CTRLZB du bloc de travéecorrespondant prend la valeur logique 0.

Ce réglage est habituellement utilisé pour les travées d'alimentation dans les postes àdouble jeu de barres, afin de mettre en place une bonne logique de répétition deposition de jeu de barres. Il est particulièrement adapté lorsque les contacts auxiliairesnormalement ouvert et normalement fermé (c'est-à-dire a et b) des sectionneurs de jeude barres sont disponibles au DEI.

Si le paramètre de réglage ZoneSel d'une entrée de TC donnée est défini surCtrl_Excludes, alors cette entrée de TC sera :

• exclue de la zone différentielle A lorsque le signal d'entrée CTRLZA du bloc detravée correspondant prend la valeur logique 1, et incluse dans la zonedifférentielle A lorsque le signal d'entrée CTRLZA du bloc de travéecorrespondant prend la valeur logique 0.

• exclue de la zone différentielle B lorsque le signal d'entrée CTRLZB du bloc detravée correspondant prend la valeur logique 1, et incluse dans la zone



différentielle B lorsque le signal d'entrée CTRLZB du bloc de travéecorrespondant prend la valeur logique 0.

Ce réglage est habituellement utilisé pour les travées d'alimentation dans les postes àdouble jeu de barres et deux disjoncteurs, afin de mettre en place une bonne logiquede répétition de position de jeu de barres. Il est particulièrement adapté lorsque seul lecontact auxiliaire normalement fermé (c'est-à-dire b) du ou des sectionneurs de jeu debarres est disponible au DEI. Pour plus d'informations, voir la figure 63.

Dans les applications où la sélection de zone (commutation de TC) est requise (parexemple dans les postes à double ou multiple jeu de barres), tous les TC serontconnectés en permanence au(x) module(s) d'entrées analogues, comme illustré à lafigure 62. Par conséquent, toutes les commutations nécessaires de courant seronteffectuées via le logiciel interne.

6.1.3.9 Coupure TC pour noyaux de transformateur de courant pour section etcouplage de jeu de barres

En pratique, il y a trois solutions pour une configuration à section/couplage de jeubarres. La première solution comprend deux jeux de TC principaux, situés des deuxcôtés du disjoncteur, comme illustré à la figure 43.

ZA

21 8

ZB

21 8

BS

en01000013.vsdIEC01000013 V1 FR

Figure 43: Exemple de poste avec deux jeux de TC principaux dans la travée desection de jeu de barres

Il s'agit de la solution la plus chère pour la protection de jeu de barres, mais elle estefficace. Deux zones différentielles se superposent sur le disjoncteur de section/couplage. Tout défaut dans la zone de superposition sera instantanément déclenchépar les deux zones, quelque soit l'état du disjoncteur de section/couplage. Cependant,avec une protection de jeu de barres moderne, il est possible de déconnecter les deuxTC des zones impliquées lorsque le disjoncteur de section/couplage est ouvert. Cecipermet de garantir qu'en cas de défaut interne dans la zone de superposition, tandis que



le disjoncteur est ouvert, seule la zone défectueuse sera déclenchée et l'autre sectionde jeu de barres restera en service. Toutefois, en raison de la faible probabilité d'un teldéfaut, tandis que le disjoncteur est ouvert, de telles considérations ne sonttypiquement pas prises en compte dans le schéma de protection de jeu de barres de cetype de postes. Dans de telles applications, on connecte simplement lestransformateurs de courant de section/couplage de jeu de barres à deux entrées decourant distinctes du DEI. Puis, dans l'outil de réglage de paramètres (PST) destravées correspondantes, le paramètre ZoneSel (sélection de zone) doit être défini surFixéA:ZA dans une travée et FixéA:ZB dans une autre. Cela permettra de garantir queces courants sont fournis aux deux zones différentiels.

Dans le cas de disjoncteurs à cuve sous tension, il est fréquent qu'un seultransformateur de courant soit disponible dans la travée de section/couplage de jeu debarres, en raison du prix élevé d'un transformateur de courant HT. La solutionsuggérée pour de telles applications est illustrée à la figure 44.

en01000014.vsd

ZA

21 8

ZB

21 8

BS

Zone aveugle

IEC01000014 V1 FR

Figure 44: Exemple de poste avec un seul TC principal dans la travée de sectionde jeu de barres

Pour ce type de solution, un seul TC principal est situé sur un seul côté du disjoncteur.Il n'y a donc pas de zone de superposition sur le disjoncteur de section/couplagecomme illustré à la figure 43. Une zone morte existe entre le transformateur de courantet le disjoncteur dans la travée de section/couplage, comme illustré à la figure 44.

En cas de défaut interne dans la zone morte, la zone différentielle ZA fonctionnera demanière intempestive et ouvrira le disjoncteur de section de jeu de barres ainsi quetous les autres disjoncteurs d'alimentation associés. Cependant le défaut existeratoujours sur l'autre section de jeu de barres, mais à l'extérieur du transformateur decourant de la travée de section, et donc à l'extérieur de la zone ZB (c'est-à-dire qu'ils'agit d'un défaut externe pour la zone ZB). Un problème similaire se posera si ledisjoncteur de section/couplage s'est ouvert avant le défaut interne dans la zone morte.



Par conséquent, le schéma de protection de jeu de barres ne protège pas le jeu de barresentier.

Afin d'améliorer le schéma de protection de jeu de barres dans ce type de postes, il estsouvent nécessaire de déconnecter des deux zones différentielles le TC de section/couplage immédiatement après l'ouverture du disjoncteur de section/couplage. Cetteconfiguration est à facile à obtenir au sein du DEI. Dans une telle application, le TCde section/couplage doit être connecté uniquement à une entrée de courant du DEI.Puis, dans l'outil de réglage de paramètres de la travée correspondante, le paramètreZoneSel (sélection de zone) doit être réglé sur FixéA:ZA&-ZB. Cela permettra degarantir que le courant est fourni aux deux zones différentiels. Afin de déconnecter desdeux zones ce courant, lorsque le disjoncteur est ouvert, une logique supplémentaire(illustrée à la figure 45) doit être implémentée dans la configuration. Les deux entréesbinaires suivantes sont au moins nécessaires pour garantir un bon fonctionnement decette logique :

• Contact normalement fermé du disjoncteur de section/couplage de jeu de barres

• Signal issu du circuit fermant du disjoncteur de section/couplage de jeu de barresindiquant que quelqu'un veut fermer le disjoncteur

Cette solution ne dépend d'une temporisation de contacts entre les contacts principauxet le contact auxiliaire du disjoncteur. Elle suit directement la philosophie utiliséeauparavant pour les schémas RADSS/REB 103 avec des applications similaires. Leraccordement de principe entre le contact auxiliaire normalement fermé dudisjoncteur de couplage (contact b), le REB670 et la logique de configuration interneest illustré à la figure 45



en06000155.vsd

Zone A

Zone B

baie de

coupleur

de bus

REB 670

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

Commande de déclenchement BBP & BFP sur disjoncteur de coupleur de bus

BOM

A/D

le paramètre zoneSel doit être

réglé sur "FixedToZA&-ZB"

tZeroCurrent=150ms

autre

équipement

entréesde TC

TRM

Commande de

déclenchement de secours

BFP de coupleur de

bus externe ou interne

Déclenchement OC

de secours de

coupleur de bus

QB1

QB2

b

BI1

2400/1

QA1

ZEROCUR

BIMsignal de

fermeture CB

≥1tt=1s

&

IEC06000155 V1 FR

Figure 45: Travée de couplage de jeu de barres avec un TC et contact aux. b dudisjoncteur

Ce schéma va déconnecter les TC de section/couplage après environ 80 ms (tempsprédéfini dans le paramètre tZeroCurrent du bloc fonctionnel de travée concerné) àpartir du moment d'ouverture du disjoncteur de section/couplage (c'est-à-dire, à partirdu moment de fermeture du contact aux. b). Néanmoins, cette temporisation estabsolument nécessaire afin d'empêcher toute interférence entre l'ouverture du contactde disjoncteur principal et la déconnexion du TC des zones différentielles. Ce schémadéconnectera également le TC en cas de fonctionnement d'une des deux zonesdifférentielles internes utilisées dans le schéma. Ceci permettra de garantirl'élimination et le déclenchement temporisés (environ 150 ms) du défaut interne ausein de la zone morte même en cas de défaillance du disjoncteur de section/couplagependant un tel défaut. Cette fonctionnalité améliorera les performances du schéma deprotection de jeu de barres lorsqu'un TC est situé d'un seul côté du disjoncteur desection/couplage.

Dans le cas d'appareillage à isolation gazeuse ou de disjoncteurs à cuve sous tension,il arrive qu'aucun TC ne soit disponible dans la travée de section/couplage de jeu debarres, en raison du prix élevé des installations de TC HT. Il s'agit de la troisièmesolution, illustrée à la figure 46



en04000283.vsd

ZA

21 10

ZB

21 10

BS

IEC04000283 V1 FR

Figure 46: Exemple de poste sans TC principaux dans la travée de section dejeu de barres

Dans un tel cas, deux zones séparées peuvent être maintenues tandis que le disjoncteurde couplage est ouvert. Dès que le disjoncteur de couplage va être fermé, la fonctiond'interconnexion de zones doit être activée et l'ensemble des jeux de barres sera alorsautomatiquement protégé avec une seule zone différentielle globale.

Comme il n'y a pas de transformateur de courant dans la travée de couplage, il n'y a pasbesoin d'affecter un bloc fonctionnel de travée interne à la travée de couplage.Néanmoins une logique de configuration supplémentaire est requise pour obtenirl'activation automatique de l'interconnexion de zones lorsque le disjoncteur decouplage doit être fermé. La figure 47 montre un exemple d'une telle logique.

en06000137.vsd

QA1

Zone A

Zone B

ZI

ACTIVE

BOMBIM

REB 670

coupleur de bus

EXTSTART

ALARM

indication que

l'interaction de zone

est active

co

nta

cte

ur

de

ferm

etu

re B

C C

B

&

QB1 QB2

t

tOFF=1.0s

1

IEC06000137 V1 FR

Figure 47: Logique de configuration pour couplage de jeu de barres sans TCprincipaux



6.1.3.10 Protection de défaut sur zone morte

En cas d'utilisation de disjoncteurs à cuve sous tension ou d'appareillage à isolationgazeuse, il y a une séparation physique entre le TC et le disjoncteur. La protection dedéfaut sur zone morte est relative aux défauts primaires entre TC principal etdisjoncteur dans une travée d'alimentation. Elle est par conséquent directementassociée à la position du TC principal dans la travée d'alimentation. Typiquement,trois positions de TC dans la travée d'alimentation sont utilisées à travers le monde,comme illustré à la figure 48.

en06000138.vsd

BI1

QA1

BI1 protection

de barre à bus

protection

de barre à bus

protection

de barre à bus

protection

de ligne

d'alimentationprotection

de ligne

d'alimentation

protection

de ligne

d'alimentationBI1

QA1 QA1

BI1

A B

1

C

1

IEC06000138 V1 FR

Figure 48: Emplacements typiques de TC dans une travée d'alimentation

où :

A = deux TC sont disponibles, un de chaque côté du disjoncteur d'alimentation

B = un TC est disponible sur le côté ligne du disjoncteur d'alimentation

C = un TC est disponible sur le côté jeu de barres du disjoncteur d'alimentation

1 = zone morte

Sur la figure 48/A, dans laquelle deux TC sont disponibles dans la travéed'alimentation, la protection de zone morte ne pose pas de problème. Les zones deprotection de jeu de barres et de protection de départs se superposent au niveau dudisjoncteur d'alimentation, et tous les défauts entre ces deux TC seront instantanémentdétectés et déclenchés par les deux schémas de protection. En conséquence du défaut,le jeu de barres et le départ seront tous deux déconnectés du réseau.

Sur la figure 48/B, dans laquelle un TC est disponible sur le côté ligne du disjoncteurd'alimentation, le défaut primaire entre TC et disjoncteur posera certains problèmes.Typiquement, un tel défaut sera détecté et déclenché par la protection du jeu de barres.Néanmoins, pour éliminer complètement le défaut, le disjoncteur de l'extrémitéd'alimentation distante doit également être déclenché. Il est à noter que pour laprotection de départ, un tel défaut sera soit un défaut amont (protection de distanceutilisée pour la protection du départ) soit un défaut externe protection différentielle deligne/transformateur utilisée pour la protection du départ).

Sur la figure 48/C, dans laquelle un TC est disponible sur le côté jeu de barres dudisjoncteur d'alimentation, le défaut primaire entre TC et disjoncteur posera



également des problèmes. Typiquement, un tel défaut sera détecté et déclenché par laprotection de départ. Néanmoins, pour éliminer complètement le défaut, la section dejeu de barres associée doit également être déclenchée. Il est à noter que la protectiondifférentielle de jeu de barres considérera un tel défaut comme externe et, sans aucunemesure additionnelle, la protection de jeu de barres restera stable.

Pour mieux comprendre les applications de la protection de zone morte au sein de laprotection de jeu de barres, se référer à la figure 49.

BI1 BI1

QA1 QA1

ZA

QA1 QA1

BI1 BI1

xx06000139.vsd

4

3

1

2

IEC06000139 V1 FR

Figure 49: Limites de mesure et d'élimination de défauts de la protection de jeude barres

où :

1 est la limite de mesure de la protection de jeu de barres, définie par l'emplacement des TCd'alimentation

2 est la limite d'élimination de défauts internes de la protection de jeu de barres, définie parl'emplacement des disjoncteurs d'alimentation

3 est la région de défaut sur zone morte pour les départs, comme illustré à la figure 48/B

4 est la région de défaut sur zone morte pour les départs, comme illustré à la figure 48/C

La figure 49 montre un poste à simple jeu de barres. Deux départs sur le côté gaucheont des TC sur le côté ligne du disjoncteur. Les deux départs sur le côté droit du jeu debarres ont des TC sur le côté jeu de barres du disjoncteur. On suppose que la protectionde jeu de barres est connectée aux quatre jeux de TC dans ce poste électrique.

En raison de l'emplacement des TC dans les travées de départs, la protection de jeu debarres détectera tous les défauts primaires situés dans la limite de mesure définie parl'emplacement des TC (voir figure 49). Cependant, son fonctionnement n'élimineracomplètement que les défauts situés dans la limite d'élimination définie parl'emplacement des disjoncteurs (voir figure 49). Evidemment, les défauts primairessitués dans un des deux limites mais pas dans l'autre posent certains problèmespratiques.

Premièrement, il faut noter qu'il n'y a pas de solution idéale pour les défauts dans unezone morte au sein d'une travée d'alimentation lorsque le disjoncteur est fermé. Ces



défauts au sein d'une zone morte seront éliminés avec une temporisationsupplémentaire par le fonctionnement d'une protection de secours soit locale(protection contre les défaillances de disjoncteur d'alimentation) soit distante(protection de distance de zone 2 d'extrémités distantes).

Toutefois, le comportement de la protection de jeu de barres globale peut être améliorépour les défauts primaires au sein de zones mortes, lorsque le disjoncteurd'alimentation est ouvert. Dans de telles circonstances, on peut prendre les actionssuivantes :

• Pour les départs avec TC sur le côté ligne du disjoncteur (deux départs sur le côtégauche sur la figure 49), la mesure du courant peut être déconnectée de la zone deprotection de jeu de barres quelque temps après l'ouverture du disjoncteurd'alimentation (par ex. 400 ms pour les départs câbles et transformateur ou tempsmort de réenclenchement auto. le plus long +300 ms pour les départs lignesaériennes). Au même moment, une protection à maximum de courantadéquatement réglée et rapide (temporisation de 40 ms typiquement) doit êtreactivée pour détecter les défauts au sein de la zone morte. Tout fonctionnement decette protection à maximum de courant doit seulement consister en l'émission decommande d'interdéclenchement vers le disjoncteur de l'extrémité d'alimentationdistante. Une telle protection est souvent appelée protection de défaut sur zonemorte dans le vocabulaire des relais de protection. Il faut noter qu'au mêmemoment la protection de jeu de barres restera stable (c'est-à-dire sélective) pourun tel défaut.

• Pour les départs avec TC sur le côté barre du disjoncteur (deux départs sur le côtédroit sur la figure 49), la mesure du courant peut être déconnectée de la zone deprotection de jeu de barres quelque temps après l'ouverture du disjoncteurd'alimentation (400 ms). Cette action garantira un déclenchement rapide de laprotection de jeu de barres pour les défauts au sein de la zone morte de cette travéed'alimentation, tandis que le disjoncteur d'alimentation est ouvert.

Toutefois, il faut noter que pour utiliser une protection de défaut sur zone morte, l'étatdu disjoncteur d'alimentation et sa commande de fermeture doivent être connectés auxentrées binaires du schéma de protection de jeu de barres, afin d'être disponibles vis-à-vis de la logique de sélection de zone. Se référer à la section sur la sélection de zonepour plus d'informations.

L'outil de configuration graphique permet de mettre en œuvre facilement la logique deprotection de défaut sur zone morte. Une des étapes (la 4e étape) de la protection àmaximum de courant disponible en option peut être utilisée comme protection dedéfaut sur zone morte dédiée aux départs avec TC sur le côté ligne du disjoncteur.

La protection de défaut sur zone morte est expliquée ici pour les postes à simple jeude barres. Les mêmes principes s'appliquent cependant pour quasiment toutes lesautres configurations de postes. Toutefois, dans certaines circonstances, dans le cas depostes avec jeu de barres de transfert, la mise en place d'une logique supplémentairepeut être requise.



6.1.3.11 Interconnexion de zones (transfert de charge)

Dans les postes à double jeu de barres ou les postes à double jeu de barres avec jeu debarres de transfert, il est souvent exigé de prendre en compte la possibilitéd'interconnexion de zones du courant charge dans toute travée d'alimentation depuisun jeu de barres vers un autre. La séquence de fonctionnement durant uneinterconnexion de zones est normalement comme suit :

• Fermeture de la travée de couplage de jeu de barres (disjoncteur et deuxsectionneurs).

• Fermeture ensuite du sectionneur de jeu de barres de la travée d'alimentation versle jeu de barres pas encore en service. Le système d'interverrouillage desappareils de connexion doit autoriser cela seulement quand le disjoncteur decouplage de jeu de barres est déjà fermé. En fonction de la capacité thermique dessectionneurs de jeu de barres d'alimentation (QB1 et QB2), l'ouverture dudisjoncteur de couplage est parfois interverrouillée tandis que les sectionneurs dejeu de barres d'une des travées d'alimentation sont fermés.

• Ouverture du sectionneur de jeu de barres de travée d'alimentation normalementfermé. La charge est alors transférée d'un jeu de barres à un autre.

• Ouverture du disjoncteur de couplage de jeu de barres.

L'interconnexion de zones doit être prise en considération pour le schéma deprotection différentielle de jeu de barres, les deux zones de jeux de barres étantinterconnectées ensemble via deux sectionneurs. Le courant primaire divisé entre lesdeux jeux de barres n'est pas connu et les deux zones de mesure séparées ne peuventpas être maintenues.

Dans les systèmes de protection de jeu de barres analogiques conventionnels, lasolution habituelle est d'utiliser des DEI de commutation de zone étendue pourdéconnecter une zone (normalement la zone B) et connecter tous les départs sur l'autrezone (normalement la zone A). Par le même temps, le courant issu de la travée decouplage de jeu de barres, qui circule seulement entre deux zones, doit être déconnectéde la zone différentielle de mesure.

Une situation similaire concernant la protection de jeu de barres peut survenir entredeux sections de simple jeu de barres interconnectées via un sectionneur de section,comme illustré à la figure 54. Lorsque le sectionneur est fermé, deux zones deprotection séparées se joignent en une seule la protection de jeu de barres doit êtrecapable de gérer dynamiquement cette situation.

Grâce à sa conception numérique, le DEI peut gérer cette situation de manièreélégante et simple. Une fonction interne appelée ZoneInterconnection(interconnexion de zones) sera utilisée pour la gestion des deux situations. Cettefonction peut être activée soit en externe via une entrée binaire, soit dérivée en internevia la logique intégrée. En interne, cette fonction de « commutation de zones » seraactivée si les conditions suivantes sont remplies :



• les travées ont le paramètre ZoneSel réglé sur soit CtrlInclude ou CtrlExcludes• la logique interne de sélection de zone conclut que cette travée spécifique doit être

simultanément connectée aux deux zones différentielles internes

Cette situation signifie seulement que pour cette travée spécifique, les deuxsectionneurs de jeu de barres sont fermés et donc une commutation del'interconnexion de zones a lieu dans le poste.

Quand la fonction de commutation de zones est activée à l'intérieur du DEI, le courantde chaque travée se comportera de manière prédéterminée tel que dicté par leparamètre de réglage ZoneSwitching (commutation de zone). Ce paramètre, pourchaque travée, peut prendre uniquement l'une des trois valeurs suivantes :

• ForceOut• ForceIn• Conditionnellement

Si pour une entrée de TC donnée le paramètre de réglage ZoneSwitching est défini surForceOut, alors cette entrée de TC sera déconnectée des deux zones différentielles,indépendamment de toute autre valeur définie ou entrée binaire active, quand lafonction de commutation de zones est active dans le DEI. Cette réglage esthabituellement utilisé pour la travée de couplage de jeu de barres dans les postes àdouble jeu de barres.

Si pour une entrée de TC donnée le paramètre de réglage ZoneSwitching est défini surForceIn, alors cette entrée de TC sera connectée aux deux zones différentielles,indépendamment de toute autre valeur définie ou entrée binaire active, quand lafonction de commutation de zones est active dans le DEI. Ce réglage esthabituellement utilisé pour toute travée d'alimentation dans un poste avec deux zonesindividuelles interconnectées par un sectionneur de section.

Si pour une entrée de TC donnée le paramètre de réglage ZoneSwitching est défini surConditionally, alors cette entrée de TC sera connectée aux deux zones différentiellesuniquement si elle était incluse dans l'une des deux zones pendant 2ms avantl'activation de la fonction de commutation de zones. Cette réglage est habituellementutilisé pour toute travée d'alimentation dans les postes à double jeu de barres. Avec ceréglage, toutes les travées d'alimentation qui n'étaient pas connectées à l'une des deuxzones avant l'activation de l'interconnexion de zones ne seront pas non plus inclusespendant l'interconnexion de zones.

Cela signifie en pratique que pour un poste à double jeu de barres, quand la fonctionde commutation de zone est active, toutes les travées d'alimentation seront connectéesaux deux zones différentielles, tandis que le TC de couplage de jeu de barres seradéconnecté des deux zones. On obtient ainsi une solution simple mais efficace. Il estégalement important de noter que tous les changements requis dans la configurationde déclenchement de chaque travée sont automatiquement effectués au sein de lalogique interne.



Un signal binaire dédié est immédiatement activé dans la logique interne lorsque lafonction d'interconnexion de zones est activée. Si cette fonction est active pendant unedurée supérieure à la durée pré-définie, un signal binaire d'alarme distinct est activé,afin d'avertir le personnel du poste concernant ces conditions de fonctionnement. Lafonction ZoneInterconnection (interconnexion de zones) peut être désactivée par unréglage de paramètre dans les configurations de poste où elle n'est pas requise (c'est-à-dire les postes à simple jeu de barres, les postes à un disjoncteur et demià undisjoncteur et demi, etc.).

Les zones de discrimination (Zone A et Zone B) du DEI comportent un seuil defonctionnement sensible. Celui-ci est conçu pour détecter les défauts de terre de jeu debarres dans les réseaux à neutre à basse impédance (réseaux où le courant de défaut deterre est limité à un certain seuil, typiquement entre 300 A et 2000 A par mise à la terredu point neutre via résistance ou réactance), ou pour certaines autres applicationsspéciales Le fonctionnement et la caractéristique de fonctionnement de la protectiondifférentielle sensible peuvent être réglés indépendamment de la caractéristique defonctionnement de la protection différentielle principale. Le seuil différentiel desensibilité est bloqué dès que le courant entrant total dépasse le niveau pré-défini. Desréglages pertinents permettent de garantir le blocage de ce seuil de sensibilité pourtous les défauts phase-phase ou triphasés externes pouvant entraîner une saturation deTC. La figure 50 montre une comparaison entre ces deux caractéristiques.

Caractéristique de fonct. protection différentielle

Zone de

fonct.

Seuil Fonct Diff

I d [A

mp

s p

rim

aire

s]

Iin [Amps primaires]

s=0.53

I d=I in

Protection différentielle sensible

=IEC06000142=1

=fr=Original.vsd

Seuil Fonct SensBloc Iin sens

IEC06000142 V1 FR

Figure 50: Caractéristique de fonctionnement de la protection différentielle

Par ailleurs, la protection différentielle sensible peut être temporisée, et elle doit êtreactivée en externe par un signal binaire (depuis un relais à maximum de tension sur unTP raccordé en triangle ouvert, ou un relais à maximum de courant dans le point neutred'un transformateur de puissance).



Les paramètres de réglage de la Check Zone sont définis via l'IHM locale ou lePCM600.

La Check Zone est incluse dans le DEI. Par un réglage de paramètre CheckZoneSel =NonConnecté/Connecté, on peut choisir si chacune des travées est connectée à laCheck Zone ou non. Ce réglage est disponible dans le bloc fonctionnel de la travée.

Pour chaque zone, il existe un paramètre de réglage CheckZoneSup, qui peut êtredéfini sur On ou Off. Ce paramètre de réglage détermine si la zone donnée doit êtresurveillée ou non par la Check Zone. Ce réglage est disponible dans les fonctions desdeux Zones. Enfin, la Check Zone doit être pleinement activée (le paramètre deréglage Fonctionnement doit être défini sur On). Les caractéristiques defonctionnement de la Check Zone peuvent être définies indépendamment des deuxzones de discrimination.

Toutefois, il est à noter que la Check Zone a une caractéristique de fonctionnementlégèrement différente comparée aux zones de discrimination habituelles. Pour laCheck Zone, le courant sortant résultant est utilisé comme courant de stabilisation aulieu du courant entrant total, afin de garantir le fonctionnement de la Check Zone soustoutes les conditions possibles de poste. La figure 51 montre la caractéristique defonctionnement de la Check Zone.

en06000062.vsd

Niveaus=0.0-0.90 (réglable)

Iout [ampères primaires]

I d

Operation

[am

père

s pr

imai

res]

IEC06000062 V1 FR

Figure 51: Caractéristique de fonctionnement de la Check Zone

Noter que le seuil minimum de fonctionnement différentiel de la Check Zone,OperLevel, doit être réglé à une valeur égale ou inférieure à celle du seuil defonctionnement correspondant des zones de discrimination habituelles.

Dans les postes électriques où une « commutation de TC » classique n'est pas requise(poste à simple jeu de barres ou postes à un disjoncteur et demi), la Check Zone ne doitpas être utilisée. Pour de telles applications, la Check Zone doit être désactivée enréglant le paramètre Fonctionnement de la Check Zone sur Off.



Lorsque les circuits de TC sont commutés, il est possible en fonction de la position dessectionneurs de jeu de barres que certains circuits secondaires de TC soient ouverts parerreur. Cela peut provoquer un fonctionnement intempestif du schéma de protectiondifférentiel.

C'est pourquoi la commutation d'un circuit de TC nécessite souvent une « CheckZone », dans le cas d'un schéma habituel de protection de jeu de barres à hauteimpédance. La Check Zone est fixée, n'a de commutation de TC dans aucun descircuits sortants et n'est pas connectée aux travées de section/couplage de jeu debarres. La Check Zone détectera les défauts n'importe où dans le poste, mais elle nedistingue pas dans quelle partie du poste se situe le défaut. Lorsque la Check Zonedétecte un défaut, elle lance un signal de libération vers les relais de protection de jeude barres dans chacune des zones de discrimination. Les zones de discrimination de laprotection de jeu de barres déclencheront alors la partie défaillante du poste.Toutefois, ce principe engendre non seulement un coût élevé car des noyaux de TCséparés sont requis, mais également un besoin supplémentaire en câblage ainsi qu'unrelais différentiel de Check Zone.

Il n'y a pas besoin de Check Zone externe car :

• la commutation des TC se fait uniquement par logiciel, et les circuits de courantsecondaire de TC ne comportent aucun contact auxiliaire, comme illustré à lafigure 62.

• le DEI est toujours associé à un algorithme de « Détection de TC ouvert »,spécifique pour chaque zone et chaque phase, qui peut instantanément bloquer lafonction différentielle en cas d'ouverture accidentelle ou erronée de circuitssecondaires de TC.

• une fonctionnalité interne de Check Zone est disponible

Le REB670 constitue donc une solution très économe et qui entraîne des économiessupplémentaires pendant l'ingénierie, l'installation, la mise en service, l'entretien et lamaintenance du schéma.

Les contacts de sorties binaires pré-configurés sont fournis dans le DEI à des finsd'alarme d'état du circuit de TC ouvert. Par ailleurs, une des LED de l'IHM locale peutêtre programmée pour s'allumer. Il est à noter que l'alarme de circuit de TC ouvert nepeut être manuellement réinitialisée que selon une des actions suivantes :

1. Utilisation du menu de réinitialisation sur l'IHM locale2. Mise sous tension de l'entrée binaire dédiée « Réinitialiser l'alarme TC ouvert »

via liaisons de communication3. Mise sous tension de l'entrée binaire dédiée « Réinitialiser l'alarme TC ouvert »

via la logique de la configuration interne

Pour plus de détails sur les principes de fonctionnement de l'algorithme de détectionde TC ouvert, voir le Manuel technique de référence.



6.1.3.12 Configuration du circuit de déclenchement

Les sorties de contacts sont de type moyenne charge. Il est possible de les utiliser pourdéclencher directement chaque disjoncteur de travée. Cette solution convient à toustypes de configurations de poste. La logique interne de sélection de zone fournit dessignaux individuels de déclenchement de travée dans le logiciel interne et aucun relaisexterne n'est requis. Cette configuration garantie une bonne distribution de signal dedéclenchement dans tous les disjoncteurs en cas d'activité de la protection de jeu debarres ou d'activité de chaque protection contre les défaillances de jeu de barres detravée. Une protection contre les défaillances de jeu de barres peut être interne ouexterne au DEI.

Il est possible, avec un réglage de paramètre, de fournir des contacts de sorties dedéclenchement verrouillantes ou à réinitialisation automatique depuis le DEI.Toutefois, il est à noter que le verrouillage est électrique (c'est-à-dire que les contactsde sorties seront réinitialisées si l'alimentation c.c. au DEI est perdue).

Néanmoins, lorsqu'il est nécessaire d'utiliser un nombre élevé de contacts de sorties dedéclenchement (c'est-à-dire disjoncteurs fonctionnant en pôle simple et/ou bobines dedéclenchement principaux et de secours), on applique un bloc relais de répétition dedéclenchement pour le déclenchement des disjoncteurs du poste. Dans ce cas, laconfiguration de déclenchement peut être mise en œuvre de différentes manières.

6.1.3.13 Disposition de déclenchement avec une version monophasée

En cas d'utilisation de la version monophasée du DEI, trois DEI sont habituellementnécessaires (un par phase). Ainsi, quand la protection de jeu de barres est enfonctionnement, les commandes de déclenchement seront envoyées à toutes lestravées mais la fonction interne de protection contre les défaillances de disjoncteursera démarrée dans la phase concernée uniquement. Afin de garantir dans les phases ledémarrage de la protection interne contre les défaillances de disjoncteur, il estrecommandé d'effectuer la manipulation suivante. Connecter le signal dedéclenchement de Zone A d'un DEI sur l'entrée de déclenchement externe de Zone Ades deux autres DEI. Ainsi les trois DEI émettront le déclenchement dans la Zone A etdémarreront la protection interne contre les défaillances de disjoncteur dansl'ensemble des trois phases.

Noter que :

• la même configuration doit être appliquée appliquée à la Zone B• la manipulation doit être faite pour chaque DEI (donc 3 fois)

Un tel schéma peut être mis en œuvre d'une des manières suivantes :

• par câblage entre les trois DEI• par messages GOOSE si la norme CEI 61850-8-1 est utilisée• par module de communication LDCM.



Noter que dans ce cas, le signal de déclenchement externe provenant des deux autresDEI sera mis en œuvre via temporisateur d'impulsion dans la configuration afind'éviter un verrouillage du signal de déclenchement entre les trois DEI. Une telleconfiguration via GOOSE est illustrée à la figure 52 :

DEI 670

DEI 670

DEI 670

Switch

Décl. ZoneA

Décl. ZoneB

Décl. Ext ZoneA

Décl. Ext ZoneB

Décl. Ext ZoneA

Décl. Ext ZoneB

50 ms

50 ms

50 ms

t50 ms

en06000227.vsd

GOOSE pour ZoneA

GOOSE pour ZoneBCE

I 618

50P

ort (

OE

M)

CE

I 618

50P

ort (

OE

M)

CE

I 618

50P

ort (

OE

M)

Mêm

e G

OO

SE

de

DE

I 3ve

rs D

EI 1

et D

EI 2

Mêm

e G

OO

SE

de

DE

I 2ve

rs D

EI 1

et D

EI 3

IEC06000227 V1 FR

Figure 52: Principale configuration de déclenchement via GOOSE entre troisDEI monophasés

6.1.3.14 Unité de déclenchement centralisée

Le déclenchement s'effectue directement à partir des contacts du DEI, ceux-ci activantune unité de déclenchement auxiliaire qui multiplie le nombre de contacts dedéclenchement nécessaires. Des contacts sans potentiel sont fournis pour chaquetravée et sont alimentés par la tension auxiliaire de la travée. Ils activent la bobine dedéclenchement de chaque disjoncteur de travée au fonctionnement. Cetteconfiguration est adaptée quand il n'y a pas besoin de DEI de défaillances pour chaquedisjoncteur, ou pas besoin de rupture des bobines de déclenchement de chaquedisjoncteur de travée. Une unité de déclenchement externe adaptée se compose d'unecombinaison de RXMS1/RXMH 2 si des contacts à forte charge sont requis, ou derelais RXMS 1 si des contacts à moyenne charge sont suffisant.

6.1.3.15 Disposition à déclenchement décentralisée

Le déclenchement s'effectue directement à partir des contacts du DEI, ceux-ci activantpour chaque travée une unité dédiée de déclenchement auxiliaire. Chaque unité dedéclenchement auxiliaire peut être montée soit dans la cellule de protection de jeu de



barres ou dans chaque cellule de travée. Cette configuration est adaptée quand desrelais de défaillances de disjoncteur sont présents dans toutes les travées. Une unité dedéclenchement externe adaptée se compose d'une combinaison de RXMS1/RXMH 2si des contacts à forte charge sont requis, ou de relais RXMS 1 si des contacts àmoyenne charge sont suffisant.

Cette solution est particulièrement adaptée aux configurations de poste nécessitantune logique dynamique de sélection de zone (« commutation de zone »).

6.1.3.16 Fonction de verrouillage mécanique

Il est parfois nécessaire d'utiliser des relais de rupture pour le fonctionnement de laprotection de jeu de barres.

Le DEI dispose d'une fonction intégrée pour fournir, en cas d'activité de la protectionde jeu de barres, un déclenchement soit à réinitialisation automatique soit verrouillant.Le type de signal de déclenchement émis par chaque zone est déterminé par unréglage, DiffTripOut (sortie déclenchement diff.), qui peut être défini sur Rappelautomatique ou Automaintenu. Si Automaintenu est sélectionné, la sortie dedéclenchement issue du DEI sera réinitialisée uniquement si :

1. Une commande de réinitialisation manuelle est envoyée au DEI2. L'alimentation auxiliaire c.c. au DEI est interrompue (coupée)

Cependant, s'il est nécessaire d'avoir un déclenchement verrouillant et une rupturemécaniques dans le circuit de fermeture du disjoncteur, il est recommandé d'utiliser unDEI de rupture dédiée pour chaque travée. De tels DEI de rupture mécanique sontdisponibles dans la gamme COMBIFLEX (par exemple les DEI bistables RXMVB2/RXMVB4).

D'un point de vue pratique, les DEI à déclenchement verrouillant peuvent avoir lesinconvénients suivants :

• Les contacts de déclenchement resteront fermés. En cas de non-ouverture dudisjoncteur, la bobine de déclenchement sera grillée et l'alimentation c.c. court-circuitée.

• Les DEI de surveillance du circuit de déclenchement (TCS) réinitialiseront etdonneront une alarme en cas de défaillance dans le circuit de déclenchement sil'alarme n'est pas ouverte par le DEI de verrouillage ; ou alors on recommande unedouble surveillance du circuit de déclenchement, dans laquelle le circuit dedéclenchement est surveillé par deux DEI de TCS.

6.1.3.17 Renforcement des contacts avec des relais à fort pouvoir de coupure

Des relais de déclenchement à forte charge sont parfois demandés. Habituellement,les bobines de déclenchement de disjoncteurs, d'une consommation électrique de 200à 300 W, sont fournis avec un contact auxiliaire ouvrant le circuit de déclenchementimmédiatement au déclenchement du disjoncteur. Les relais de déclenchement n'ont



donc pas besoin d'un pouvoir de coupure de forte charge. Néanmoins, des relais dedéclenchement à forte charge sont souvent spécifiés malgré tout, pour assurerl'ouverture du circuit de déclenchement y compris en cas de défaillance du disjoncteurcausée par un défaut mécanique ou un niveau d'énergie insuffisant pour fonctionner.Ceci peut se produire en particulier pendant les essais sur site. Dans ce cas, il estrecommandé d'utiliser le COMBIFLEX RXMH 2 ou RXMVB 2 .

6.1.3.18 Surveillance de circuit de déclenchement pour la protection de jeu debarres

La surveillance de circuit de déclenchement est principalement requise pour surveillerle circuit de déclenchement depuis le tableau du DEI de chaque travée vers ledisjoncteur. Elle peut également être configurée pour les circuits de déclenchementissus de la protection de jeu de barres.

On peut noter qu'il n'est pas essentiel de surveiller le circuit issu du relais dedéclenchement de protection de jeu de barres, situé dans le tableau de protection de jeude barres, car les défauts de jeu de barres sont très rares par rapport aux défauts dansles travées, en particulier sur les lignes aériennes. De plus, le risque de défauts dans lecircuit de déclenchement est normalement faible et, en cas de défaut, celui-ci n'affectequ'une seule travée et toutes les autres travées sont correctement déclenchées, ce quisignifie que le courant de défaut disparaît ou est limité à une faible valeur.

6.1.4 Différentes dispositions de jeu de barres


Les principes d'application de la protection différentielle de jeu de barres pour lesdispositions de jeu de barres typiques sont présentés et décrits dans ce chapitre.

6.1.4.2 Configurations à simple jeu de barres

La forme la plus simple de protection de jeu de barres est une protection à une zonepour configuration à simple jeu de barres, comme illustrée à la figure 53. Si les travéesprésentent différents rapports de TC, la compensation s'effectue en réglantindividuellement le rapport de TC de chaque travée.

La seule exigence pour la protection de jeu de barres est que le schéma de protectiondoit comporter une zone différentielle. Pour tout défaut interne, la totalité desdisjoncteurs doit être déclenchée, ce qui provoquera une perte d'alimentation surtoutes les charges connectées au poste.



BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1

ZA

xx06000087.vsd

IEC06000087 V1 EN

Figure 53: Exemple d'un tronçon de jeu de barres avec six départs

Ce type de disposition de jeu de barres est très facile à protéger. Les configurations lesplus fréquentes pour ce type de poste sont décrites dans le tableau suivant.

Tableau 8: Solutions typiques pour schéma à un jeu de barres

Version du DEI REB670 Nombre de départs parjeu de barres

Nombre de DEIREB670 nécessairespour le schéma

3PH ; prot. JdB 2 zones, 4 travées (A20) 4 1


1Ph ; prot. JdB 2 zones, 12 travées (B20) 12 3



Noter que le tableau 8 ci-dessus est valable pour les versions pré-configurées deREB670 ne comportant aucune entrée de TT.

6.1.4.3 Configurations à simple jeu de barres avec sectionneur

Ce type de disposition est très similaire à celle à simple jeu de barres. Le sectionneurpermet à l'opérateur de diviser le poste en deux jeux de barres. La commutation dusectionneur de section doit toutefois se faire sans charge. Cela signifie qu'un des deuxjeux de barres doit être mis hors tension avant toute ouverture ou fermeture dusectionneur.

Pour ce cas, le schéma de protection doit comporter deux zones différentielles, quipeuvent être soit séparées afin de fonctionner indépendamment l'une de l'autre, soitcombinées en une seule zone différentielle lorsque le sectionneur de section est fermé.Néanmoins, lorsque le sectionneur est fermé, la totalité des disjoncteursd'alimentation doit être déclenchée pour tout défaut interne sur un des deux jeux debarres, ce qui entraînera une perte d'alimentation sur toutes les charges connectées auposte.



BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1 BI1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

QB1ZA ZB

IEC11000238-1-en.vsdIEC11000238 V1 FR

Figure 54: Exemple de deux sections de simple jeu de barres avec sectionneurde section de jeu de barres et huit travées d'alimentation pourchaque section

Les configurations les plus fréquentes pour ce type de poste sont décrites dans letableau suivant.

Tableau 9: Solutions typiques pour postes avec deux sections de simple jeu de barres avecsectionneur de section de jeu de barres

Version du DEI REB670 Nombre total de départsdans les deux sections dejeu de barres







Noter que ce tableau 9 est valable pour les versions pré-configurées de REB670 necomportant aucune entrée de TT.

Deux zones différentielles sont disponibles dans le DEI, et la connexion des deuxzones est contrôlée simplement via la logique d'interconnexion de zones, commedécrit à la section "Interconnexion de zones (transfert de charge)". En pratique, laposition fermée du sectionneur doit démarrer la logique d'interconnexion de zones ausein du DEI. Le reste (déclenchement) sera automatiquement mis en œuvre.

6.1.4.4 Configurations à simple jeu de barres avec disjoncteur de section dejeu de barres

Ce type de disposition est très similaire à celle à simple jeu de barres. Le disjoncteurde section de jeu de barres permet à l'opérateur de diviser le poste en deux jeux debarres séparés à pleine charge. L'exigence pour la protection de jeu de barres est quele schéma doit comporter deux zones différentielles indépendantes, une pour chaquesection de jeu de barres. En cas de défaut interne sur une des deux sections, ledisjoncteur de section de jeu de barres ainsi que tous les disjoncteurs d'alimentation



associés à cette section doivent être déclenchés, laissant l'autre section fonctionnernormalement.

xx06000088.vsd

ZA ZB

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

BI1

QA1

QA1

BI1

IEC06000088 V1 FR

Figure 55: Exemple de deux sections de simple jeu de barres avec disjoncteurde section de jeu de barres et huit travées d'alimentation par sectionde jeu de barres

Ce type de disposition de jeu de barres est plutôt facile à protéger. Les configurationsles plus fréquentes pour ce type de poste sont décrites dans le tableau suivant.

Tableau 10: Solutions typiques pour dispositions à simple jeu de barres avec disjoncteur de sectionde jeu de barres

Version du DEI REB670 Nombre total de départsdans les deux sections dejeu de barres

Nombre de DEI REB670nécessaires pour leschéma

3PH ; prot. JdB 2 zones, 4 travées (A20) 3*)/6 1/2

3PH ; prot. JdB 2 zones, 8 travées (A31) 7*)/14 1/2

1Ph ; prot. JdB 2 zones, 12 travées (B20) 11*)/22 3/6



*) avec une seule entrée TC de la travée de section de jeu de barres


Pour les postes avec un seul TC dans la travée de section de jeu de barres, il peut êtrenécessaire, en fonction des exigences du client, de fournir un schéma spécifique pourla déconnexion du TC de section de jeu de barres lorsque le disjoncteur de section estouvert. Pour plus d'informations, voir la figure 45.

6.1.4.5 Configurations à jeu de barres de type H

Les postes de type H sont souvent utilisés dans les réseaux de transmission et sous-transmission en tant que postes de centre de gravité de la charge, comme illustré à lafigure 56. Ces configurations sont très similaires aux stations à simple jeu de barresavec sectionneur ou disjoncteur de section de jeu de barres, mais sont caractérisés par



un nombre très limité de travées d'alimentation connectées au poste (normalementdeux lignes aériennes et deux transformateurs uniquement).

01 02

04

BS

03

ZA ZB

xx06000121.vsd

IEC06000121 V1 FR

Figure 56: Exemple de poste de type H

Pour ce type de poste, l'exigence pour le schéma de protection de jeu de barres peutvarier selon le réseau électrique. Il est possible d'appliquer simplement une zonedifférentielle globale, protégeant les deux sections de jeu de barres. Néanmoins, en casde défaut interne sur une des deux sections de jeu de barres, la totalité des disjoncteursd'alimentation doivent être déclenchés, ce qui entraînera une perte d'alimentation surtoutes les charges connectées au poste. Il est préférable avec certains réseauxélectriques de disposer de deux zones différentielles, une pour chaque section de jeude barres.

Les configurations les plus fréquentes pour ce type de poste sont décrites dans letableau suivant.

Tableau 11: Solutions typiques pour les postes de type H

Version du DEI REB670 Nombre de zonesdifférentielles/nombre dedéparts par zone


3PH ; prot. JdB 2 zones, 4 travées (A20) 1/4 1


1Ph ; prot. JdB 2 zones, 12 travées (B20) NA NA






Pour les postes avec protection de double zone et un seul jeu de TC dans la travée desection de jeu de barres, il peut être nécessaire, en fonction des exigences du client, defournir un schéma spécifique pour la déconnexion du TC de section de jeu de barres,lorsque le disjoncteur de section est ouvert. Pour plus d'informations, voir lafigure 45.

6.1.4.6 Configurations à double jeu de barre et deux disjoncteurs

Disjoncteur, sectionneurs et transformateurs d'instrumentation sont dupliqués pourchaque départ, comme illustré à la figure 57.

QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2 QA1

BI1 BI2

QA2

ZA

ZB

xx06000018.vsd

IEC06000018 V1 FR

Figure 57: Exemple de poste à disjoncteur double

Il s'agit d'une solution extrêmement flexible. En fonctionnement normal, tous lesdisjoncteurs sont fermés. L'exigence pour la protection de jeu de barres est que leschéma doit comporter deux zones différentielles indépendantes, une pour chaque jeude barres. En cas de défaut interne sur un des deux jeux de barres, la totalité desdisjoncteurs associés au jeu de barres défaillant doivent être déclenchés, mais aucunecharge ne verra son alimentation être interrompue. La logique de déclenchement pourla protection contre les défaillances de disjoncteur doit être soigneusementconfigurée.

Les configurations les plus fréquentes pour ce type de disposition de jeux de barressont décrites dans le tableau suivant.

Tableau 12: Solutions typiques pour schéma à double jeu de barres et deux disjoncteurs

Version du DEI REB670 Nombre de départs parposte



3PH ; prot. JdB 2 zones, 8 travées (A31) 4/8 1/2

1Ph ; prot. JdB 2 zones, 12 travées (B20) 6/12 3/6






Un schéma global de principe décrivant l'utilisation du REB670 dans ce type de posteest donné en figure 58.


Double disjoncteur

REB 670

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

BOM

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

Entrée TC

TRM

Commande de dé-clenchement de secours

BFP interne QA1

BI11500/1

QA1

QA2

BI21500/1

Zone B

Autreéquipement

Autreéquipement

Entrée TC

Zone A

A/N

A/N

Commande de dé-clenchement de secours

BFP interne QA2

BBP &BFP

TRIP QA1

BBP &BFP

TRIP QA2

OR

Télé

décl

ench

emen

t ex

trém

ité d

’alim

. di

stan

te

Dépa

rt

Le paramètre ZoneSel doit être réglé sur « FixéA:ZB »

Le paramètre ZoneSel doit être réglé sur « FixéA:ZA »

IEC06000148 V1 FR

Figure 58: Travée d'alimentation pour un poste à double jeu de barres et deuxdisjoncteurs

6.1.4.7 Configurations à un jeu de barres et demi

Un nombre moindre de disjoncteurs est nécessaire pour la même flexibilité que pourla disposition à double jeu de barres et deux disjoncteurs, comme illustré à lafigure 59.



BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

IEC11000240-1-en.vsdIEC11000240 V1 FR

Figure 59: Exemple de poste à un disjoncteur et demi

Tous les disjoncteurs sont normalement fermés. L'exigence pour la protection de jeude barres est que le schéma doit comporter deux zones différentielles indépendantes,une pour chaque jeu de barres. En cas de défaut interne sur un des deux jeux de barres,la totalité des disjoncteurs associés au jeu de barres défaillant doivent être déclenchés,mais aucune charge ne verra son alimentation être interrompue. La logique dedéclenchement pour la protection contre les défaillances de disjoncteur doit êtresoigneusement configurée.

Ce type de disposition de jeu de barres est très facile à protéger. Les configurations lesplus fréquentes pour ce type de poste sont décrites dans le tableau suivant.

Tableau 13: Solutions typiques pour les postes à un disjoncteur et demi où la protection contre lesdéfaillances disjoncteur n'est pas nécessaire pour le disjoncteur intermédiaire

Version du DEI REB670 Nombre de diamètresdans le poste








Un schéma global de principe décrivant l'utilisation du REB670 dans les postes à undisjoncteur et demi, avec protection interne contre les défaillances de disjoncteur, estdonné en figure 60.




REB 670

OR Alim. 1 inter-décl. distant

BFP

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

Zone A

BBP &BFP

TRIP QA1

BFP TRIP QA2

BBP &BFP

TRIP QA3

Alim. 2 inter-décl. distant

BFP

Configuration 1disjoncteur ½

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

BOM

Le paramètre ZoneSel doit être réglé sur « FixéA:ZB »

Le paramètre ZoneSel doit être réglé sur « FixéA:ZA »

Entrée TC

TRM

Cmde de déclench. de secours BFP interne QA1

BI12000/1

QA1

BI22000/1

QA2

QA3

BI32000/1

Zone B

Autreéquipement

Autreéquipement

Autreéquipement

Entrée TC

Entrée TC

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

A/N

A/N

A/N

Le paramètre ZoneSel doit être réglé sur « CtrlIncludes »

et CTConnection=« Off »

ZERO-

ZERO-


OR

OR

Lign

e d’

alim

. 1Li

gne

d’al

im.2


IEC06000149 V1 FR

Figure 60: Diamètre dans poste à un disjoncteur et demiavec protection contreles défaillances de disjoncteur pour les trois disjoncteurs du REB670

6.1.4.8 Configurations à double jeu de barres et un disjoncteur

Ce type de configuration est illustré à la figure 61.



BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

ZA

ZB


IEC11000239 V1 FR

Figure 61: Exemple de poste à double jeu de barres

Ce type de disposition de jeu de barres est très fréquent. Il est souvent préféré pour lesgrandes installations. Il offre un bon équilibre entre les exigences du travail demaintenance et la sécurité d'alimentation. Si nécessaire, deux jeux de barres peuventêtre divisés pendant le fonctionnement normal. L'exigence pour la protection de jeu debarres est que le schéma doit comporter deux zones différentielles indépendantes, unepour chaque jeu de barres. En cas de défaut interne sur un des deux jeux de barres, ledisjoncteur de couplage de jeu de barres ainsi que tous les disjoncteurs d'alimentationassociés au jeu de barres défaillant doivent être déclenchés, laissant l'autre jeu debarres fonctionner normalement. La conception du schéma doit prendre en compte lasélection de zone, la logique de répétition de position des sectionneurs etl'interconnexion de zones.

Ce type de disposition de jeu de barres peut être protégé comme décrit dans le tableausuivant :

Tableau 14: Solutions typiques pour les postes à double jeu de barres

Version du DEI REB670 Nombre de départs dans leposte (sauf la travée decouplage de jeu de barres)

Nombre de DEIREB670nécessaires pour leschéma

3PH ; prot. JdB 2 zones, 4 travées (A20) 3*) 1



1Ph ; prot. JdB 2 zones, 12 travées (B21) 11*) 3


*) avec une seule entrée TC de la travée de couplage de jeu de barres


Pour les postes avec un seul TC dans la travée de couplage de jeu de barres, il peut êtrenécessaire, en fonction des exigences du client, de fournir un schéma spécifique pourla déconnexion du TC de couplage de jeu de barres lorsque le disjoncteur de couplageest ouvert. Pour plus d'informations, voir la figure 45.



Quelques schémas globaux de principe décrivant l'utilisation du REB670 dans ce typede poste sont donnés en figures 66 à 66.


Zone A

Zone B

BI11200/1

Cellule alim.

Autreéquipement

REB 670

b a

A/N

Entrée TC

Contact principal

Contact aux. a

Contact aux. b

Ouvert

Ouvert

Fermé Ouvert

Fermé

Fermé

b a

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

NO

NC

CLOSED

OPEN

ALARM

FORCED

SSxx

DISABLE

NO

NC

CLOSED

OPEN

ALARM

FORCED

SSxx

DISABLE

Commande de déclenchement BBP & BFP vers disjoncteur d’alimentation

BIM

BOM

Régler le paramètre ZoneSel sur « CtrlIncludes »

TRM

Cmde de déclench.de secours BFP

départ ext. ou int.

Décl. OC de secours départ

Calage des contacts aux. sectionneurs(Le calage du contact aux. a est crucial uniquement en cas d’utilisation de Scheme2_INX)

QB2

QB1

QB9

QA1

IEC06000151 V1 FR

Figure 62: Travée d'alimentation avec utilisation de contacts aux. a et b




Zone A

Zone B

BI11200/1

REB 670

b

Entrée TC

Contact aux. b Fermé Ouvert

b

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

Commande de déclenchement BBP & BFP vers disjoncteur d’alimentation

BIM

BOM

Contact principal Ouvert Fermé

Régler le paramètre ZoneSel sur « CtrlExcludes »

Cellule alim.

Autreéquipement

A/N

TRM

Décl. OC de secours départ

Calage des contacts aux. sectionneurs

QB9

QB1

QB2

QA1

Cmde de déclench.de secours BFP

départ ext. ou int.

IEC06000152 V1 FR

Figure 63: Travée d'alimentation avec utilisation de contacts aux. b



en06000153.vsd

BOM

QB1

Zone A

Zone B

baie de

coupleur de bus

REB 670

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY


BI1

2400/1

BI2

2400/1

entrées

de TC

entrées

de TC

A/D

A/D

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY

le paramètre zoneSel doit

être réglé sur "FixedToZA"

OR

autre

équipement

autre

équipement

TRM

Déclenchement OC

de secours de

coupleur de bus

QB2

QA1

Commande de

déclenchementde secours

BFP de coupleur

de bus externe ou interne

le paramètre zoneSel doit

être réglé sur "FixedToZB"

IEC06000153 V1 FR

Figure 64: Travée de couplage de jeu de barres avec deux jeux de TC



en06000154.vsd

Zone A

Zone B

baie de

coupleur de bus

REB 670

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY


BOM

A/D



tZeroCurrent=150ms

autre

équipement

entréesde TC

TRM

Commande de


BFP de coupleur de


Déclenchement OC de

secours de coupleur de bus

QB1

QB2

b a

BI1

2400/1

QA1

NO

NC

CLOSED

OPEN

ALARM

FORCED

SSxx

DISABLE

ZEROCUR

BIM

signal de

fermeture CB

≥1tt=1s

IEC06000154 V1 FR

Figure 65: Travée de couplage de jeu de barres avec un TC et contact aux. a etb de disjoncteur



en06000155.vsd

Zone A

Zone B

baie de

coupleur

de bus

REB 670

CTRLZA

CTRLZB

TRIP

CONNZA

CONNZB

Bxxx

I3PB1

BLKTR

TRZONE

TRBAY


BOM

A/D



tZeroCurrent=150ms

autre

équipement

entréesde TC

TRM

Commande de


BFP de coupleur de


Déclenchement OC

de secours de

coupleur de bus

QB1

QB2

b

BI1

2400/1

QA1

ZEROCUR

BIMsignal de

fermeture CB

≥1tt=1s

&

IEC06000155 V1 FR

Figure 66: Travée de couplage de jeu de barres avec un TC et contact aux. b dudisjoncteur

6.1.4.9 Configurations à double jeu de barres avec deux disjoncteurs desection de jeu de barres et deux disjoncteurs de couplage de jeu debarres

Ce type de poste est fréquemment utilisé pour les installations avec appareillage àisolation gazeuse. Il permet une grande flexibilité de fonctionnement. Pour ce type deposte, deux schémas similaires au schéma de poste à double jeu de barres peut êtreutilisé.

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2BI1

QA1

BI1 QA1

BI1 QA1

BI1

QB1 QB2

QA1

BI1

QA1

ZA1

ZB1

ZA2

ZB2

xx06000016.vsd

IEC06000016 V1 FR

Figure 67: Exemple de schéma typique de poste avec appareillage à isolationgazeuse



Avec le REB670, ce type de disposition peut être protégé comme décrit dans le tableausuivant :

Tableau 15: Solutions possibles pour un poste avec appareillage à isolation gazeuse

Version du DEI REB670 Nombre de départs dechaque côté du poste(sauf les travées decouplage et de section dejeu de barres)


3PH ; prot. JdB 2 zones, 4 travées (A20) NA NA





*) avec une seule entrée TC de la travée de couplage de jeu de barres


La conception du schéma doit prendre en compte la sélection de zone, la logique derépétition de position des sectionneurs et l'interconnexion de zones.

Pour les postes avec un seul TC dans la travée de couplage/section de jeu de barres, ilpeut être nécessaire, en fonction des exigences du client, de fournir un schémaspécifique pour la déconnexion du TC de couplage/section de jeu de barres lorsque ledisjoncteur de couplage/section est ouvert. Pour plus d'informations, voir la figure 45

6.1.4.10 Configurations à double jeu de barres et un disjoncteur avec jeu debarre de transfert

Ce type de configuration est illustré à la figure 68.

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB1 QB2 QB7

BI1

QB20QB2 QB7QB1

QA1 QA1 QA1 QA1 QA1

ZAZB

xx06000015.vsd

IEC06000015 V1 FR

Figure 68: Exemple de configuration à double jeu de barres et un disjoncteuravec jeu de barre de transfert

Ce type de disposition de jeu de barres est très fréquent dans certains pays. Il offre unbon équilibre entre les exigences du travail de maintenance et la sécuritéd'alimentation. Si nécessaire, deux jeux de barres peuvent être divisés pendant le



fonctionnement normal. En outre, tout disjoncteur d'alimentation peut être mis horsservice pour sa maintenance sans interruption de l'alimentation vers lesconsommateurs finaux connectés au départ.

L'exigence pour la protection de jeu de barres est que le schéma doit comporter deuxzones différentielles indépendantes, une pour chaque jeu de barres. En cas de défautinterne sur un des deux jeux de barres, le disjoncteur de couplage de jeu de barres ainsique tous les disjoncteurs d'alimentation associés au jeu de barres défaillant doiventêtre déclenchés, laissant l'autre jeu de barres fonctionner normalement. Quand le jeude barres de transfert est en fonctionnement, il est protégé comme partie intégranted'une des deux zones internes disponibles. Il est très important que la bonne logiquede sélection de zone soit mise en œuvre avec l'aide de l'outil de configurationgraphique. De même, le transfert de charge et l'éventuel transfert de signaux dedéclenchement depuis le départ sous transfert vers le disjoncteur de transfert doiventêtre également configurés de manière adéquate. Ce type de disposition de jeu de barrespeut être protégé comme décrit dans le tableau suivant :

Tableau 16: Solutions possibles pour les configurations à double jeu de barres et un disjoncteuravec jeu de barre de transfert

Version du DEI REB670 Nombre total de travéesd'alimentation dans leposte (à l'exclusion destravées de couplage/section de jeu de barres)







*) avec un jeu de TC dans la travée de couplage de jeu de barres et disjoncteur distinct de transfert etcouplage


Noter que pour les configurations de postes dans lesquelles une travée combinée detransfert et de couplage est utilisée (comme par exemple illustré à la figure 68), deuxblocs fonctionnels de travée interne doivent être attribués à cette travée primaire, cequi réduit le nombre de travées d'alimentation disponibles. Dans de tels postes, lenombre maximum de travées d'alimentation disponibles est inférieur d'une unité parrapport aux valeurs indiquées dans le tableau 16, à condition qu'un seul TC principalsoit disponible depuis la travée de transfert/couplage. Pour les postes avec un seul TCdans la travée de couplage, il peut être nécessaire, en fonction des exigences du client,de fournir un schéma logique pour la déconnexion du TC de couplage lorsque ledisjoncteur de couplage est ouvert. Pour plus d'informations, voir la figure 45.



6.1.4.11 Combinaison de plusieurs configurations de jeu de barres

Certains postes sont en pratique des combinaisons entre deux types de configurationsde postes précédemment décrits. Quelques exemples typiques seront décrits ici :

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

xx06000123.vsd

QA1

BI1 BI2

QA2

IEC06000123 V1 FR

Figure 69: Combinaison entre configurations de poste à un disjoncteur et demiet poste à deux disjoncteurs

Ce type de postes est fréquent en pratique. Généralement, le poste est configuré demanière à ce que les travées à deux disjoncteurs peuvent, plus tard, être transforméesen configurations à un disjoncteur et demi. Au niveau de la protection de jeu de barres,ce type de poste peut être protégé exactement de la même façon que les postes à undisjoncteur et demi décrits plus haut. Le même type de DEI peut être utilisé, et lesmêmes limites concernant le nombre de diamètres s'applique.

xx06000124.vsd

QA1

BI1 BI2

QA2

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

ZA

ZBQA1

BI1 BI2

QA2

IEC06000124 V1 FR

Figure 70: Combinaison entre configurations de poste à un deux disjoncteurs etposte à double jeu de barres

Dans ce type de configuration, la travée à deux disjoncteurs a par le même temps lemême rôle qu'une travée de couplage de jeu de barres pour les postes à double jeu de



barres et un disjoncteur. C'est pourquoi des fonctionnalités d'interconnexion de zones,de sélection de zone et de logique de répétition de position des sectionneurs doiventêtre fournies pour toutes les travées à double jeu de barres. En raison des exigences trèsspécifiques vis-à-vis de la fonction d'interconnexion de zones, les points suivantsdoivent être pris en compte pour ce type d'application :

• Les entrées de courant TC1 et TC2 seront utilisées pour la première travée àdouble jeu de barres.

• Les entrées de courant TC3 et TC4 seront utilisées pour la deuxième travée àdouble jeu de barres.

• Les entrées de courant TC5 et TC6 seront utilisées pour la troisième travée àdouble jeu de barres (disponible uniquement pour la version monophasée).

Par conséquent les solutions suivantes sont envisageables :

Tableau 17: Solutions typiques de combinaison entre configurations de poste à un deuxdisjoncteurs et poste à double jeu de barres

Version du DEI REB670 Nombre de départs àdeux disjoncteurs /Nombre de départs àdouble jeu de barresdans le poste





1Ph ; prot. JdB 2 zones, 12 travées (B21) 3/6 3

1Ph ; prot. JdB 2 zones, 24 travées (B31) 3/18 3




xx06000125.vsd

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

BI3

BI1

QA1

BI2

QA2

QA3

ZA

ZB

BI1

QA1

QB1 QB2

BI1

QA1

QB1 QB2

IEC06000125 V1 FR

Figure 71: Combinaison entre configurations de poste à un disjoncteur et demiet poste à double jeu de barres

Pour ce type de configuration de jeu de barres, la travée à double jeu de barres esthabituellement connectée à l'équipement de compensation de puissance réactive(c'est-à-dire à la réactance shunt ou condensateur shunt). Les diamètres dans la partieun disjoncteur et demi du poste ont par le même temps le rôle de la travée de couplagede jeu de barres. C'est pourquoi des fonctionnalités d'interconnexion de zones, desélection de zone et de logique de répétition de position des sectionneurs doivent êtrefournies pour toutes les travées à double jeu de barres.

6.1.5 Principe de sommation

6.1.5.1 Introduction

Une protection différentielle simplifiée de jeu de barres pour les défauts de phases etde terre peut être obtenue en utilisant un seul DEI monophasé avec destransformateurs auxiliaires externes de sommation de courant. Cette méthode permetd'obtenir une protection différentielle de jeu de barres plus économique. Une tellesolution rend possible l'application d'une protection différentielle de jeu de barresmême sur des postes moyenne tension. La figure 72 monstre les principalesdifférences entre le schéma de protection différentielle de jeu de barres plein, phasepar phase, et le schéma de protection différentielle de jeu de barres de type sommation.



TC auxiliaire de sommation *)type SLCE 8 ; 1/1A, 2/1A ou 5/1A

+

Trois REB670 monophasés Un REB670 monophasé

Jusqu’à 18 TC auxiliaires

*) Un SLCE 8 par TC principal

REB670avec entrées

de TC 1A

REB670 REB670

REB670@

IEC06000126_2_en.vsd

IEC06000126 V2 FR

Figure 72: Différence entre protections différentielles phase par phase et detype sommation

Dans la conception pleine, phase par phase, trois DEI REB670 monophasés sontutilisés (un par phase). En revanche, la conception de type sommation utilise un seulDEI REB670 monophasé, plus un TC auxiliaire de sommation pour chaque TCprincipal. Ces TC auxiliaires de somation convertissent les courants triphasés dechaque TC principal en un courant de sortie monophasé, mesuré par l'unique DEIREB670. Le calcul différentiel est ensuite effectué sur une base monophasée. Ainsi,cette méthode permet d'obtenir une protection différentielle de jeu de barres pluséconomique. En raison de cette caractéristique, cette protection différentielle de jeu debarres de type sommation peut être appliquée à tous les types de configurations deposte, comme indiqué à la section "Différentes dispositions de jeu de barres", pourtrois DEI monophasés.

Par exemple, la figure 73 montre l'équipement nécessaire pour une protectiondifférentielle de jeu de barres de type sommation pour un poste à simple jeu de barresavec jusqu'à 24 travées.



DEI avec entrées TC

de 1A

IB2 IX2IA2

L1 L2 L3 N

IA1 IB1 IX1

LA LB LX

Jeu de barres A

TC de sommation

TC principaux

CT1 CT2 . . . CT24


L1 L2 L3 N L1 L2 L3 N

IEC06000127 V2 FR

Figure 73: Connexions principales des TC pour le poste complet

Cette protection différentielle de jeu de barres de type sommation possède les mêmesexigences de TC principaux que celles indiquées à la section "Exigences pour la forceélectromotrice secondaire équivalente nominale". Notamment :

• les différences de rapport des TC principaux peuvent être tolérées jusqu'à 10:1(par exemple, un TC 3000/5A peut être équilibré avec des TC aussi faibles que300/5)

• des rapports de TC principaux différents sont compensés numériquement par unparamétrage

• un TC principal ne doit pas saturer en moins de 2 ms (voir la section "Exigencespour la force électromotrice secondaire équivalente nominale" pour le détail desexigences de TC concernant la tension du point de coude des TC principaux)

Cependant, en raison du principe de sommation, ce type de schéma de protection dejeu de barres possède les limitations suivantes :



• Un seul circuit de mesure est utilisé pour tous les types de défauts (aucuneredondance pour les défauts multi-phases)

• La sensibilité aux défauts primaires dépend du type de défaut et de la phaseimpliqué (ou des phases impliquées) ; voir tableau 19

• Les courants de charge dans les phases sans défauts peuvent produire un courantde stabilisation en cas de défaut monophasé terre interne. Néanmoins, il n'y a pasde problème pour les systèmes avec mise à la terre directe avec courants dedéfauts de terre élevés.

• Aucune indication de phase(s) défaillante(s) en cas de défaut interne• Impossibilité d'utiliser pleinement la fonction de détection de TC ouvert

6.1.5.2 TC auxiliaires de sommation

Le principe de sommation du DEI fait appel au transformateur auxiliaire desommation des courants (abrégé plus loin ASCT) de type SLCE 8. Le schéma deprincipe d'un tel ASCT est illustré en figure 74.

Type de TC de sommation

auxiliaires SLCE 8; X/1A

N4

S1

S2

en03000118.vsd

P1

N1

P2

P3

N2

P4

P5

N3

P6

IEC03000118 V1 FR

Figure 74: Schéma de principe d'un ASCT

L'ASCT possède trois enroulements primaires et un enroulement secondaire. Plus loindans ce texte, les nombres de spires de ces enroulements seront notés respectivementN1, N2, N3 et N4 (voir figure 74 pour plus d'informations).

Il y a trois types d'ASCT pour le REB670 :



1. le type d'ASCT caractérisé par un rapport 1/1A, pour entrée de courant triphasééquilibrée, doit être utilisé pour tous les TC principaux avec un courantsecondaire nominal de 1A (c.-à-d. 2000/1A)



Il faut noter que :

• le courant primaire nominal des TC principaux n'est pas important pour le choixd'ASCT

• les éventuelles différences de rapport des TC principaux seront compensées parun paramétrage dans le DEI

• le courant secondaire nominal de l'ASCT est de 1A pour tous les types. Celasignifie qu'un enroulement d'ASCT secondaire doit toujours être connecté au DEIavec des entrées TC de 1A, quelque soit le courant secondaire nominal des TCprincipaux

Toutes ces fonctionnalités simplifient les commandes d'ASCT. En pratique, pouracheter des ASCT, la seule information requise est le courant secondaire nominal desTC principaux : 1A, 2A ou 5A.

Le tableau 18 résume les données d'ASCT :

Tableau 18: Données concernant les transformateurs auxiliaires de sommation des courants

Type de défaut N1 N2 N3 N4 Ukp [V] Charge[VA]

ASCT SLCE 8 ;1/1A

52 52 104 90 33 1.0

ASCT SLCE 8 ;5/1A

12 12 24 104 38 1.0

ASCT SLCE 8 ;2/1A

26 26 52 90 33 1.0

où :

• N1, N2, N3 et N4 sont les nombres de spires des enroulements de l'ASCT (voirfigure 74)

• Ukp est la tension du point de coude, à 1,6T, de l'enroulement secondairepossédant N4 spires

• La charge est la charge triphasée totale d'ASCT imposée au TC principal

En raison de la conception des ASCT, les ASCT destinés à laprotection différentielle de jeu de barre de type sommation doivent



toujours être montés aussi près que possible du DEI (c'est-à-dire dansla même cellule de protection).

6.1.5.3 Connexions ASCT possibles pour REB670

Pour la protection différentielle de jeu de barres de type sommation, la connexion desASCT sur le REB670 peut se faire :

• à l'extrémité du circuit de TC principal (par exemple, au-delà des autres relais deprotection, comme illustré à la figure 75

• en série avec d'autres équipements secondaires si un autre relais doit être placé àl'extrémité du circuit de TC principal, comme illustré la figure 76

La connexion à l'extrémité est la configuration préférée car elle offre une meilleuresensibilité pour la protection différentielle de jeu de barres de type sommation (voirtableau 19 pour plus d'informations).

Néanmoins, il faut noter que ces deux types de connexion ne doivent pas êtremélangés. Ainsi, dans une installation de jeu de barres, l'ensemble des ASCT doit êtresoit connecté aux extrémités soit connecté en série.

La figure 75 montre une connexion à l'extrémité typique d'ASCT.

L1

L2

L3

N

IL1

IL2

IL3

IN

Autres relais

TC auxiliaire de sommationtype SLCE 8;

1/1A ou 5/1A ou 2/1A

N4

S1

S2


TC principal2000/1A ou 2000/5A

ou 2000/2A

AI03

X4015

6

REB 670 avec entrée de TC 1AP1

N1

P2

P3N2

P4

P5N3

P6

ISUMM

IEC06000128 V1 FR

Figure 75: Connexion à l'extrémité pour ASCT connecté à l'entrée TC3

Il est important de noter que même dans le cas de TC principaux de 5A ou 2A, lecourant secondaire des ASCT doit être connecté au DEI avec des entrées TC de 1A(comme illustré à la figure 75). Ceci est dû au fait que le courant secondaire nominald'ASCT est toujours 1A quelque soit le courant secondaire nominale du TC principal.

Se référer à la section "Caractéristiques des ASCT/SLCE 8 pour la connexion auxextrémités" pour le détail des calculs de courant d'ASCT dans le cas d'une connexionà l'extrémité.



La figure 76 montre une connexion en série typique d'ASCT.

Autres relais

IL1 IL2 IL3


IL3

TC auxiliaire de sommationtype SLCE 8; 1/1 ou 5/1A ou 2/1A

N4

S1

S2

A103

X4015

6

REB 670 avec entrées de TC 1A

L3L2L1 N

IL1

IN

IN

TC principal2000/1Aou 2000/5A ou 2000/2A

ISUMM

Autres relais

P1N1

P2P3

N2

P4P5

N3

P6

IEC06000129 V1 FR

Figure 76: Connexion en série pour ASCT connecté à l'entrée TC3

Se référer à la section "Caractéristiques des ASCT/SLCE 8 pour la connexion ensérie" pour le détail du calcul de courant d'ASCT dans le cas d'une connexion en série.

6.1.5.4 Correction de disparité des rapports de TC principaux

Comme indiqué plus haut, trois types d'ASCT sont disponibles pour le REB670. Lepremier type doit être utilisé avec les TC principaux avec un courant secondairenominal de 1A. Le deuxième type doit être utilisé avec les TC principaux avec uncourant secondaire nominal de 5A. Le troisième type doit être utilisé avec les TCprincipaux avec un courant secondaire nominal de 2A. Cependant, le REB670 avecentrées TC de 1A est toujours utilisé. C'est pourquoi le rapport du TC principal doittoujours être réglé de telle manière que le courant primaire est entré comme pour le TCprincipal, mas le courant secondaire est toujours entrée comme 1A (c'est-à-dire qu'unTC principal 3000/5 sera entré comme TC 3000/1 dans le REB670).

6.1.5.5 Seuils de démarrage primaire pour la protection différentielle de typesommation

Le seuil minimum de courant de fonctionnement différentiel est entré directement enampères primaires. Toutefois, comme indiqué précédemment, en cas de protectiondifférentielle de type sommation, la sensibilité aux défauts primaires varie en fonction



du type de défaut et de la phase impliquée (ou des phases impliquées). La valeur entréepour le seuil minimum de courant de fonctionnement différentiel doit correspondreexactement à la valeur de démarrage du REB670 dans le cas d'un défaut internetriphasé. Pour tous les autres types de défauts, cette valeur doit être multipliée par uncoefficient indiqué dans le tableau 19 afin de déterminer la valeur de démarrageprimaire réelle.

Tableau 19: Coefficient de démarrage pour la protection différentielle de type sommation

Type de défaut L1-Terre L2-Terre L3-Terre L1-L2 L2-L3 L3-L1 L1L2L3ASCTconnecté àl'extrémité

0,434 0,578 0,867 1,732 1,732 0,867 1,0

ASCTconnecté ensérie

1,732 0,867 0,578 1,732 1,732 0,867 1,0

Les coefficients du tableau 19 sont pertinents uniquement pour desdéfauts internes idéaux (c'est-à-dire avec aucun courant de chargedans les phases sans défaut).

Exemple 1 :Le seuil du courant différentiel minimal de fonctionnement dans le DEI est défini à1250A. Tous les ASCT sont connectés en série. Quelle est la valeur de démarrageprimaire théorique en cas de défaut L3-Terre ?

Réponse 1 :D'après le tableau 19, le coefficient de démarrage pour ce type de connexion d'ASCTet ce type de défaut est de 0,578. Par conséquent :

IPickup L3 Gnd–( ) 0.578 1250× 722.5A= =


( ) 0.578 1250 722.5PickupI C Gnd A- = × =


Cela signifie que si 722,5A primaires sont injectés dans la phase L3 d'un des TCprincipaux connectés, le DEI doit afficher un courant différentiel de 1250A(primaires) et doit être au point de démarrage (déclenchement).

En plus des zones différentielles de protection de jeu de barres, le DEI peut intégrerd'autres fonctions. Le tableau 20 indique les conditions et la manière d'utiliser cesfonctions avecla conception de protection de jeu de barres de type sommation.



Tableau 20: Fonctions

Fonctions CommentaireProtection différentielle de jeu de barres Les fonctions de protection différentielle, protection

différentielle sensible, algorithme de TC ouvert, CheckZone et surveillance du courant différentiel serontconnectées aux courants de travée sommés. Parconséquent, ils auront des seuils de démarrage différentsselon le type de défaut et le(s) phase(s) concernée(s).Pour plus d'informations, voir la figure 19. Si toutefoistoutes ces limites sont acceptables, il est possible d'utilisertoutes ces fonctions internes de protection de jeu debarres. Noter que la logique de détection de TC ouvert nefonctionne pas correctement en cas d'ouverture ou decourt-circuit des liaisons secondaires de TC principal(entre TC principal et ASCT). En cas d'ouverture ou decourt-circuit des liaisons secondaires d'ASCT (entreASCT et DEI), la logique de détection de TC ouvertfonctionne correctement.

Fonction de sélection de zone dynamique La fonction de sélection de zone du DEI peut être utiliséede la même manière que dans la conception phase-par-phase. Toutes les fonctions intégrées, y compris laprotection contre les défaillances de disjoncteur, leroutage des commandes de déclenchement de secoursde protection, la logique de la protection de défaut surzone morte, peuvent être utilisées de la même manièreque dans la conception phase-par-phase.

Fonction CCRBRF/CCSRBRF La fonction de protection contre les défaillances dedisjoncteur sera connectée au courant de travée sommé.Par conséquent, il aura un seuil de démarrage différentselon le type de défaut et le(s) phase(s) concernée(s). Voirle tableau 19 pour plus d'informations. Il ne sera paspossible d'avoir un démarrage individuel par phase, maisseul un démarrage triphasé peut être utilisé effectivement.Si toutefois toutes ces limites sont acceptables, il estpossible d'utiliser des fonctions internes CCRBRF/CCSRBRF.

Fonction OC4PTOC/PHS4PTOC La fonction de protection à maximum de courant seraconnectée au courant de travée sommé. Par conséquent,il aura un seuil de démarrage différent selon le type dedéfaut et le(s) phase(s) concernée(s). Voir le tableau 19pour plus d'informations. Il sera donc très difficile degarantir un bon démarrage avec une bonne graduation detemps avec des relais de protection à maximum decourant en aval. Ainsi il sera assez difficile d'utiliserOC4PTOC/PHS4PTOC comme protection de départ desecours dans la conception de type sommation.

Fonction OC4PTOC/PHS4PTOC La fonction de protection de défaut sur zone morte seraconnectée au courant de travée sommé. Par conséquent,il aura un seuil de démarrage différent selon le type dedéfaut et le(s) phase(s) concernée(s). Voir le tableau 19pour plus d'informations. Néanmoins, OC4PTOC/PHS4PTOC ne nécessite aucun démarrage nicoordination temporelle avec une autre protection àmaximum de courant. Si les limitations susmentionnéessont acceptables, OC4PTOC/PHS4PTOC peut donc êtreutilisés dans la conception de type sommation.




Fonctions CommentaireFonction DRPRDRE La fonction de perturbographie sera connectée à chaque

courant de travée sommé. Par conséquent, les courantenregistrés ne correspondront à aucun courant primaireréel. Toutefois, ces enregistrements DRPRDRE peuventtoujours être utilisés pour évaluer le fonctionnement de laprotection interne de jeu de barres, CCRBRF/CCSRBRF,et des protections OC4PTOC/PHS4PTOC.

Fonction DRPRDRE La fonction de liste d'événements du DEI peut être utiliséede la même manière que dans la conception phase-par-phase.

Fonction DRPRDRE La fonction d'enregistrement des valeurs dedéclenchement sera connectée à chaque courant detravée sommé. Par conséquent, les valeurs de courant dedéclenchement ne correspondront à aucun courantprimaire réel. Toutefois, ces enregistrements peuventtoujours être utilisés pour évaluer le fonctionnement de laprotection interne de jeu de barres, CCRBRF/CCSRBRF,et des protections OC4PTOC/PHS4PTOC.

Communication Toutes les fonctions de communication du DEI peuventêtre utilisées de la même manière que dans la conceptionphase-par-phase.

Fonction SMBRREC La fonction de réenclenchement automatique du DEI peutêtre utilisée de la même manière que dans la conceptionphase-par-phase.

6.1.5.6 Caractéristiques des ASCT/SLCE 8 pour la connexion aux extrémités

La figure 75 montre une connexion à l'extrémité typique d'ASCT. Pour ce type deconnexion d'ASCT, l'équation d'équilibrage ampères-tours est de formecorrespondante à l'équation 15 :

N4 ISUMM× N1 IL1× N2 IL1 IL2+( )× N3 IL1 IL2 IL3+ +( )×+ +=


Les équations 16, 17 et 18 montrent les rapports entre les nombres de tours pourl'ASCT du REB670 (SLCE 8) :

N1 N2 N;= =


N3 2 N×=EQUATION1109 V1 FR (Équation 17)

N4 k 3 N× ×=


où :

k est une constante dépendante du type d'ASCT

(k=1 pour un ASCT 1/1A ; k=5 pour un ASCT 5/1A ; k=2 pour un ASCT 2/1A)



L'équation 19 montre la relation bien connue entre composantes directe, négative ethomopolaire du courant et chaque quantité de courant de phase :

IL1IL2IL3

1 1 1

a2 a 1

a a2 1

I1I2I0

×=


où :

a est une constante complexe (a=-0,5+j0,866).

En incluant les équations 16, 17, 18 et 19 dans l'équation 15, le courant secondaire(courant sommé) de l'ASCT connecté à l'extrémité peut être déterminé selonl'équation 20 :

ISUMM1k--- I1 e-j30°× I2 ej30°× 3 3 I0× ×+ +( )×=


D'après l'équation 20, il apparaît que le rapport nominal de l'ASCT est déclaré pour unsystème de courant triphasé équilibré, où seul la composante de courant direct existe.Pour tout état de déséquilibre (c'est-à-dire défaut externe ou interne), les composantesnégative et homopolaire apporteront leur propre contribution au courant sommé.

6.1.5.7 Caractéristiques des ASCT/SLCE 8 pour la connexion en série

La figure 76 montre une connexion en série typique d'ASCT. Pour ce type deconnexion d'ASCT, l'équation d'équilibrage ampères-tours est de formecorrespondante à l'équation 21 :

N4 ISUMM× N1 IL1 N2– IL3 N3– IL1 IL2 IL3+ +( )× × ×=


Les équations 22, 23 et 24 montrent les rapports entre les nombres de spires pourl'ASCT du REB670 (SLCE 8) :

N1 N2 N;= =


N3 2 N×=EQUATION1109 V1 FR (Équation 23)



N4 k 3 N× ×=


où :

k est une constante dépendante du type d'ASCT

(k=1 pour un ASCT 1/1A ; k=5 pour un ASCT 5/1A ; k=2 pour un ASCT 2/1A)

L'équation 25 montre la relation bien connue entre composantes directe, négative ethomopolaire du courant et chaque quantité de courant de phase :

IL1IL2IL3

1 1 1

a2 a 1

a a2 1

I1I2I0

×=


où :

a est une constante complexe (a=-0,5+j0,866).

En incluant les équations 22, 23, 24 et 25 dans l'équation 21, le courant secondaire(courant sommé) de l'ASCT connecté en série peut être déterminé selonl'équation 26 :

ISUMM1k--- I1 e-j30°× I2 ej30°× 2 3 I0× ×+ +( )×=


D'après l'équation 26, il apparaît que le rapport nominal de l'ASCT est déclaré pour unsystème de courant triphasé équilibré, où seul la composante de courant direct existe.Pour tout état de déséquilibre (c'est-à-dire défaut externe ou interne), les composantesnégative et homopolaire apporteront leur propre contribution au courant sommé.



Section 7 Protection de courant

7.1 Protection à maximum de courant de phase à quatreseuils, sortie triphasée OC4PTOC

7.1.1 IdentificationDescription de la fonction Identification



Protection à maximum de courant dephase à quatre seuils, sortie triphasée

OC4PTOC

44 alt

3I>

TOC-REVA V1 FR

51/67

7.1.2 Application

La protection à maximum de courant de phase à Quatre seuils sortie triphaséeOC4PTOC s'utilise dans de nombreuses applications du réseau électrique. Certainesde ces applications sont :

• Protection contre les courts-circuits des départs dans les systèmes de distributionet de transport. Normalement ces départs ont une structure radiale.

• Protection de réserve contre les courts-circuits des lignes de transport.• Protection de réserve contre les courts-circuits des transformateurs de puissance.• Protection contre les courts-circuits de différents équipements connectés au

réseau électrique tels que les batteries de condensateurs shunt, les inductancesshunt, les moteurs et autres équipements.

• Protection de réserve contre les courts-circuits des alternateurs.

Si les entrées de TT ne sont pas disponibles ou ne sont pas connectées,les paramètres de réglageDirModex (x = seuil 1, 2, 3 ou 4) doivent êtrelaissés sur leur valeur de défaut Non-directionnel.

Dans de nombreuses applications, plusieurs seuils avec différents niveaux de courantde démarrage et de temporisations sont nécessaires. OC4PTOC peut avoir jusqu'àquatre seuils individuels, réglables. Chaque seuil de la fonction OC4PTOC offre unegrande flexibilité. Les options suivantes sont possibles :

1MRK 505 302-UFR - Section 7Protection de courant


Fonction non directionnelle/Directionnelle : La fonctionnalité non-directionnelle estutilisée dans la plupart des applications. Tel est principalement le cas, lorsqu'aucuncourant de défaut ne peut être alimenté à partir de l'objet protégé lui-même. Lafonction directionnelle pourra être requise afin de réaliser à la fois la sélectivité etl'élimination rapide d'un défaut.

Choix des caractéristiques temporelles : Plusieurs types de caractéristiques de tempssont disponibles telles que temporisation de temps indépendant et diverses catégoriesde caractéristiques de temps inverse. La sélectivité entre les différentes protections àmaximum de courant est normalement activée par la coordination entre lestemporisations de la fonction des différentes protections. Pour obtenir la meilleurecoordination entre toutes les protections à maximum de courant, les unes par rapportaux autres, elles doivent avoir les mêmes caractéristiques de temporisation. Parconséquent, un large choix de caractéristiques de temps inverse standardisées estdisponible : CEI et ANSI. Il est également possible de faire une caractéristique detemps inverse sur mesure.

Normalement il est nécessaire que la fonction à maximum de courant de phase seréinitialise le plus rapidement possible lorsque le niveau de courant est plus bas que leniveau de courant de fonctionnement. Dans certains cas, une réinitialisationtemporisée d'une façon ou d'une autre est nécessaire. Par conséquent, différentessortes de caractéristiques de réinitialisation peuvent être utilisées.

Pour certaines applications de protection, il peut être nécessaire de changer le niveaude courant de démarrage durant un certain temps. Le cas type se produit lorsque laprotection mesure le courant dans un grand moteur. Pendant la séquence de démarragedu moteur, le courant de démarrage peut être considérablement plus important que lecourant nominal du moteur. C'est pourquoi, il existe la possibilité d'introduire unréglage de facteur de multiplication au niveau du courant de démarrage. Ce facteur demultiplication est activé par un signal d'entrée binaire envoyé vers la fonction.

Les transformateurs de courant peuvent avoir un important appel de courant, lorsqu'ilssont mis sous tension. Le phénomène est du à la saturation du noyau magnétique dutransformateur durant certaines parties du cycle. Il existe un risque pour que l'appel decourant atteigne des niveaux supérieurs au courant de démarrage de la protection àmaximum de courant de phase. L'appel de courant contient un importante quantitéd'harmonique de 2ème rang. Ceci peut être utilisé afin d'éviter le fonctionnementinvolontaire de la protection. Ainsi, OC4PTOC a la possibilité d'une retenue de 2èmeharmonique si le niveau de ce courant d'harmonique atteint une valeur supérieure à unpourcentage pré-établi du courant fondamental.

La protection à maximum de courant de phase est souvent utilisée comme protectioncontre les courts-circuits biphasés et triphasés. Dans certains cas, il n'est pas souhaitéde détecter les défauts monophasés à la terre à l'aide de la protection à maximum decourant de phase. Ce type de défaut est détecté et éliminé après fonctionnement de laprotection de de défaut de terre. Il est donc possible de faire un choix du nombre dephases minimum nécessitant d'avoir un niveau de courant supérieur au niveau dedémarrage afin de permettre le fonctionnement. Si réglé sur 1 de 3 un courant élevédans une seule phase seulement sera suffisant. Si réglé sur 2 de 3 ou 3 de 3 les défautsmonophasés à-laterre ne sont pas détectés.

Section 7 1MRK 505 302-UFR -Protection de courant



Lorsque la caractéristique à maximum de courant à temps dépendantest sélectionnée, le temps de fonctionnement du seuil sera la sommedu temps dépendant et du temps indépendant. Ainsi, si seul le tempsdépendant est nécessaire, il sera impératif de régler à zéro le tempsindépendant.

Les paramètres de la protection à maximum de courant de phase à Quatre seuils, sortietriphasée OC4PTOC se règlent via l'IHM locale ou le PCM600.

Les réglages suivants peuvent être effectués pour OC4PTOC.

GlobalBaseSel (Sélection de base globale) : Sélectionne le groupe de valeurs de baseglobale utilisé par la fonction à définir (IBase), (UBase) et (SBase).

MeasType: Sélection de signaux filtrés par filtre discret de Fourier (DFT) ou filtrés parRMS vrais (RMS). RMS est utilisé lorsque le contenu d'harmonique doit etre pris enconsidération, par exemple dans des applications de condensateurs shunt.

Fonctionnement : La protection peut etre réglée sur Off ou On

AngleRCA: Angle caractéristique de protection réglé en degrés Si l'angle du courantde la boucle de défaut a l'angle RCA, la direction du défaut est vers l'aval.

AngleROA: Valeur d'angle, donnée en degrés, afin de définir le secteur d'angle de lafonction directionnelle, voir figure 77.

IminOpPhSel°: Courant minimum pour sélection de phase réglé en % de IBase. Ceréglage doit être inférieur au plus bas réglage de seuil. Le réglage par défaut est de 7%.

StartPhSel: Nombre de phases, avec courent élevé, nécessaires pour lefonctionnement. Les possibilités de réglage sont : Pas utilisé,1 de 3, 2 de 3 ou 3 de 3.Le réglage par défaut est 1 de 3.

2ndHarmStab: Niveau de fonctionnement de la retenue de courant- d'harmonique derang 2 réglé en pourcentage du courant fondamental. La plage de réglage est entre 5- 100% par pas de1%. Le réglage par défaut est de 20%.



Uref

Idir

IEC09000636_1_vsd

1

2

2

3

4

IEC09000636 V1 FR

Figure 77: Caractéristique de fonction directionnelle

1. RCA = Angle caractéristique du Relais2. ROA = Angle de fonctionnement du Relais3. Inverse4. Aval

7.1.3.1 Réglages pour chaque seuil

x signifie seuil 1, 2, 3 et 4.

DirModex: Mode directionnel du seuil x. Les réglages possibles sont Off/Non-directionnel/Aval/Amont.

Characteristx: Sélection de la caractéristique de temps pour le seuil x. Latemporisation à temps indépendant (défini) et diverses catégories de caractéristiquesà temps inverse sont disponibles conformément au tableau 21.



Tableau 21: Caractéristiques à temps inverse

Nom de la courbeExtrêmement inverse ANSI

Très inverse ANSI

Normalement inverse ANSI

Modérément inverse ANSI

Temps indépendant ANSI/IEEE

Extrêmement inverse longue durée ANSI

Très inverse longue durée ANSI

Inverse longue durée ANSI

Normalement inverse CEI

Très inverse CEI

Inverse CEI

Extrêmement inverse CEI

Inverse de courte durée CEI

Inverse de longue durée CEI

Temps constant CEI,

Programmable par l'utilisateur

ASEA RI

RXIDG (logarithmique)

Les différentes caractéristiques sont décrites dans le Manuel de Référence Technique.

Ix>: Niveau de courant de phase de fonctionnement pour le seuil x donné en % deIBase.

tx°: Temporisation à temps indépendant (défini) pour le seuil x. Utilisé si lacaractéristique de temps indépendant (défini) est choisie.

kx : Multiplicateur de temps pour temporisation à temps inverse pour seuil x.

IMinx: Courant de fonctionnement minimum pour le seuil x en % de IBase. RéglerIMinx inférieur à Ix> pour chacun des seuils afin d'obtenir une caractéristique deréinitialisation ANSI conforme à la norme. Si IMinx est supérieur à Ix> laréinitialisation ANSI pour n'importe quel seuil, fonctionne comme si le courant est surzéro lorsque le courant tombe en dessous de IMinx.

IxMult: Multiplicateur de mise à l'échelle de la valeur de courant de réglage. Si unsignal d'entrée binaire (ENMULTx) est activé, le niveau de fonctionnement ducourant est augmenté par cette constante de réglage. Plage de réglage 1.0-10.0

txMin: Temps de fonctionnement minimum pour toutes les caractéristiques à tempsinverse. Pour des courants élevés, la caractéristique de temps inverse pourra résulteren un temps de fonctionnement très court. En réglant ce paramètre, le temps de



fonctionnement du seuil ne pourra jamais être inférieur au temps du paramétrage.Plage de réglage 0.000 - 60.000s par pas de 0.001s.

Courant

Temps defonctionn.

IMinx

txMin


IEC10000058 V1 FR

Figure 78: Courant de fonctionnement et temps de fonctionnement minimumpour les caractéristiques à temps inverse

Afin d'être en totale conformité avec la définition des courbes, le paramètre de réglagetxMin devra être réglé sur la valeur qui est égale au temps de fonctionnement de lacourbe inverse sélectionnée, pour le courant mesuré à vingt fois la valeur dedémarrage du courant nominal. Il est à noter que la valeur temps de fonctionnementdépend de la valeur de réglage sélectionnée pour le multiplicateur de temps kx.

ResetTypeCrvx: La réinitialisation de la temporisation peut-être effectuée dedifférentes manières. En choisissant "réglage", les possibilités disponibles sontindiquées dans le tableau 22.

Tableau 22: Possibilités de réinitialisation

Nom de la courbe No d'index de courbeInstantané 1

Réinitialisation CEI (tempsconstant)

2

Réinitialisation ANSI (Tempsinverse)

3



Les caractéristiques de temporisation sont décrites dans le Manuel Technique deRéférence. Il existe quelques restrictions concernant le choix de temporisation deréinitialisation.

Pour les caractéristiques de temporisation à temps indépendant, les réglages detemporisation possibles sont instantané (1) et CEI (2 = réinitialisation du tempsconstant défini).

Pour les caractéristiques ANSI de temporisation à temps inverse, les trois types decaractéristiques de réinitialisation de temps sont disponibles, instantané (1), CEI(2 =réinitialisation du temps constant défini) et ANSI (3 = temps de réinitialisationdépendant du courant).

Pour les caractéristiques CEI de temps inverse, les réglages de temporisationpossibles sont instantané (1) et CEI (2 = réinitialisation du temps constant défini).

Pour les caractéristiques de temporisation à temps inverse conçues sur mesure pour leclient (type 17), les trois types de caractéristiques de réinitialisation de temps sontdisponibles, instantané (1), CEI (2 = réinitialisation du temps constant défini) et ANSI(3 = temps de réinitialisation dépendant du courant). En choisissant la caractéristiquedépendante du courant, les réglages pr, tr et cr doivent être appliqués.

HarmRestrainx: Active le blocage de seuil x à partir de la fonction de retenued'harmonique (harmonique de 2ème rang). Cette fonction peut être utilisée lorsqu'ilexiste un risque que les courants d'appel de transformateur de puissance provoquentdes déclenchement intempestifs. Elle peut être réglée sur Off ou On.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx°: Paramètres pour création de courbe decaractéristiques à temps inverse par le client (Type de courbe = 17) Voir l'équation 27pour l'équation de caractéristiques de temps.

[ ]

>

p

At s B IxMult

iC

in

= + ×

-

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ öç ÷ç ÷è øè ø


Pour toute information complémentaire, reportez-vous au Manuel Technique deRéférence.

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Paramètres pour création par le client de courbe decaractéristiques inverses de réinitialisation (Type de courbe = 3) Une description plusdétaillée est disponible dans le Manuel Technique de Référence.



7.2 Protection à maximum de courant monophasé àquatre seuils PH4SPTOC




Protection à maximum de courantmonophasé à quatre seuils

PH4SPTOC

44 alt

I>

OC V1 FR

51

7.2.2 Application

La fonction de protection à maximum de courant monophasé à Quatreseuils(PH4SPTOC) s'utilise dans plusieurs applications dans le réseau électrique.Certaines de ces applications sont :

• Protection contre les courts-circuits des départs dans les systèmes de distributionet de transport. Normalement ces départs ont une structure radiale.

• Protection de réserve contre les courts-circuits des lignes de transport.• Protection de réserve contre les courts-circuits des transformateurs de puissance.• Protection contre les courts-circuits de différents équipements connectés au

réseau électrique tels que les batteries de condensateurs shunt, les inductancesshunt, les moteurs et autres équipements.

• Protection de réserve contre les courts-circuits des alternateurs.

La protection à maximum de courant monophasé s'utilise dans les DEI n'ayant que desentrées monophasées, par exemple la protection de jeux de barres pour de grands jeuxde barres (avec de nombreuses cellules).

Dans de nombreuses applications, plusieurs seuils avec différents niveaux de courantde démarrage et de temporisations sont nécessaires. PH4SPTOCpeut avoir jusqu'àquatre seuils individuels, réglables. Chaque seuil de la fonction PH4SPTOC offre unegrande flexibilité. Les options suivantes sont possibles :

Choix des caractéristiques temporelles : Plusieurs types de caractéristiques detemporisation sont disponibles telles que : temporisation de temps indépendant etdiverses catégories de caractéristiques de temporisation à temps inverse. Lasélectivité entre les différentes protections à maximum de courant est normalementactivée par la coordination entre les temporisations de la fonction des différentesprotections. Pour obtenir la meilleure coordination, tous les DEI à maximum decourant devant être coordonnés les uns par rapport aux autres, doivent avoir la mêmecaractéristique de temporisation. Par conséquent, un large choix de caractéristiques de



temps inverse standardisées est disponible : CEI et ANSI. Il est également possiblepour l'utilisateur de programmer sa propre caractéristique de temps inverse.

Normalement il est nécessaire que la fonction à maximum de courant de phase seréinitialise le plus rapidement possible lorsque le niveau de courant est plus bas que leniveau de courant de fonctionnement. Dans certains cas, une réinitialisationtemporisée d'une façon ou d'une autre est nécessaire. Ainsi, trois catégories decaractéristiques de réinitialisation peuvent être utilisées.

Pour certaines applications de protection, il peut être nécessaire de changer le niveaude courant de démarrage durant un laps de temps. Le cas type se produit lorsque laprotection mesure le courant dans un grand moteur. Pendant la séquence de démarragedu moteur, le courant de démarrage peut être considérablement plus important que lecourant nominal du moteur. C'est pourquoi, il existe la possibilité d'introduire unréglage de facteur de multiplication au niveau du courant de démarrage. Ce facteur demultiplication est activé par un signal d'entrée binaire envoyé vers la fonction.

Les transformateurs de courant peuvent avoir un important appel de courant, lorsqu'ilssont mis sous tension. Le phénomène est du à la saturation du noyau magnétique dutransformateur durant certaines parties du cycle. Il existe un risque pour que l'appel decourant atteigne des niveaux supérieurs au courant de démarrage de la protection àmaximum de courant de phase. L'appel de courant contient un importante quantitéd'harmonique de 2ème rang. Ceci peut être utilisé afin d'éviter le fonctionnementinvolontaire de la protection. Ainsi, la fonction de protection à maximum de courantde phase à Quatre seuils (OC4PTOC) a la possibilité d'une retenue de 2èmeharmonique si le niveau de ce courant d'harmonique atteint une valeur supérieure à unpourcentage pré-établi du courant fondamental.


Les paramètres de la fonction de protection à maximum de courant de phase à quatreseuils (OC) se règlent via l'IHM locale ou via le Gestionnaire de protection et decontrôle (PCM 600).

Les réglages suivants peuvent être effectués pour la protection à maximum de courantde phase à quatre seuils.

Fonctionnement : Off/On

IBase: Courant de base en A primaire. Ce courant est utilisé comme référence pour leréglage du courant. Il peut être approprié de régler ce paramètre sur le courant primairenominal de l'objet protégé.

2ndHarmStab: Niveau de fonctionnement dela retenue de courant d'harmonique de rang 2réglé en pourcentage du courant fondamental. La plage de réglage est entre 5 - 100%par pas de1%. Le réglage par défaut est de 20%.

HarmRestrainx: Désactivé/Activé, permet le blocage à partir de la retenued'harmonique.



7.2.3.1 Réglages pour chaque seuil (x = 1-4)

Characteristx: Sélection de la caractéristique de temporisation pour le seuil x. Latemporisation à temps indépendant (défini) et diverses catégories de caractéristiquesà temps inverse sont disponibles conformément au tableau 23.

Tableau 23: Caractéristiques de temporisations à temps inverse


Très inverse ANSI








Très inverse CEI

Inverse CEI




Temps constant CEI,


ASEA RI


Les différentes caractéristiques sont décrites dans le "Manuel de RéférenceTechnique".

Ix>: Niveau de courant de phase de fonctionnement pour le seuil x donné en % deIBase.

tx°: Temporisation à temps indépendant (défini) pour le seuil x. Utilisé si lacaractéristique de temps indépendant (défini) est choisie. Plage de réglage0,000-60,000 s par pas de 0,001 s

kx: Multiplicateur de temps pour la caractéristique dépendante (inverse)

InxMult: Multiplicateur de mise à l'échelle de la valeur de courant de réglage. Si unsignal d'entrée binaire (ENMULTx) est activé, le niveau de fonctionnement ducourant est augmenté par cette constante de réglage. Plage de réglage 1,0-10,0

txMin: Temps de fonctionnement minimum pour les caractéristiques à temps inversede CEI. Pour des courants élevés, la caractéristique de temps inverse pourra résulter



en un temps de fonctionnement très court. En réglant ce paramètre, le temps defonctionnement du seuil ne pourra jamais être inférieur au temps du paramétrage.Plage de réglage 0,000-60,000 s par pas de 0,001 s

ResetTypeCrvx: La réinitialisation de la temporisation peut-être effectuée dedifférentes manières. En choisissant "réglage", les possibilités disponibles sontindiquées dans le tableau°24.

Tableau 24: Possibilités de réinitialisation

Nom de la courbe No d'index de courbeInstantané 1

Réinitialisation CEI (tempsconstant)

2

Réinitialisation ANSI (Tempsinverse)

3

Les caractéristiques de temporisation sont décrites dans le “Manuel Technique deRéférence". Il existe quelques restrictions concernant le choix de temporisation deréinitialisation.

Pour les caractéristiques de temporisation à temps défini , les réglages detemporisation possibles sont instantané (1) et CEI (2 = réinitialisation du tempsconstant réglé).

Pour les caractéristiques ANSI de temporisation à temps inverse, les trois types decaractéristiques de réinitialisation de temps sont disponibles, instantané (1), CEI(2 =réinitialisation du temps constant réglé) et ANSI (3 = temps de réinitialisationdépendant du courant).

Pour les caractéristiques de temporisation à temps inverse, les réglages detemporisation possibles sont instantané (1) et CEI (2 = réinitialisation du tempsconstant).

Pour les caractéristiques de temporisation à temps inverse conçues sur mesure pour leclient (type 17), les trois types de caractéristiques de réinitialisation de temps sontdisponibles, instantané (1), CEI (2 = réinitialisation du temps constant défini) et ANSI(3 = temps de réinitialisation dépendant du courant). Si le type de courant estdépendant, alors les réglages pr, tr et cr doivent être appliqués.

HarmRestrainx: Active le blocage de seuil x à partir de la fonction de retenued'harmonique (harmonique de 2ème rang). Cette fonction peut être utilisée lorsqu'ilexiste un risque que les courants d'appel de transformateur de puissance provoquentdes déclenchement intempestifs. Peut etre réglé sur Off/On.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx°: Paramètres pour création de courbe decaractéristiques à temps inverse par le client (Type de courbe = 17) Voir l'équation 28pour l'équation de caractéristiques de temps.



[ ]

>

p

At s B IxMult

iC

in

= + ×

-

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ öç ÷ç ÷è øè ø


Pour toute information complémentaire, reportez-vous au . “Manuel Technique deRéférence”.

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Paramètres pour création par le client de courbe decaractéristiques inverses de réinitialisation (Type de courbe = 3) Une description plusdétaillée est disponible dans le “Manuel Technique de Référence”.

7.2.3.2 Retard de deuxième harmonique

Si un transformateur de puissance est mis sous tension, il y a un risque que le noyaude transformateur sature pendant une partie de la période, ce qui peut entraîner uncourant d'appel du transformateur. Cela donnera un courant résiduel en baisse dans leréseau à mesure que le courant d'appel dévie entre les phases. Il y a un risque que lafonction de surintensité de phase donne un déclenchement indésirable. Le courantd'appel affiche un rapport relativement grand de composante de 2e harmonique. Cettecomposante peut être utilisée pour créer un signal de retard pour empêcher cefonctionnement indésirable.

Les réglages du retardement de 2e harmonique sont décrits ci-dessous.

2ndHarmStab : Le taux de teneur du courant en deuxième harmonique pourl'activation du signal retardateur de 2e harmonique pour bloquer les seuils choisis. Leréglage est donné en % du courant résiduel de fréquence fondamentale. La plage deréglage est 5 - 100 % par intervalles de 1 %. Le réglage par défaut est de 20 %.

HarmRestrainx : Ce paramètre peut être mis sur Off/On, désactiver ou activer leretardement de 2e harmonique.

La protection de surintensité de phase à quatre seuils peut être utilisée de différentesmanières en fonction de l'application où est utilisée la protection. Une descriptiongénérale est donnée ci-dessous.

La protection de temporisation inverse du réglage courant de démarrage ou laprotection de temporisation inverse constante de seuil de courant minimal doitrecevoir un réglage de courant pour que le courant de charge le plus élevé possible neprovoque pas de fonctionnement de la protection. Ici, le courant de réinitialisation deprotection a également été pris en compte de sorte qu'un bref pic de surintensité neprovoque pas le fonctionnement de la protection, même lorsque la surintensité a cessé.Ce phénomène est décrit dans la figure 79.



Courant de fonctionnement

Courant I

Le DEI ne se réinitialise pas

Courant de phase de ligne

Temps t

Courant de réinitialisation

IEC05000203-en-2.vsdIEC05000203 V3 FR

Figure 79: Courant de démarrage et de réinitialisation pour une protection desurintensité

La valeur de réglage la plus basse peut être écrite conformément à l'équation 29.

ImaxIpu 1.2k

³ ×


Où :

1.2 est un facteur de sécurité.

k est le rapport de réinitialisation de la protection, et

Imax est le courant de charge maximum.

Le courant de charge maximum sur la ligne doit être estimé. Du point de vue desstatistiques de fonctionnement, il est possible de trouver le courant de charge jusqu'àla situation présente. Le réglage de courant doit être valable également pour quelquesannées à venir. Il est réaliste, dans la plupart des cas, que les valeurs de réglage nesoient pas mises à jour plus fréquemment que tous les cinq ans. Dans de nombreux cas,cet intervalle de temps est toujours plus long. Chercher le courant de charge maximumqu'un équipement différent sur la ligne peut supporter. Etudier les composants tels queles conducteurs de ligne, les transformateurs de courant, les disjoncteurs et les



sectionneurs. Le fabricant de l'équipement donne normalement le courant de chargethermique maximum de l'équipement.

Il y a également une exigence que tous les défauts au sein de la zone qui sera couvertepar la protection doivent être détectés par la protection de surintensité de phase. Lecourant de défaut minimum Iscmin que la protection doit détecter doit être calculé. Enprenant cette valeur comme base, le réglage maximal du courant de démarrage peutêtre formulé selon l'équation 30.

Ipu 0.7 Iscmin£ ×EQUATION1263 V2 EN (Équation 30)

Où :

0,7 est un facteur de sécurité et

Iscmin est le courant de défaut le plus petit à être détecté par la protection de surintensité.

Pour résumer, le courant de démarrage sera choisi au sein de l'intervalle indiqué dansl'équation 31.

Imax1.2 Ipu 0.7 Iscmink

× £ £ ×


La fonction de courant élevé de la protection de surintensité, qui n'a qu'un bref délaide fonctionnement, doit recevoir un réglage de courant pour que la protection soitsélective vis à vis des autres protections dans le système électrique. Il est souhaitabled'avoir un déclenchement rapide des défauts au sein de la plus grande portion possiblede la partie du système électrique que la protection doit protéger (zone protégéeprimaire). Un calcul du courant de défaut donne le plus grand courant de défaut,Iscmax, à la partie la plus distante de la zone primaire protégée. Il faut tenir compte durisque de zone étendue transitoire en raison d'un composant CC possible du courant decourt-circuit. Le réglage de courant le plus bas de l'étage le plus rapide de la protectionde surintensité de phase peut être écrit selon

max1.2 t schighI k I³ × ×


Où :

1.2 est un facteur de sécurité.

kt est un facteur qui prend en compte la zone étendue transitoire du au composant CC du courantde défaut et peut être considéré comme inférieur à 1,1.

Iscmax est le courant de défaut le plus grand lors d'un défaut au point le plus distant de la zone deprotection primaire.



Les temps de fonctionnement de la protection de surintensité de phase doivent êtrechoisis pour que le temps de défaut soit court au point que l'équipement ne soit pasdétruit en raison de la surcharge thermique tout en assurant la sélectivité. Pour laprotection de surintensité, dans un réseau alimenté radialement, le réglage de tempspeut être choisi de manière graphique. Il est généralement utilisé dans le cas de laprotection de surintensité à temporisation inverse. La figure ci-dessous illustre lamanière dont les courbes de temps par rapport au courant sont tracées dans un schéma.Le réglage du temps est choisi pour obtenir le temps de défaut le plus court avec unesélectivité maintenue. La sélectivité est assurée si la différence de temps entre lescourbes est supérieure à la différence de temps critique.

IEC05000204 V1 FR

Figure 80: Temps de défaut avec sélectivité maintenu

Le temps de fonctionnement peut être réglé individuellement pour chaque protectionde surintensité. Pour assurer la sélectivité entre différentes protections du réseauradial, il doit y avoir une différence de temps minimale Dt entre les temporisations dedeux protections. La différence de temps minimale peut être déterminée pourdifférents cas. Pour déterminer la différence de temps la plus courte possible, nousdevons connaître le temps de fonctionnement des protections, le temps d'ouverture dudisjoncteur et le temps de réinitialisation de protection. Ces temporisations peuventvarier significativement entre les différents éléments de l'équipement. Lestemporisations suivantes peuvent être estimées :



temps de fonctionnementdes protections :

15-60 ms

temps de réinitialisationde protection :

15-60 ms

Temps d'ouverture dedisjoncteur :

20-120 ms

ExempleImaginons deux sous-stations A et B directement connectées entre elles via une ligne,comme le montre la figure ci-dessous. Nous étudions un défaut situé sur une autreligne de la station B. Le courant de défaut vers la protection de surintensité d'IED B1a une grandeur telle que la protection fonctionnera instantanément. La protection desurintensité de l'IED A1 doit avoir un fonctionnement différé. La séquence desévénements pendant le défaut peut être décrite à l'aide de l'axe du temps, voirfigure 81.

I> I>

A1 B1ligne d'alimentation

axe du temps

t=0 t=t1

t=t2

t=t3

le défaut

se produit

déclenchements

B1 de protection

le disjoncteur

en B1 s'ouvre

la protection

A1 se réinitialise

en05000205.vsd

IEC05000205 V1 FR

Figure 81: Séquence des événements pendant le défaut

Où :

t=0 est le défaut qui se produit,

t=t1 est le signal de déclenchement envoyé par la protection de surintensité sur l'IED B1. Le temps defonctionnement de cette protection est t1,

t=t2 est l'ouverture du disjoncteur sur l'IED B1. Le temps d'ouverture du disjoncteur est t2 - t1 et

t=t3 est la réinitialisation de la protection de surintensité sur l'IED A1. Le temps de réinitialisation deprotection est t3 - t2.

Pour garantir que la protection de surintensité sur l'IED A1 est sélectif par rapport à laprotection de surintensité sur l'IED B1, la différence de temps minimum doit être plus



grande que le temps t3. Il y a des incertitudes dans les valeurs de temps defonctionnement de protection, de temps d'ouverture de disjoncteur et de temps deréinitialisation de protection. Par conséquent, une marge de sécurité doit être incluse.Avec les valeurs normales, la différence de temps nécessaire peut être calculéeconformément à l'équation 33.

40 100 40 40 220t ms ms ms ms msD ³ + + + =EQUATION1266 V1 FR (Équation 33)

où l'on considère que :

le temps de fonctionnement de la protection de surintensité B1 est de 40 ms

le temps d'ouverture du disjoncteur est de 100 ms

le temps de réinitialisation de la protection A1 est de 40 ms et

la marge additionnelle est de 40 ms

7.3 Protection à maximum de courant résiduel à quatreseuils, (Directionnalité homopolaire ou inverse)EF4PTOC




Protection à maximum de courantrésiduel à quatre seuils

EF4PTOC

44 alt

IN

TEF-REVA V1 FR

51N/67N



Les paramètres des quatre seuils de protection à maximum de courant résiduel,courant homopolaire ou inverse EF4PTOC sont réglés à l'aide de l'IHM locale ou duPCM600.



Les réglages suivants peuvent être effectués pour la protection à maximum de courantrésiduel à quatre seuils.


Fonctionnement : Règle la protection sur On ou Off.

7.3.2.1 Réglages pour chaque seuil (x = 1, 2, 3 et 4)

DirModex: Mode directionnel du seuil x. Les réglages possibles sont Off/Non-directionnel/Avant/Arrière.

Characteristx: Sélection de la caractéristique de temps pour le seuil x. Latemporisation à temps indépendant et diverses catégories de caractéristiques à tempsinverse sont disponibles.

Les caractéristiques à temps inverse permettent l'élimination rapide de défauts decourant élevé tout en assurant parallèlement la sélectivité de protections à maximumde courant de phase à temps inverse. Ceci s'utilise principalement pour les réseaux àalimentation radiale mais peut également être utilisé dans les réseaux maillés. Dans lesréseaux maillés, les réglages doivent être basés sur les calculs de défaut de réseau.

Afin d'assurer la sélectivité entre les différentes protections du réseau radial, il doit yavoir une différence de temps minimum Dt entre les temporisations de deuxprotections. La différence de temps minimum peut être déterminée pour les différentscas. Pour déterminer la différence de temps la plus courte possible, le temps defonctionnement des protections, le temps d'ouverture du disjoncteur et deréinitialisation de la protection doivent être connus. Ces temporisations peuventprésenter d'importantes variations selon les différents équipements de protection. Lestemporisations suivantes peuvent être estimées :

Temps de fonctionnement de laprotection :

15-60 ms

Temps de réinitialisation de laprotection :

15-60 ms

Temps d'ouverture du disjoncteur. 20-120 ms

Les différentes caractéristiques sont décrites dans le Manuel de Référence Technique.

INx>: Niveau de courant résiduel de fonctionnement pour le seuil x donné en % deIBase.

kx: Multiplicateur de temps pour la caractéristique dépendante (inverse) du seuil x.

IMinx: Courant de fonctionnement minimum pour le seuil x en % de IBase. RéglerIMinx inférieur à Ix> pour chacun des seuils afin d'obtenir une caractéristique deréinitialisation ANSI conforme à la norme. Si IMinx est réglé au dessus de Ix> pourtous les seuils, le signal se réinitialisera lorsque le courant est égal à zéro.



INxMult: Multiplicateur de mise à l'échelle de la valeur de courant de réglage. Si unsignal d'entrée binaire (ENMULTx) est activé, le niveau de fonctionnement ducourant est augmenté par cette constante de réglage.

txMin: Temps de fonctionnement minimum pour les caractéristiques à temps inverse.Pour des courants élevés, la caractéristique de temps inverse pourra résulter en untemps de fonctionnement très court. En réglant ce paramètre, le temps defonctionnement du seuil ne pourra jamais être inférieur au temps du paramétrage.

Courant

Temps defonctionn.

IMinx

txMin


IEC10000058 V1 FR

Figure 82: Courant de fonctionnement et temps de fonctionnement minimumpour les caractéristiques à temps inverse

Afin que les paramètres de réglage soient en totale conformité avec la définition descourbes txMin devra être réglé sur la valeur égale au temps de fonctionnement de lacourbe inverse du CEI sélectionné pour un courant mesuré à vingt fois la valeur dedémarrage du courant paramétré. Il est à noter que la valeur temps de fonctionnementdépend de la valeur de réglage sélectionnée pour le multiplicateur de temps kx.

ResetTypeCrvx: La réinitialisation de la temporisation peut-être effectuée dedifférentes manières. Les diverses possibilités sont décrites dans le Manuel Techniquede Référence.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Paramètres programmables par l'utilisateur de lacourbe de caractéristique de temps inverse. L'équation de la caractéristique de tempscorrespond à l'équation 34:



[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B k

iC

inEQUATION1189 V1 FR (Équation 34)

Une description plus détaillée est disponible dans le Manuel Technique de Référence.

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Paramètres programmables par l'utilisateur de la courbede caractéristique de réinitialisation de temps inverse. Une description plus détailléeest disponible dans le Manuel Technique de Référence.

7.3.2.2 Réglages commun pour tous les seuils

tx: Temporisation à temps défini (indépendant) pour le seuil x. Utilisé si lacaractéristique de temps défini (indépendant) est choisie.

AngleRCA: Angle caractéristique de relais donné en degré. Cet angle est défini telqu'illustré dans la figure 83. L'angle est défini positif quand le courant résiduel décalela tension de référence (Upol = 3U0 ou U2)

Upol = 3U0 ou U2

I>Dir

RCA

Fonctionnement

en 05000135-4-nsi.vsd

IEC05000135 V4 FR

Figure 83: Angle caractéristique de relais donné en degré

Dans un réseau de transport normal, la valeur normale de RCA (Angle Caractéristiquede Relais) est d'environ 65°. La plage de réglage se situe entre -180° à +180°.

polMethod: Elle définit si la polarisation directionnelle provient de



• la Tension (3U0 ou U2)• du Courant (3I0 · ZNpol ou 3I2 ·ZNpol où ZNpol est RNpol + jXNpol), ou• à la fois des courants et de la tension, Double (double polarisation, (3U0 +3I0 ·

ZNpol) ou (U2 + I2 · ZNpol)).

On utilise normalement la polarisation de tension à partir du calcul interne de lasomme résiduelle ou d'un triangle ouvert externe.

La polarisation de courant est utile lorsque la source locale est forte et une grandesensibilité est nécessaire. Dans ces cas précis, la tension polarisante (3U0) peut êtreinférieure à 1% et il est alors nécessaire d'utiliser la polarisation de courant ou ladouble polarisation. Multiplier le courant (primaire) paramétré nécessaire parl'impédance minimum (ZNpol) et vérifier que le pourcentage de la tension de phase à-la-terre est assurément supérieure à 1% (réglage : minimum 3U0>UPolMin) commemoyen de vérification.

RNPol, XNPol: La source homopolaire est paramétrée en ohms primaires comme basede courant de polarisation. La tension de polarisation est alors obtenue en tant que 3l0· ZNpol. ZNpol peut être défini comme(ZS1-ZS0)/3, c'est-à-dire le retour d'impédancede terre de la source derrière la protection. Le défaut de terre-maximum à la sourcelocale peut être utilisé pour calculer la valeur de ZN comme U/(√3 · 3I0)Normalement, le minimum ZNPol (3 · source homopolaire) est réglé. Le réglage esten ohms primaires.

Lorsque la méthode de double polarisation est utilisée, il est important que leréglageINx>ou le produit 3I0 · ZNpol ne soit pas supérieur à 3U0. Si tel est le cas, ily a un risque de dysfonctionnement du aux défauts de direction inverse.

IPolMin: est le courant de défaut de terre-minimum accepté pour une évaluationdirectionnelle. Pour les courants inférieurs à cette valeur, le fonctionnement serabloqué. La valeur standard est 5-10% de IBase.

UPolMin: Tension de polarisation minimum pour la fonction directionnelle, donnéeen % de UBase/√3.

I>Dir: Niveau de décharge de courant résiduel de fonctionnement en % de IBase pourcomparaison directionnelle. Le paramétrage est donné en % de IBase et doit être réglésous la plus basse valeur de INx> paramétrée pour la mesure directionnelle. Lessignaux de sortie, STFW et STRV peuvent être utilisés dans un schéma detéléprotection. Le signal approprié doit être configuré au niveau du bloc fonctionnelde communication.

7.3.2.3 Retenue d'harmonique de 2ème rang

Si un transformateur de puissance est mis sous tension, il existe un risque pour que lenoyau du transformateur de courant se sature pendant un moment, donnant lieu à unappel de courant de transformateur. Cela mènera à la baisse du courant résiduel dansle réseau, puisque l'appel de courant est déviant entre les phases. Le risque est que la



fonction à maximum de courant résiduel produise un déclenchement non voulu.L'appel de courant contient une assez importante quantité d'harmonique de 2ème rang.Cette composante peut être utilisée dans la création d'un signal de retenue afind'empêcher le déclenchement non-voulu de cette fonction

Lors de la saturation du transformateur de courant, un faux courant résiduel peut êtremesuré par la protection. Dans ce cas également, la retenue de2 ème harmonique peutempêcher un déclenchement non voulu.

2ndHarmStab: Le taux de composante de 2ème harmonique pour l'activation dusignal de retenue de 2ème harmonique. Le réglage est donné en % de courant résiduelde fréquence fondamentale.

HarmRestrainx: Active le blocage de seuil x contre la fonction de retenued'harmonique.

7.3.2.4 Logique de courant d'appel de transformateur parallèle

Dans le cas de transformateurs parallèles, il existe un risque de courant d'appelsympathique. Si l'un des transformateurs est en fonctionnement, et que l'on branche letransformateur parallèle, le courant d'appel asymétrique du transformateur qui vientd'être branché, provoquera la saturation partielle du transformateur qui est déjà enservice. Cela s'appelle un transfert de saturation. L'harmonique de rang 2 des courantsd'appel des deux transformateurs sera en opposition de phase. La somme des deuxcourants donne alors un petit courant d'harmonique de rang 2. Le courant fondamentalrésiduel sera toutefois important. Le courant d'appel du transformateur en fonctionavant la mise en énergie du transformateur parallèle, sera légèrement retardé parrapport au premier transformateur. Nous aurons donc initialement un courantd'harmonique de rang 2 élevé. Après un court instant, ce courant diminue toutefois etle blocage normal d'harmonique de rang 2 est réinitialisé.

en05000136.vsd

Puissance opérationnelle

IN>IN>

IEC05000136 V1 FR

Figure 84: Application pour logique de courant d'appel de transformateurparallèle

Si la fonction BlkParTransf est activée, le signal de retenue d'harmonique de rang 2 severrouille tant que le courant résiduel mesuré par le relais est supérieur à un niveau deseuil de courant sélectionné. Prenons l'hypothèse dans laquelle le seuil 4 est choisi



pour etre le seuil le plus sensible parmi les quatre seuils de la fonction de protectionà maximum de courant résiduel EF4PTOC. Le blocage de retenue harmonique estactivé pour ce seuil. Ainsi, le même réglage de courant que pour ce seuil est choisi pourla mise sous tension du transformateur parallèle.

Ci-dessous sont décrits les réglages pour la logique de transformateur parallèle.

UseStartValue: Donne le niveau de courant à utiliser pour l'activation du signal deblocage. Ceci est donné comme l'un des réglages de seuils : Seuil 1/2/3/4.Normalement, le seuil présentant le niveau de courant de fonctionnement le plus bas,doit être paramétré.

BlkParTransf: Ce paramètre peut être réglé sur Off/On, la logique de transformateurparallèle.

7.3.2.5 Logique d'enclenchement sur défaut

En cas de mise sous tension d'un objet présentant un défaut, il existe un risque que letemps d'élimination du défaut soit long, si le courant de défaut est trop faible pourprovoquer le fonctionnement rapide de la protection. La fonction d'enclenchement surdéfaut peut être activée par des signaux auxiliaires à partir du disjoncteur, soit lacommande de fermeture ou la position ouvert/fermé (changement de position).

La logique peut envoyer un déclenchement rapide si l'un des pôles de disjoncteur nese ferme pas correctement lors d'une fermeture manuelle ou automatique.

SOTF et Under Time sont des fonctions similaires permettant l'élimination rapide dedéfaut en cas de fermeture asymétrique sur la base des demandes des différentsservices utilisateurs.

La fonction est divisée en deux parties. La fonction SOTF donnera un fonctionnementà partir du seuil 2 ou 3 pendant un temps défini après le changement de position dudisjoncteur. La fonction SOTF dispose d'une temporisation réglable. La fonctionUnder Time , qui dispose d'un blocage de la retenue de2ème harmonique aura unfonctionnement à partir du seuil 4. La retenue de 2ème harmonique empêchera toutfonctionnement indésirable en cas de courant d'appel de transformateur. La fonctionUnder Time dispose d'une temporisation réglable.

Ci-dessous sont décrits les réglages pour la logique d'enclenchement sur défaut.

SOTF operation mode: Ce paramètre peut être réglé comme suit: Off/SOTF/UnderTime/SOTF+Under Time.

ActivationSOTF: Ce réglage sélectionnera le signal pour activer la fonctionSOTF;position disjoncteur ouvert/position disjoncteur fermé/commande de fermeture dedisjoncteur.

tSOTF : Temporisation pour le fonctionnement de la fonction SOTF. La plage deréglage est de 0.000 - 60.000 s par pas de 0.001 s. Le réglage par défaut est de 0.100s.



StepForSOTF: Si ce paramètre est réglé sur le seuil 3, le signal démarrage sera utilisécomme niveau de réglage du courant. S'il est réglé sur off le signal démarrage du seuil2 sera utilisé comme niveau de réglage du courant.

t4U: Intervalle de temps lorsque la fonction SOTF est active après fermeture dudisjoncteur. La plage de réglage est de 0.000 - 60.000 s par pas de 0.001 s. Le réglagepar défaut est de 1.000 s.

ActUnderTime: Décrit le mode d'activation de la fonction undertime sensible. Lafonction peut être activée par le (changement) de position du Disjoncteur ou par unecommande de Disjoncteur.

tUnderTime: Temporisation pour le fonctionnement de la fonction sensibleundertime. La plage de réglage est de 0.000 - 60.000 s par pas de 0.001 s. Le réglagepar défaut est de 0.300 s.

7.4 Protection directionnelle à maximum de courantinverse à quatre seuils NS4PTOC


CEI 61850Identification CEI 60617 Numéro de

dispositif ANSI/IEEE C37.2

Protection à maximum de courantinverse à quatre seuils

NS4PTOC I24

4alt

IEC10000053 V1 FR

46I2

7.4.2 Application

La protection à maximum de courant inverse quatre seuils NS4PTOC est utilisée dansplusieurs applications du réseau électrique. Certaines de ces applications sont :



• La protection contre les défauts de terre et les courts-circuits entre phases desdéparts dans les réseaux de transport THT et TH qui sont effectivement mis à laterre. Normalement ces départs ont une structure radiale.

• Protection de secours contre les défauts de terre et les courts-circuits entre phasesdes lignes de transport.

• Protection sensible contre les défauts de terre des lignes de transport. NS4PTOCpeut montrer une meilleure sensibilité dans la détection des défauts résistifsphase-terre par rapport à la protection de distance.

• Protection de secours contre les défauts de terre et les courts-circuits entre phasesdes transformateurs de puissance.

• Protection contre les défauts de terre et les courts-circuits entre phases dedifférents équipements connectés au réseau électrique tels que les batteries decondensateurs shunt, les inductances shunt et autres équipements.

Dans de nombreuses applications, plusieurs seuils avec différents niveaux de courantde fonctionnement et différentes temporisations sont nécessaires. NS4PTOC peutavoir jusqu'à quatre seuils individuels, réglables. Chaque seuil de la fonctionNS4PTOC offre une grande flexibilité. Les options suivantes sont possibles :

Fonction non directionnelle/Directionnelle : La fonctionnalité non-directionnelle estutilisée dans certaines applications. Tel est principalement le cas, lorsqu'aucuncourant de défaut ne peut être alimenté à partir de l'objet protégé lui-même. Lafonction directionnelle pourra être requise afin de réaliser à la fois la sélectivité etl'élimination rapide d'un défaut. Ce cas pourra se présenter lors de la protection contreles défauts non symétriques dans des circuits de transport maillés et effectivement misà la terre. La protection directionnelle à maximum de courant inverse est égalementappropriée pour les schémas de téléprotection étant donné qu'elle permet l'éliminationrapide des défauts non symétriques sur les réseaux de transport. La fonctiondirectionnelle utilise la grandeur de polarisation de tension.

Choix des caractéristiques temporelles : Plusieurs types de caractéristiques de tempssont disponibles telles que temporisation de temps indépendant et diverses catégoriesde caractéristiques de temps inverse. La sélectivité entre les différentes protections àmaximum de courant est normalement activée par la coordination entre le temps defonctionnement des différentes protections. Pour obtenir la meilleure coordinationentre toutes les protections à maximum de courant, les unes par rapport aux autres,elles doivent avoir la même caractéristique temporelle. Par conséquent, un large choixde caractéristiques de temps inverse standardisées est disponible : CEI et ANSI.



Très inverse ANSI







Nom de la courbeExtrêmement inverse longue durée ANSI




Très inverse CEI

Inverse CEI




Temps constant CEI,


ASEA RI


Il existe également une caractéristique de temps inverse programmable parl'utilisateur.

Normalement il est nécessaire que la fonction à maximum de courant inverse seréinitialise le plus rapidement possible lorsque le niveau de courant est plus bas que leniveau de courant de fonctionnement. Dans certains cas, une réinitialisationtemporisée d'une façon ou d'une autre est nécessaire. Par conséquent, différentessortes de caractéristiques de réinitialisation peuvent être utilisées.

Pour certaines applications de protection, il peut être nécessaire de changer le niveaude courant de fonctionnement durant un certain temps. Il y a donc la possibilitéd'introduire un réglage de facteur de multiplication IxMult au niveau de démarrage ducourant inverse. Ce facteur de multiplication est activé par un signal d'entrée binaireENMULTx envoyé vers la fonction.

7.4.3 Directives sur les réglages

Les paramètres de la protection à maximum de courant inverse à quatre seuilsNS4PTOC sont réglés à l'aide de l'IHM locale ou via le Gestionnaire de Protection etde Contrôle (PCM600).

Les réglages suivants peuvent être effectués pour la protection à maximum de courantinverse à quatre seuils :

Fonctionnement : Règle la protection sur On ou Off.

Les valeurs de base du DEI pour le courant primaire (IBase), la tension primaire(UBase) et la puissance primaire (SBase) sont définies dans une fonction « Valeurs debase globale pour les réglages » GBASVAL. GlobalBaseSel : Utilisée poursélectionner une fonction GBASVAL de référence pour les valeurs de base.




7.4.3.1 Réglages pour chaque seuil


DirModeSelx: Mode directionnel du seuil x. Les réglages possibles sont Off/Non-directionnel/Aval/Amont.

Characteristx: Sélection de la caractéristique de temps pour le seuil x. Latemporisation à temps indépendant (défini) et diverses catégories de caractéristiquesà temps inverse sont disponibles.



Très inverse ANSI








Très inverse CEI

Inverse CEI




Temps constant CEI,


ASEA RI


Les différentes caractéristiques sont décrites dans le Manuel de Référence Technique(TRM).



Ix>: Niveau de courant inverse de fonctionnement pour le seuil x donné en % deIBase.

tx°: Temporisation à temps défini (indépendant) pour le seuil x. Utilisé si lacaractéristique de temps défini (indépendant) est choisie.

kx: Multiplicateur de temps pour la caractéristique dépendante (inverse)

IMinx: Courant de fonctionnement minimum pour le seuil x en % de IBase. RéglerIMinxIMinx inférieur à Ix> pour chacun des seuils afin d'obtenir une caractéristiquede réinitialisation ANSI conforme à la norme. Si la valeur de IMinx est supérieure àIx> pour n'importe quel seuil, la réinitialisation ANSI fonctionne comme si le courantest égal à zéro lorsque le courant passe sous la barre de IMinx.

IxMult: Multiplicateur de mise à l'échelle de la valeur de courant de réglage. Si unsignal d'entrée binaire (ENMULTx) est activé, le niveau de fonctionnement ducourant est multiplié par cette constante de réglage.

txMin: Temps de fonctionnement minimum pour les caractéristiques à temps inverse.Pour des courants élevés, la caractéristique de temps inverse pourra résulter en untemps de fonctionnement très court. En réglant ce paramètre, le temps defonctionnement du seuil ne pourra jamais être inférieur au temps du paramétrage.

ResetTypeCrvx: La réinitialisation de la temporisation peut-être effectuée dedifférentes manières. En choisissant "réglage", les possibilités suivantes sontdisponibles :

Nom de la courbeInstantané

Réinitialisation CEI (temps constant)

Réinitialisation ANSI (Temps inverse)

Les différentes caractéristiques de réinitialisation sont décrites dans le Manuel deRéférence Technique (TRM). Il existe quelques restrictions concernant le choix detemporisation de réinitialisation.

Pour les caractéristiques de temporisation à temps défini , les réglages detemporisation possibles sont instantané (1) et CEI (2 = réinitialisation du tempsconstant réglé).

Pour les caractéristiques ANSI de temporisation à temps inverse, les trois types decaractéristiques de réinitialisation de temps sont disponibles, instantané (1), CEI (2 =réinitialisation du temps constant réglé) et ANSI (3 = temps de réinitialisationdépendant du courant).

Pour les caractéristiques de temporisation à temps inverse, les réglages detemporisation possibles sont instantané (1) et CEI (2 = réinitialisation du tempsconstant).



Pour les caractéristiques de temporisation à temps inverse, les trois types decaractéristiques de réinitialisation de temps sont disponibles, instantané (1), CEI (2 =réinitialisation du temps constant réglé) et ANSI (3 = temps de réinitialisationdépendant du courant). En choisissant la caractéristique dépendante du courant, lesréglages pr, tr et cr doivent être appliqués.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx : Paramètres pour courbe programmable decaractéristiques à temps inverse (Type de courbe = 17) L'équation de la caractéristiquede temps correspond à l'équation 34:

[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B k

iC

inEQUATION1189 V1 FR (Équation 35)

Une description plus détaillée est disponible dans le Manuel Technique de Référence(TRM).

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Paramètres pour courbe programmables decaractéristiques de réinitialisation de temps inverse. Une description plus détaillée estdisponible dans le Manuel Technique de Référence (TRM).

7.4.3.2 Réglages communs pour tous les seuils


AngleRCA: Angle caractéristique de relais donné en degrés Cet angle est défini telqu'illustré dans la figure 83. L'angle est défini positif quand le courant résiduel décalela tension de référence (Upol = -U2).



AngleRCA

Zone directe

Iop = I2

Upol=-U2

Zone inverse


IEC10000031 V1 FR

Figure 85: Angle caractéristique de relais donné en degré

Dans un réseau de transport normal, la valeur normale de RCA (Angle Caractéristiquede Relais) est d'environ 80°.

UPolMin°: % de tension (référence) de polarisation minimum de UBase.

I>Dir: Niveau de courant résiduel de fonctionnement pour schéma de comparaisondirectionnelle. Le réglage est donné en % de IBase. Les signaux de démarrage aval oudémarrage amont peuvent être utilisés dans un schéma de communication. Le signalapproprié doit être configuré au niveau du bloc fonctionnel de communication.

7.5 Protection contre les surcharges thermiques, deuxconstantes de temps TRPTTR






Protection de surcharge thermique àdeux constantes de temps

TRPTTR

SYMBOL-A V1 FR

49

7.5.2 Application

Les transformateurs dans le réseau de puissance sont conçus pour un certain niveau decourant (puissance) de charge maximum. Si le courant dépasse ce niveau, les pertesseront plus importantes que prévu. L'une des conséquences est que la température dutransformateur augmentera. Si la température du transformateur atteint des valeurstrop élevées, l'équipement peut subir des dommages;

• L'isolation interne du transformateur subira un vieillissement forcé. Parconséquent, le risque de défauts internes entre phases ou entre phase et terre seraplus élevé.

• Il peut exister des points chauds à l'intérieur du transformateur; ces derniersdégradent l'isolant papier. Cela peut également faire bouillonner l'huile dutransformateur.

Lorsque le réseau de puissance fait face à des situation de stress, il peut être nécessairede surcharger les transformateurs durant un temps limité. Cela ne peut s'effectuer quesans les risques mentionnés précédemment. La protection contre les surchargesthermiques fournit de l'information qui rend possible une surcharge temporaire destransformateurs.

Le niveau de charge autorisé d'un transformateur de puissance dépend largement dusystème de refroidissement du transformateur. Il existe deux grands principes :

• OA : L'air circule naturellement vers les refroidisseurs sans l'aide de ventilateurset l'huile circule sans pompes.

• FOA : Les refroidisseurs ont des ventilateurs pour forcer le refroidissement à l'airet des pompes pour forcer la circulation de l'huile de transformateur.

La protection peut avoir deux jeux de paramètres, l'un pour un refroidissement nonforcé et l'autre pour un refroidissement forcé. Le niveau de charge autorisé à l'étatstabilisé ainsi que la constante de temps thermique sont tous deux influencés par lecircuit de refroidissement du transformateur. Les deux jeux de paramètres peuventêtre activés par le signal d'entrée binaire REFROIDISSEMENT (COOLING). Cecipeut être utilisé pour les transformateurs pour lesquels le refroidissement forcé peutêtre interrompu, par exemple lors de défauts de ventilateur ou de pompe.



La protection contre les surcharges thermiques évalue continuellement la capacitéthermique interne du transformateur (température). Cette estimation est faite ensuivant un modèle thermique de transformateur, basé sur la mesure du courant.

Si la capacité thermique du transformateur protégé atteint un niveau d'alarme assigné,un signal peut être envoyé à l'opérateur. Deux niveaux d'alarme sont disponibles. Celapermet d'agir sur le réseau électrique avant que des températures dangereuses nesoient atteintes. Si la température continue d'augmenter vers la valeur dedéclenchement, la protection déclenche le transformateur protégé.

Après déclenchement par la protection contre les surcharges thermiques, letransformateur se refroidira sur la durée. Il y aura un intervalle de temps avant que lacapacité thermique (température) ne redescende à un niveau autorisant la remise enservice du transformateur. C'est pourquoi, la fonction continuera d'estimer la capacitéthermique utilisant une constante temps assignée de refroidissement. La mise soustension du transformateur peut être bloquée jusqu'à ce que la capacité thermique aitatteint un niveau assigné.

7.5.3 Directive sur les réglages

Les paramètres de protection contre les surcharges thermiques, deux constantes detemps (TRPTTR) sont réglés à l'aide de l'IHM locale ou Gestionnaire de Protection etContrôle DEI (PCM600).

Les réglages suivants peuvent être effectués pour la protection contre les surchargesthermiques.


Fonctionnement : Règle le mode de fonctionnement Off éteint la fonction entière.

GlobalBaseSel (Sélection de Base globale) : Sélectionne le groupe de valeurs de baseglobale utilisé par la fonction pour définir (IBase), (UBase) et (SBase).

IRef: Niveau de référence du seuil de courant donné en % de IBase. Lorsque le courantest égal à IRef la capacité thermique finale (état stabilisé) est égale à 1. Il est conseilléde donner une valeur de paramètre correspondant au courant nominal del'enroulement de transformateur.

IRefMult: Si une entrée binaire ENMULT est activée, la valeur de référence ducourant peut être multipliée par le facteur IRefMult. Cette activation peut être utiliséeau cas où la température ambiante dévie de sa valeur de référence. Dans la norme decharge d'un transformateur, on utilise une température ambiante à 20°C. Pour destempératures ambiantes inférieures, la capacité de charge est augmentée et vice versa.IRefMult peut être réglé à l'intérieur de la plage : 0,01 - 10,00

IBase1: Courant de base pour réglage donné en pourcentage de IBase. Ce réglage doitêtre en relation avec l'état sans entrée COOLING de refroidissement. Il est conseilléde donner une valeur de paramètre correspondant au courant nominal detransformateur avec refroidissement naturel (OA).



IBase2: Courant de base pour réglage donné en pourcentage de IBase. Ce réglage doitêtre en relation avec l'état avec une entrée activée COOLING de refroidissement. Il estconseillé de donner une valeur de paramètre correspondant au courant nominal detransformateur avec refroidissement forcé (FOA). Si le transformateur n'a pas derefroidissement forcé IBase2 peut être paramétré comme étant égal à IBase1.

Tau1: La constante de temps thermique du transformateur protégé, en relation avecIBase1 (sans refroidissement) est donnée en minutes.

Tau2: La constante de temps thermique du transformateur protégé, en relation avecIBase2 (avec refroidissement) est donnée en minutes.

La constante de temps thermique doit pouvoir être obtenue dans les manuels desfabricants de transformateurs. La constante de temps thermique dépend durefroidissement et de la quantité d'huile. Les constantes de temps normales pourtransformateurs de moyenne et grande taille (selon CEI 60076-7) sont d'environ 2.5heures pour les transformateurs refroidis naturellement et 1.5 heures pour lestransformateurs à refroidissement forcé.

La constante de temps peut être estimée à partir de mesures de la température de l'huilependant la séquence de refroidissement (description dans le CEI 60076-7) On supposeque le transformateur fonctionne à un certain niveau de charge avec une températured'huile constante (fonctionnement stabilisé). La température de l'huile supérieure à latempérature ambiante est DQo0. Le transformateur est alors déconnecté du réseau (pasde charge). Après un temps t de 30 minutes minimum, une nouvelle mesure de latempérature de l'huile est effectuée. Maintenant, la température de l'huile supérieureà la température ambiante est DQot. La constante de temps thermique peut maintenantêtre estimée comme suit :

0ln lno ot

tt =DQ - DQ


Si le transformateur dispose d'un refroidissement forcé (FOA), la mesure doit êtreeffectuée avec et sans le refroidissement forcé en marche, ce qui donnera Tau2 etTau1.

Les constantes de temps peuvent être changées si le courant est plus élevé qu'unevaleur assignée ou inférieur à une valeur assignée. Si le courant est élevé, on supposealors que le refroidissement forcé est activé, tandis qu'il sera désactivé avec un courantfaible. Le réglage des paramètres ci-dessous permet l'ajustement automatique de laconstante de temps.

Tau1High: Facteur de multiplication pour ajuster la constante de temps Tau1 si lecourant est plus élevé que la valeur assignée IHighTau1. IHighTau1 est réglé en % deIBase1.



Tau1Low: Facteur de multiplication pour ajuster la constante de temps Tau1 si lecourant est inférieur à la valeur assignée ILowTau1. ILowTau1 est réglé en % deIBase1.

Tau2High: Facteur de multiplication pour ajuster la constante de temps Tau2 si lecourant est plus élevé que la valeur assignée IHighTau2. IHighTau2 est réglé en % deIBase2.

Tau2Low : Facteur de multiplication pour ajuster la constante de temps Tau2 si lecourant est inférieur à la valeur assignée ILowTau2. ILowTau2 est réglé en % deIBase2.

La possibilité de changer la constante de temps avec la valeur de courant comme basepeut être utile dans différentes applications. Quelques exemples sont donnés ci-dessous :

• En cas d'interruption totale (courant faible) du transformateur protégé, toutes lespossibilités de refroidissement seront inactives. Ceci peut provoquer unchangement de la valeur de la constante de temps.

• Si d'autres composants (moteurs) font partie de la protection thermique, il existeun risque de surchauffe de cet équipement en cas de courant très élevé. Laconstante de temps thermique est souvent plus basse pour un moteur que pour untransformateur.

ITrip : Courant stabilisé auquel le transformateur peut résister. Le réglage est donnéen % de IBase1 ou IBase2.

Alarm1 : Niveau de capacité thermique pour activation du signal ALARM1.ALARM1 est réglé en % du niveau de déclenchement de la capacité thermique.

Alarm2: Niveau de capacité thermique pour activation de la sortie du signalALARM2. ALARM2 est réglé en % du niveau de déclenchement de la capacitéthermique.

ResLo : Niveau de relâchement du verrouillage de la capacité thermique pour relâcherle signal de verrouillage. Lorsque la protection contre les surcharges thermiques sedéclenche, un signal de verrouillage est activé. La mission du signal est de bloquer lacommutation du transformateur de circuit protégé tant que la température dutransformateur demeure élevée. Le signal est relâché lorsque la capacité thermiqueestimée est en dessous de la valeur assignée. Cette valeur de température doit êtrechoisie en dessous du seuil de la température d'alarme. ResLo est réglé en % du niveaude déclenchement de la capacité thermique.

ThetaInit: Capacité thermique avant activation de la fonction. Le réglage peut êtreeffectué légèrement en dessous du niveau d'alarme. Si le transformateur est chargéavant l'activation de la fonction de protection, sa température peut être supérieure à latempérature ambiante. Le point de départ donné dans le paramétrage préviendra lerisque de non-déclenchement lors de dépassement de température pendant lespremiers instants suivant l'activation. ThetaInit: est réglé en % du niveau dedéclenchement de la capacité thermique.



Avertissement (Warning): Si le temps calculé pour le facteur de déclenchement est endessous du réglage paramétré de Warning (Avertissement) un signal d'avertissementest alors activé. Le réglage est donné en minutes.

7.6 Protection contre la défaillance de disjoncteur,activation et sortie triphasées CCRBRF




Protection contre la défaillance dedisjoncteur, activation et sortietriphasées

CCRBRF

3I>BF

SYMBOL-U V1 EN

50BF

7.6.2 Application

Dans le calcul du système d'élimination des défauts, le critère N-1 est souvent utilisé.Cela signifie qu'un défaut doit être éliminé même si l'un des composants du systèmed'élimination de défauts, présente lui-même un défaut. L'un des composantsnécessaires dans le système d'élimination de défaut est le disjoncteur. Pour des raisonspratiques et économiques,on ne peut pas dupliquer le disjoncteur dédié au composantprotégé. On utilise à la place une protection contre les défauts de disjoncteurs.

La protection contre les défauts de disjoncteur, activation triphasée et sortie(CCRBRF) émettront une commande de déclenchement de réserve aux disjoncteursadjacents en cas d'échec de déclenchement du disjoncteur "normal" pour le composantprotégé. La détection de défaut de coupure du courant par le disjoncteur est effectuéeau moyen de mesure de courant ou par la détection du signal de déclenchement restant(inconditionnel).

CCRBRF peut également produire un re-déclenchement. Cela signifie qu'undeuxième signal de déclenchement est envoyé au disjoncteur protégé. La fonction dere-déclenchement peut être utilisée afin d'augmenter la probabilité de fonctionnementdu disjoncteur, ou elle peut être utilisée afin d'éviter le déclenchement de réserve denombreux disjoncteurs en cas d'erreurs qui se produiraient au cours de la maintenanceet des essais de relais.


Les paramètres de protection contre la défaillance de Disjoncteur, activation triphaséeet sortie CCRBRF sont réglés via le IHM local ou le PCM600.



Les réglages suivants peuvent être effectués pour la protection contre la défaillance dedisjoncteur.



FunctionMode Ce paramètre peut être réglé sur Current ou Contact. Cela donne lemode sur lequel la détection de défaut de disjoncteur est effectuée. Dans le mode"current", c'est la mesure de courant qui est utilisée pour la détection. Dans le modeContact la durée prolongée du signal de position du disjoncteur sert d'indicateur dedéfaillance de disjoncteur. Le mode Current&Contact signifie que les deux méthodesde détection sont activées. Contact : ce mode peut être utilisé dans les applications oùle courant de défaut traversant le disjoncteur est faible. Ce cas peut se présenter pourcertaines applications de protection d'alternateur (par exemple protection contre lecourant inverse) ou en cas de fins de ligne avec une faible alimentation.

RetripMode: Le réglage indique de quelle façon la fonction re-trip de "redéclenchement" fonctionnera. Retrip Off signifie que la fonction re-trip n'est pasactivée. CB Pos Check (Vérif. de position disjoncteur) et Current signifie qu'uncourant de phase doit être plus élevé que le courant de fonctionnement pour autoriserle re-déclenchement (re-trip). CB Pos Check (Vérif de position disjoncteur) et Contactsignifie que le re-déclenchement s'effectue lorsque le disjoncteur est fermé (laposition disjoncteur est utilisée). No CBPos Check signifie que le re-déclenchementest effectué sans vérification de la position du disjoncteur.

Tableau 27: Interdépendances entre paramètres RetripMode et FunctionMode

RetripMode FunctionMode DescriptionRetrip off N/A la fonction re-trip de re-

déclenchement n'est pasactivée

CB Pos Check (Vérif de positionde disjoncteur)

Courant un courant de phase doit êtreplus fort que le courant defonctionnement pour autoriser lere-déclenchement

Contact le re-déclenchement s'effectuelorsque la position dudisjoncteur indique que ledisjoncteur est toujours ferméune fois le temps de re-déclenchement écoulé.

Current&Contact les deux méthodes sont utilisées

No CBPos Check Courant le re-déclenchement esteffectué sans vérification de laposition du disjoncteur.

Contact le re-déclenchement esteffectué sans vérification de laposition du disjoncteur.

Current&Contact les deux méthodes sont utilisées



BuTripMode: Le mode de déclenchement de réserve est donné afin d'exprimersuffisamment de critères de courant pour détecter le défaut du disjoncteur à disjoncter.Pour Current operation 2 de 4 signifie qu'au moins deux courants parmi les troiscourants de phase et le courant résiduel doivent être élevés pour indiquer la défaillancede disjoncteur 1 de 3 signifie qu'au minimum l'un des trois courants de phase devra êtreélevé pour indiquer le défaut de disjoncteur. 1 de 4 signifie qu'au minimum l'un destrois courants de phase ou le courant résiduel devra être élevé pour indiquer ladéfaillance de disjoncteur. Dans la plupart des applications 1 de 3 est suffisant.PourContact la fonction signifie que le re-déclenchement s'effectue lorsque ledisjoncteur est fermé (la position disjoncteur est utilisée).

IP>: Niveau de courant pour la détection de défaillance de disjoncteur, réglé en % deIBase. Ce paramètre devra être réglé de sorte que les défauts avec des courants dedéfaut faibles, puissent être détectés. Le paramètre peut être choisi suivant la fonctionde protection la plus sensible de façon à démarrer la protection de défaillancedisjoncteur. La valeur standard est 10% de IBase.

I>BlkCont: Si l'on utilise la détection de défaillance de disjoncteur sur la base ducontact, cette fonction peut se bloquer si un courant de phase est plus élevé que ceniveau de réglage. Si le mode de fonction FunctionMode est réglé surCurrent&Contact la défaillance de disjoncteur pour les courants de défaut forts estdétectée en toute sécurité par la fonction de mesure de courant. Afin d'augmenter lasécurité, la fonction basée sur le contact, devra être désactivée pour les courants élevésLe réglage pourra être effectué à l'intérieur d'une plage allant de 5 à 200% de IBase.

IN>: Niveau de courant résiduel pour la détection de défaillance de disjoncteur, régléen % de IBase. Dans les réseaux isolés à forte impédance, les défauts de courantrésiduel entre phase-et-terre sont normalement bien plus faibles que les courants decourt-circuit. Pour détecter une défaillance disjoncteur au niveau des défautsmonophasés à-la-terre dans ces réseaux, il est nécessaire de mesurer séparément lecourant résiduel. Dans les réseaux à neutre il est également possible de régler laprotection contre les défauts à la terreavec un niveau de courant relativement bas. LeBuTripMode est réglé sur 1 de 4. Le réglage du courant doit être choisi suivant leréglage de la protection sensible contre les défauts à la terre. Le réglage pourra êtreeffectué à l'intérieur d'une plage allant de 2 à 200 % de IBase.

t1: Temporisation du re-déclenchement. Le réglage peut être effectué dans la plageallant de 0 – 60s en pas de 0.001 s. La valeur standard est de 0 – 50ms.

t2: Temporisation du déclenchement de réserve (de secours). La choix de ce réglageest aussi restreint que possible tandis que parallèlement tout dysfonctionnement doitêtre évité. La valeur standard se situe entre 90 - 200ms (également en fonction de latemporisation du re-déclenchement).

La temporisation minimum du redéclenchement peut être estimée de la façonsuivante :

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 EN (Équation 37)



où :

tcbopen est le temps d'ouverture maximal du disjoncteur

tBFP_reset est la durée maximale de la détection de la fonction disjoncteur correcte par la protectiondéfaillance disjoncteur (réinitialisation des critères de courant)

tmarge est une marge de sécurité

Il est souvent nécessaire que la durée totale d'élimination des défauts soit inférieure àla durée critique. Cette durée dépend souvent de la capacité à maintenir une stabilitétransitoire en cas de défaut à proximité d'une centrale.

Temps

Le défaut survient

Temps de fonctionnement de la protection

Déclench. et démarrageCCRBRF

tcbopen normal

Marge

Délai de redéclench. t1

tcbopen après redéclench.

tBFPreset

Délai de déclenchement de secours minimum t2

Temps critique d’élimination du défaut pour la stabilité


IEC05000479 V2 FR

Figure 86: Séquence temporelle

t2MPh: Temporisation du déclenchement de réserve au démarragemulti-phase. Letemps critique d'élimination de défaut est souvent plus court lors de défautsmultiphasés, que lors de défauts monophasés à-la-terre. Il existe donc une possibilitéde réduire la temporisation du déclenchement de réserve pour défauts multiphasés. Lavaleur standard se situe entre 90 – 150 ms.

t3: Temporisation supplémentaire à t2 pour un second déclenchement de réserveTRBU2. Dans certaines applications, il peut être obligatoire d'avoir des fonctions dedéclenchement de réserve séparées, qui déclencheront différents disjoncteurs desecours.

tCBAlarm: Temporisation pour alarme en cas d'indication de disjoncteur défectueuxIl y a une entrée binaire CBFLT venant du disjoncteur. Le signal est activé quand lasupervision interne du disjoncteur détecte que le disjoncteur ne parvient pas à éliminerle défaut. Ce cas peut se produire quand la pression du gaz est basse dans un



disjoncteur SF6, par exemple. Une fois le temps défini écoulé, une alarme est émisepermettant d'engager les actions nécessaires à la réparation du disjoncteur. Latemporisation du déclenchement de réserve est ignoré lorsque le CBFLT est activé. Leréglage standard est de 2,0 secondes.

tPulse: Durée de l'impulsion de déclenchement. Le réglage doit être supérieur autemps d'impulsion critique des disjoncteurs pour que se déclenche la protection contrela défaillance de disjoncteur. Le réglage standard est de 200 ms.

7.7 Protection contre les défaillances de disjoncteur,version monophasée CCSRBRF




Protection contre les défaillances dedisjoncteur, version monophasée

CCSRBRF

I>BF

SYMBOL-II V1 EN

50BF

7.7.2 Application

Dans le calcul du système d'élimination des défauts, le critère N-1 est souvent utilisé.Cela signifie qu'un défaut doit être éliminé même si l'un des composants du systèmed'élimination de défauts, présente lui-même un défaut. L'un des composantsnécessaires dans le système d'élimination de défaut est le disjoncteur. Pour des raisonspratiques et économiques,on ne peut pas dupliquer le disjoncteur dédié au composantprotégé. On utilise à la place une protection contre les défauts de disjoncteurs.

La fonction de protection contre les défauts de disjoncteur, version monophasée(CCSBRF) émettra une commande de déclenchement de réserve aux disjoncteursadjacents en cas d'échec de déclenchement du disjoncteur "normal" pour le composantprotégé. La détection de défaut de coupure du courant par le disjoncteur est effectuéeau moyen de la mesure de courant ou par la détection du signal de déclenchementrestant (inconditionnel).

La fonction CCSBRF peut également produire un redéclenchement. Cela signifiequ'un deuxième signal de déclenchement est envoyé au disjoncteur protégé. Lafonction de redéclenchement peut être utilisée afin d'augmenter la probabilité defonctionnement du disjoncteur, ou elle peut être utilisée afin d'éviter le déclenchementde réserve de nombreux disjoncteurs en cas d'erreurs qui se produiraient au cours dela maintenance et des essais de relais.




Les paramètres de protection contre la défaillance de Disjoncteur, versionmonophasée (CCSRBRF) sont réglés via la IHM locale ou le PCM600.

Les réglages suivants peuvent être effectués pour la protection contre la défaillance dedisjoncteur.


Fonctionnement : Off ou On

FunctionMode: Ce paramètre peut être réglé sur Current ou Contact. Cela donne lemode sur lequel la détection de défaut de disjoncteur est effectuée. Dans le modeCurrent, c'est la mesure de courant qui est utilisée pour la détection. Dans le modeContact la durée prolongée du signal de démarrage sert d'indicateur de défaillance dudisjoncteur. Le mode Current&Contact signifie que les deux méthodes de détectionsont activées. Le mode Contact peut être utilisé dans les applications où le courant dedéfaut traversant le disjoncteur est faible. Ce cas peut se présenter pour certainesapplications de protection d'alternateur (par exemple protection contre le courantinverse) ou en cas de fins de ligne avec une faible alimentation.

RetripMode: Le réglage indique de quelle façon la fonction re-trip de "redéclenchement" fonctionnera. Retrip Off signifie que la fonction re-trip n'est pasactivée. CB Pos Check (Vérif. de position disjoncteur) et Current signifie qu'uncourant de phase doit être plus élevé que le courant de fonctionnement pour autoriserle redéclenchement (re-trip). CB Pos Check (Vérif de position disjoncteur) et Contactsignifie que le redéclenchement s'effectue lorsque le disjoncteur est fermé (la positiondisjoncteur est utilisée). No CB-Pos Check signifie que le redéclenchement esteffectué sans vérification de la position du disjoncteur.

IP>: Niveau de courant pour la détection de défaillance de disjoncteur, réglé en % deIBase. Ce paramètre devra être réglé de sorte que les défauts avec des courants dedéfaut faibles, puissent être détectés. Le réglage peut être choisi suivant la fonction deprotection la plus sensible pour démarrer la protection. Le paramètre peut être choiside façon à démarrer la protection contre la défaillance de disjoncteur. La valeurstandard est 10% de IBase.

I>BlkCont: Si l'on utilise la détection de défaillance de disjoncteur sur la base ducontact, cette fonction peut se bloquer si le courant de phase est plus élevé que leniveau de réglage. Si le mode de fonction FunctionMode est réglé surCurrent&Contact la défaillance de disjoncteur pour les courants de défaut hauts estdétectée en toute sécurité par la fonction de mesure de courant. Afin d'augmenter lasécurité, la fonction basée sur le contact, devra être désactivée pour les courants élevésLe réglage pourra être effectué à l'intérieur d'une plage allant de 5 à 200% de IBase.

t1: Temporisation du redéclenchement. Le réglage peut être effectué dans la plageallant de 0 – 60s en pas de 0.001 s. La valeur standard est de 0 – 50ms.



t2: Temporisation du déclenchement de réserve (de secours). La choix de ce réglageest aussi restreint que possible tandis que parallèlement tout dysfonctionnement doitêtre évité. La valeur standard se situe entre 90 - 150ms (également en fonction de latemporisation du redéclenchement).

La temporisation minimum du redéclenchement peut être estimée de la façonsuivante :

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 EN (Équation 38)

où :

tcbopen est le temps d'ouverture maximal du disjoncteur

tBFP_reset est la durée maximale de la détection de la fonction disjoncteur correcte par la protectiondéfaillance disjoncteur (réinitialisation des critères de courant)

tmarge est une marge de sécurité

Il est souvent nécessaire que la durée totale d'élimination des défauts soit inférieure àla durée critique. Cette durée dépend souvent de la capacité à maintenir une stabilitétransitoire en cas de défaut à proximité d'une centrale.

Temps

Le défaut survient

Temps de fonctionnement de la protection

Déclench. et démarrageCCRBRF

tcbopen normal

Marge

Délai de redéclench. t1

tcbopen après redéclench.

tBFPreset

Délai de déclenchement de secours minimum t2

Temps critique d’élimination du défaut pour la stabilité


IEC05000479 V2 FR

Figure 87: Séquence temporelle

t3: Temporisation supplémentaire à t2 pour un second déclenchement de réserveTRBU2. Dans certaines applications, il peut être obligatoire d'avoir des fonctions de



déclenchement de réserve séparées, qui déclencheront différents disjoncteurs desecours.

tCBAlarm: Temporisation pour alarme en cas d'indication de disjoncteur défectueuxIl y a une entrée binaire CBFLT venant du disjoncteur. Le signal est activé quand lasupervision interne du disjoncteur détecte que le disjoncteur ne parvient pas à éliminerle défaut. Ce cas peut se produire quand la pression du gaz est basse dans undisjoncteur SF6, par exemple. Une fois le temps défini écoulé, une alarme est émisepermettant d'engager les actions nécessaires à la réparation du disjoncteur. Latemporisation du déclenchement de réserve est ignoré lorsque le CBFLT est activé. Leréglage standard est de 2,0 secondes.

tPulse: Durée de l'impulsion de déclenchement. Le réglage doit être supérieur autemps d'impulsion critique des disjoncteurs pour que se déclenche la protection contrela défaillance de disjoncteur. Le réglage standard est de 200 ms.

7.8 Protection directionnelle à minimum de puissanceGUPPDUP




Protection directionnelle à minimum depuissance

GUPPDUPP <

2SYMBOL-LL V2 EN

37

7.8.2 Application

La fonction d'un alternateur dans une centrale est de convertir en énergie électriquel'énergie mécanique disponible sous forme de couple sur un arbre tournant.

La puissance mécanique d'un moteur d'entraînement peut parfois tellement diminuerqu'elle ne couvre pas les pertes aux paliers et les pertes de ventilation. L'alternateursynchrone devient alors un moteur synchrone et commence à prélever l'énergieélectrique du reste du système électrique. Cet état de fonctionnement, où des machinessynchrones jouent le rôle de moteurs, n'implique aucun risque pour la machine. Sil'alternateur considéré est très gros et qu'il consomme une grande quantité d'énergieélectrique, il peut être souhaitable de le déconnecter afin de faciliter la tâche pour lereste du système électrique.



Souvent, cet état de fonctionnement peut impliquer que la turbine est dans un état trèsdangereux. La fonction de la protection de retour de puissance est de protéger laturbine et non l'alternateur.

Les turbines à vapeur surchauffent facilement si le débit de vapeur devient trop faibleou si la vapeur cesse de circuler dans la turbine. Les turbo-alternateurs doivent doncdisposer de la protection de retour de puissance. Plusieurs événements peuventgénérer un retour de puissance : rupture d'une tuyauterie de vapeur, endommagementd'une ou de plusieurs pales de la turbine à vapeur ou fermeture accidentelle des vannesd'arrêt principales. Dans le dernier cas, il est fortement souhaitable de disposer d'uneprotection de retour de puissance fiable. Celle-ci peut empêcher tout endommagementd'une centrale non endommagée.

Pendant l'arrêt programmé de nombreuses unités thermiques, la protection de retourde puissance donne l'impulsion de déclenchement au disjoncteur de l'alternateur (ledisjoncteur de l'unité). Il est ainsi possible d'éviter la déconnexion de l'unité avant quela puissance mécanique soit égale à zéro. Une déconnexion prématurée entraîneraitune accélération du turbo-alternateur lors de tous les arrêts programmés. Elleentraînerait une survitesse et de fortes contraintes centrifuges.

Lorsque la vapeur cesse de circuler dans une turbine, les pales de la turbine ne sontplus refroidies. Il n'est pas possible d'éliminer toute la chaleur générée par les pertespar ventilation. Au lieu de cela, la chaleur augmente la température de la turbine àvapeur et plus particulièrement des pales. Lorsqu'une turbine à vapeur tourne sansalimentation de vapeur, la consommation d'énergie électrique est d'environ 2 % de lapuissance nominale. Même si la turbine tourne à vide, elle surchauffera et sera bientôtendommagée. La turbine surchauffe en quelques minutes si elle perd le vide.

La durée critique avant la surchauffe d'une turbine à vapeur varie entre environ 30secondes et 30 minutes en fonction du type de turbine. Une turbine haute pression avecdes pales petites et minces surchauffera plus facilement qu'une turbine basse pressionavec des pales longues et lourdes. Les conditions varient suivant les turbines et il estnécessaire de se renseigner auprès du fabricant de la turbine dans chaque cas.

L'énergie électrique des auxiliaires de la centrale peut provenir d'un transformateurauxiliaire connecté au secondaire du transformateur élévateur. L'énergie électriquepeut également provenir d'un transformateur de démarrage connecté au réseauexterne. Il convient de prévoir la protection de retour de puissance afin de détecter leretour de puissance quel que soit le flux de puissance vers les auxiliaires de la centrale.

Les turbines hydrauliques tolèrent le retour de puissance beaucoup mieux que lesturbines à vapeur. Seules la turbine Kaplan et les turbines bulbe peuvent souffrir duretour de puissance. La roue de la turbine risque de se déplacer axialement et detoucher les parties fixes. Elles ne sont pas toujours suffisamment solides poursupporter les contraintes associées.

La glace et la neige peuvent bloquer l'admission lorsque la température extérieure estnettement inférieure à zéro. Les branches et les feuilles peuvent également bloquer lesgrilles à débris. Le blocage complet de l'admission peut entraîner des cavitations. Le



risque d'endommagement des turbines hydrauliques peut justifier la protection deretour de puissance dans des centrales sans surveillance.

Une turbine hydraulique qui tourne dans l'eau avec les directrices fermées prélèveral'énergie électrique du reste du système électrique. Cette énergie sera d'environ 10 %de la puissance nominale. Si la turbine hydraulique ne contient que de l'air, lapuissance appelée sera d'environ 3 %.

Les moteurs diesel doivent disposer de la protection de retour de puissance.L'alternateur prélèvera environ 15 % (ou plus) de sa puissance nominale auprès dusystème. Un moteur raide peut nécessiter 25 % de la puissance nominale pour sonfonctionnement. Un moteur bien rodé peut ne nécessiter que 5 %. Il est nécessaired'obtenir des informations auprès du fabricant du moteur et de mesurer le retour depuissance pendant la mise en service.

Les turbines à gaz ne nécessitent généralement pas la protection de retour depuissance.

La Figure 88 illustre la protection de retour de puissance avec une protection àminimum de puissance et une protection à maximum de puissance. La protection àminimum de puissance offre une marge plus élevée et permet une meilleure fiabilité.D'autre part, le risque de fonctionnement intempestif immédiatement après lasynchronisation peut être plus élevé. Il convient de régler la protection à minimum depuissance (angle de référence réglé sur 0) de façon à ce qu'elle déclenche si lapuissance active de l'alternateur est inférieure à environ 2 %. Il convient de régler laprotection à maximum de puissance de façon à ce qu'elle déclenche si le flux d'énergiedu réseau vers l'alternateur est supérieur à 1 %.

Protection à minimum de puissance

Protection à maximum de puissance

Q Q

P P

Point de fonctionnement sans couple de turbine

Marge Marge

Ligne de fonctionnement

Ligne de fonctionnement



IEC09000019 V2 FR

Figure 88: Protection de retour de puissance avec protection à minimum depuissance ou à maximum de puissance





Fonctionnement : Avec le paramètre Fonctionnement, la fonction peut être réglée surOn/Off.

Mode : Tension et courant utilisés pour la mesure de la puissance. Les possibilités deréglage figurent dans le tableau 28.

Tableau 28: Calcul de la puissance complexe

Valeur de réglage Mode Formule utilisée pour le calcul de la puissance complexeL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Arone * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


Direct *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


La fonction a deux seuils qui peuvent être réglés séparément.

Avec le paramètre OpMode1(2), la fonction peut être réglée sur On/Off.

La fonction active le déclenchement si la composante de puissance dans le sens définipar le réglage Angle1(2) est inférieure à la valeur réglée pour la puissance dedémarrage Puissance1(2)



Opération

Angle 1(2)

Puissance1(2)

P

Q

en 06000441.vsdIEC06000441 V1 FR

Figure 89: Mode minimum de puissance

Le réglage Puissance1(2) donne la valeur de démarrage de la composante depuissance dans le sens Angle1(2). Le réglage est indiqué en p.u. de la puissancenominale de l'alternateur, voir l'équation 49.

Le réglage minimum recommandé est 0,2 % de SN lorsque les entrées TC de mesuredu DEI sont utilisées.

3NS UBase IBase= × ×


Le réglage Angle1(2) donne l'angle caractéristique qui donne la sensibilité maximumde la fonction de protection de puissance. Le réglage est donné en degrés. Pour lapuissance active, l'angle réglé doit être de 0° ou 180°. 0° doit être utilisé pour laprotection de puissance faible aval active.



OpérationAngle1(2 ) = 0°

Puissance1(2)

P

Q

en 06000556.vsdIEC06000556 V1 FR

Figure 90: Pour la puissance faible aval, l'angle réglé doit être de 0° dans lafonction à minimum de puissance

TempoDécl1(2) est réglé en secondes pour donner la temporisation du déclenchementdu seuil après le démarrage.

Hystérésis1(2) est donné en p.u. de la puissance nominale de l'alternateurconformément à l'équation 50.



La retombée puissance sera Puissance1(2) + Hystérésis1(2).

Il est possible d'avoir un filtrage passe-bas de la puissance mesurée comme indiquédans la formule :

( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Où

S est une nouvelle valeur mesurée à utiliser pour la fonction de protection

Sancienne est la valeur mesurée donnée par la fonction dans le cycle d'exécution précédent

SCalculée est la nouvelle valeur calculée dans le cycle d'exécution en cours

k est un paramètre réglable



La valeur de k=0.92 est recommandée dans les applications d'alternateur étant donnéque la temporisation de déclenchement est généralement assez longue.

Les facteurs d'étalonnage pour les erreurs de mesure de courant et de tension sontréglés en % du courant nominal/de la tension nominale :

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

La compensation d'angle est indiquée en tant que différence entre les erreurs d'anglede courant et de tension.

Les valeurs sont données pour les points de fonctionnement 5, 30 et 100 % du courantnominal/de la tension nominale. Les valeurs doivent être disponibles dans lesprotocoles d'essai de transformateur de mesure.

7.9 Protection directionnelle à maximum de puissanceGOPPDOP




Protection directionnelle à maximum depuissance

GOPPDOPP >

2DOCUMENT172362-IMG158942

V2 EN

32

7.9.2 Application

La fonction d'un alternateur dans une centrale est de convertir en énergie électriquel'énergie mécanique disponible sous forme de couple sur un arbre tournant.

La puissance mécanique d'un moteur d'entraînement peut parfois tellement diminuerqu'elle ne couvre pas les pertes aux paliers et les pertes de ventilation. L'alternateursynchrone devient alors un moteur synchrone et commence à prélever l'énergieélectrique du reste du système électrique. Cet état de fonctionnement, où des machinessynchrones jouent le rôle de moteurs, n'implique aucun risque pour la machine. Sil'alternateur considéré est très gros et qu'il consomme une grande quantité d'énergieélectrique, il peut être souhaitable de le déconnecter afin de faciliter la tâche pour lereste du système électrique.



Souvent, cet état de fonctionnement peut impliquer que la turbine est dans un état trèsdangereux. La fonction de la protection de retour de puissance est de protéger laturbine et non l'alternateur.

Les turbines à vapeur surchauffent facilement si le débit de vapeur devient trop faibleou si la vapeur cesse de circuler dans la turbine. Les turbo-alternateurs doivent doncdisposer de la protection de retour de puissance. Plusieurs événements peuventgénérer un retour de puissance : rupture d'une tuyauterie de vapeur, endommagementd'une ou de plusieurs pales de la turbine à vapeur ou fermeture accidentelle des vannesd'arrêt principales. Dans le dernier cas, il est fortement souhaitable de disposer d'uneprotection de retour de puissance fiable. Celle-ci peut empêcher tout endommagementd'une centrale non endommagée.

Pendant l'arrêt programmé de nombreuses unités thermiques, la protection de retourde puissance donne l'impulsion de déclenchement au disjoncteur de l'alternateur (ledisjoncteur de l'unité). Il est ainsi possible d'éviter la déconnexion de l'unité avant quela puissance mécanique soit égale à zéro. Une déconnexion prématurée entraîneraitune accélération du turbo-alternateur lors de tous les arrêts programmés. Elleentraînerait une survitesse et de fortes contraintes centrifuges.

Lorsque la vapeur cesse de circuler dans une turbine, les pales de la turbine ne sontplus refroidies. Il n'est pas possible d'éliminer toute la chaleur générée par les pertespar ventilation. Au lieu de cela, la chaleur augmente la température de la turbine àvapeur et plus particulièrement des pales. Lorsqu'une turbine à vapeur tourne sansalimentation de vapeur, la consommation d'énergie électrique est d'environ 2 % de lapuissance nominale. Même si la turbine tourne à vide, elle surchauffera et sera bientôtendommagée. La turbine surchauffe en quelques minutes si elle perd le vide.

La durée critique avant la surchauffe d'une turbine à vapeur varie entre environ 30secondes et 30 minutes en fonction du type de turbine. Une turbine haute pression avecdes pales petites et minces surchauffera plus facilement qu'une turbine basse pressionavec des pales longues et lourdes. Les conditions varient suivant les turbines et il estnécessaire de se renseigner auprès du fabricant de la turbine dans chaque cas.

L'énergie électrique des auxiliaires de la centrale peut provenir d'un transformateurauxiliaire connecté au primaire du transformateur élévateur. L'énergie électrique peutégalement provenir d'un transformateur de démarrage connecté au réseau externe. Ilconvient de prévoir la protection de retour de puissance afin de détecter le retour depuissance quel que soit le flux de puissance vers les auxiliaires de la centrale.

Les turbines hydrauliques tolèrent le retour de puissance beaucoup mieux que lesturbines à vapeur. Seules la turbine Kaplan et les turbines bulbe peuvent souffrir duretour de puissance. La roue de la turbine risque de se déplacer axialement et detoucher les parties fixes. Elles ne sont pas toujours suffisamment solides poursupporter les contraintes associées.

La glace et la neige peuvent bloquer l'admission lorsque la température extérieure estnettement inférieure à zéro. Les branches et les feuilles peuvent également bloquer lesgrilles à débris. Le blocage complet de l'admission peut entraîner des cavitations. Le



risque d'endommagement des turbines hydrauliques peut justifier la protection deretour de puissance dans des centrales sans surveillance.

Une turbine hydraulique qui tourne dans l'eau avec les directrices fermées prélèveral'énergie électrique du reste du système électrique. Cette énergie sera d'environ 10 %de la puissance nominale. Si la turbine hydraulique ne contient que de l'air, lapuissance appelée sera d'environ 3 %.

Les moteurs diesel doivent disposer de la protection de retour de puissance.L'alternateur prélèvera environ 15 % (ou plus) de sa puissance nominale auprès dusystème. Un moteur raide peut nécessiter 25 % de la puissance nominale pour sonfonctionnement. Un moteur bien rodé peut ne nécessiter que 5 %. Il est nécessaired'obtenir des informations auprès du fabricant du moteur et de mesurer le retour depuissance pendant la mise en service.

Les turbines à gaz ne nécessitent généralement pas la protection de retour depuissance.

La Figure 91 illustre la protection de retour de puissance avec un DEI à minimum depuissance et un DEI à maximum de puissance. Le DEI à minimum de puissance offreune marge plus élevée et permet une meilleure fiabilité. D'autre part, le risque defonctionnement intempestif immédiatement après la synchronisation peut être plusélevé. Il convient de régler le DEI à minimum de puissance de façon à ce qu'ildéclenche si la puissance active de l'alternateur est inférieure à environ 2 %. Ilconvient de régler le DEI à maximum de puissance de façon à ce qu'il déclenche si leflux d'énergie du réseau vers l'alternateur est supérieur à 1 %.

DEI à minimum de puissance

DEI à maximum de puissance

Q Q

P P


Marge Marge

Ligne de fonction-nement

Ligne de fonction-nement



IEC06000315 V2 FR

Figure 91: Protection de retour de puissance avec DEI à minimum de puissanceet DEI à maximum de puissance





Fonctionnement : Avec le paramètre Fonctionnement, la fonction peut être réglée surOn/Off.

Mode : Tension et courant utilisés pour la mesure de la puissance. Les possibilités deréglage figurent dans le tableau 29.

Tableau 29: Calcul de la puissance complexe

Valeur de réglage Mode Formule utilisée pour le calcul de la puissancecomplexe

L1, L2, L3 * * *1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Arone * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


Direct *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


La fonction a deux seuils qui peuvent être réglés séparément.

Avec le paramètre OpMode1(2), la fonction peut être réglée sur On/Off.

La fonction active le déclenchement si la composante de puissance dans le sens définipar le réglage Angle1(2) est supérieure à la valeur réglée pour la puissance dedémarrage Puissance1(2)



Opération

Angle1(2)

Puissance1(2)

P

Q

en 06000440.vsd

IEC06000440 V1 FR

Figure 92: Mode maximum de puissance

Le réglage Puissance1(2) donne la valeur de démarrage de la composante depuissance dans le sens Angle1(2). Le réglage est indiqué en p.u. de la puissancenominale de l'alternateur, voir l'équation 62.

Le réglage minimum recommandé est 0,2 % de SN lorsque les entrées TC de mesuredu DEI sont utilisées.



Le réglage Angle1(2) donne l'angle caractéristique qui donne la sensibilité maximumde la fonction de protection de puissance. Le réglage est donné en degrés. Pour lapuissance active, l'angle réglé doit être de 0° ou 180°. Le réglage de 180° doit êtreutilisé pour la protection de retour de puissance de l'alternateur.



Fonctionnement Angle1(2 ) = 180 o

Puissance1(2)

P

Q


IEC06000557 V2 FR

Figure 93: Pour le retour de puissance, l'angle réglé doit être de 180° dans lafonction à maximum de puissance

TempoDécl1(2) est réglé en secondes pour donner la temporisation du déclenchementdu seuil après le démarrage.

Hystérésis1(2) est donné en p.u. de la puissance nominale de l'alternateurconformément à l'équation 63.



La retombée puissance sera Puissance1(2) - Hystérésis1(2).

Il est possible d'avoir un filtrage passe-bas de la puissance mesurée comme indiquédans la formule :



( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Où

S est une nouvelle valeur mesurée à utiliser pour la fonction de protection

Sancienne est la valeur mesurée donnée par la fonction dans le cycle d'exécution précédent

SCalculée est la nouvelle valeur calculée dans le cycle d'exécution en cours

k est un paramètre réglable

La valeur de k=0.92 est recommandée dans les applications d'alternateur étant donnéque la temporisation de déclenchement est généralement assez longue.

Les facteurs d'étalonnage pour les erreurs de mesure de courant et de tension sontréglés en % du courant nominal/de la tension nominale :

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

La compensation d'angle est indiquée en tant que différence entre les erreurs d'anglede courant et de tension.

Les valeurs sont données pour les points de fonctionnement 5, 30 et 100 % du courantnominal/de la tension nominale. Les valeurs doivent être disponibles dans lesprotocoles d'essai de transformateur de mesure.

7.10 Protection de gradin de batterie de condensateursCBPGAPC



Numéro dedispositif ANSI/

IEEE C37.2Protection de gradin de batterie de

condensateurs CBPGAPC - -



7.10.2 Application

Les batteries de condensateurs shunt (SCB) sont quelque peu différents des autreséléments d'un système d'alimentation. Les fonctionnalités spécifiques d'un SCB sontbrièvement résumées dans cette section.

Une unité de condensateurs est l'élément de base utilisé pour la construction d'un SCB.L'unité de condensateurs est constituée d'éléments condensateurs disposés enparallèle ou en série. Les éléments condensateurs se composent habituellement decellules isolées par feuilles d'aluminium, papier ou film, immergées dans un fluideisolant biodégradable et scellées dans un conteneur métallique. La résistance dedécharge interne est également intégrée dans l'unité de condensateurs afin de réduirela tension résiduelle piégée après déconnexion du SCB du système d'alimentation. Lesunités sont disponibles dans différentes tensions nominales (240V à 25kV) et tailles(2,5kVAr à environ 1000kVAr). L'unité de condensateurs peut être conçue avec uneou deux traversées.

Le SCB haute tension est habituellement construit en utilisant des unités decondensateurs individuelles connectées en série et/ou en parallèle afin d'obtenir latension requise et la valeur MVAr nominale. Les unités de condensateurs adjacentessont habituellement montées en racks. Les racks doivent être isolés les un des autrespar des isolateurs car le boîtier situé au sein de chaque rack est à un certain potentiel.Voir la figure 94 pour un exemple :



Unité condensateur (Can)

Rack


IEC09000753 V1 FR

Figure 94: Remplacement d'une unité de condensateurs défectueuse au seindu SCB

Quatre types de configuration de fusibles sont utilisées avec les unités decondensateurs pour la construction de SCB :

À fusiblesexternes

lorsque chaque élément condensateur est protégé par un fusible monté à l'extérieur

À fusiblesinternes

lorsque chaque élément condensateur est protégé par un fusible monté à l'intérieur del'unité de condensateurs

Sans fusible(type« fuseless »)

lorsque le SCB est construit à partir de connexions séries de chaque unité decondensateurs (c'est-à-dire en chaîne) et sans fusible

Sans fusible(type« unfused »)

lorsque, contrairement à la configuration « fuseless », le SCB est construit à partir deconnexions séries ou parallèles des unités de condensateurs, toujours sans fusible



Le type de fusion utilisé peut dépendre du fabricant d'unités ou de préférence de réseauet de l'expérience passée.

Les SCB étant construits à partir d'unités de condensateurs individuelles, lesconnexions globales peuvent varier. Les configurations de SCB typiquement utiliséessont les suivantes :

1. Batteries connectées en triangle (en général utilisée uniquement aux tensions dedistribution)

2. Batteries connectées en Y simple3. Batteries connectées en Y double4. Configuration en H, dans laquelle chaque phase est connectée dans un pont

En outre, le point étoile du SCB, lorsque disponible, peut être soit directement mis àla terre , mis à la terre par impédance, ou isolé de la terre. Le type de mise à la terre deSCB utilisé dépend du niveau de tension, du disjoncteur utilisé, de la préférence deréseau et de l'expérience passée. De nombreux réseaux électriques possèdent unprincipe de mise à la terre standard pour mettre à la terre des neutres de SCB supérieursà 100 kV.

La commutation de SCB peut produire des transitoires dans le système d'alimentation.Le courant d'appel survenant lors de la mise sous tension d'un SCB possèdetypiquement des composantes haute fréquence, et peut atteindre des valeurs decourant de crête, qui sont des multiples du courant nominal du SCB. L'ouverture dudisjoncteur de la batterie de condensateurs peut produire des tensions derétablissement sur les contacts du disjoncteur, ce qui peut causer des réamorçages lorsde la première interruption du courant capacitif. Dans un système d'alimentationmoderne, l'ouverture/fermeture du disjoncteur peut être effectuée d'une manière quiévite les transitoires causées par la commutation du SCB.

7.10.2.1 Protection de SCB

La protection de batteries de condensateurs shunt (SCB) par DEI requiert unecompréhension des caractéristiques de des limitations de chaque unité decondensateurs et des équipements électriques associés. Différents types de fusion,configuration et mise à la terre de SCB peuvent influencer le choix du DEI pour leschéma de protection. La disponibilité et l'emplacement des TC et TT peuvent être unautre facteur limitant la conception du schéma de protection.

Les schémas de protection de SCB sont fournis pour détecter et éliminer des défautsdans la batterie de condensateurs elle-même ou dans les câbles connectés au jeu debarres du poste. La protection de batteries peut inclure des éléments servant parexemple à déconnecter une unité de condensateurs ou des éléments condensateursdéfectueux, à lancer un arrêt de la batterie en cas de défauts pouvant entraîner unedéfaillance majeure, ou encore des alarmes indiquant un déséquilibre au sein de labatterie.

Les pertes d'alimentation ou les défaillances de la batterie de condensateurs sontsouvent causées par un contact accidentel avec des animaux. Des insectes, singes et



oiseaux peuvent utiliser le SCB comme refuge ou lieu d'atterrissage. Le contact d'unanimal avec des parties sous haute tension peut causer un claquage électrique, larupture d'une unité ou des défaillances en cascade, qui sont susceptibles d'entraînerdes dégâts importants, un incendie ou même la destruction totale de l'ensemble duSCB, si celui-ci n'est pas suffisamment protégé par des DEI.

Outre les conditions de défauts, le SCB peut être exposé à différents types deconditions de fonctionnement anormales. Conformément aux normes CEI et ANSI,les condensateurs doivent être capables de fonctionner en continu dans un système desecours ou des conditions de batterie anormales, à condition que les limites suivantesne sont pas dépassées :

1. Les unités de condensateurs doivent être capables de fonctionner en continu(harmoniques comprises, mais transitoires exclues) à jusqu'à 110 % de la tensionRMS nominale du DEI, ainsi qu'une tension tension de crête ne dépassant pas latension RMS nominale. Le condensateur doit en outre être capable de supporter135 % du courant nominal. La capacité de tension de tout élément en série d'uneunité de condensateurs doit être considérée comme sa part dans la capacité detension de l'unité de condensateurs totale.

2. Les unités de condensateurs ne doivent pas fournir moins de 100 % ni plus de110 % de la puissance réactive nominale à la tension et à la fréquence sinusoïdalesnominales, mesurée à un emplacement homogène et une température interne de25 °C.

3. Les unités de condensateurs montés en plusieurs rangées et étages doivent êtreconçues pour fonctionner en continu à une température de 40 °C (moyenne sur24h) lors du jour le plus chaud attendu sur le site, ou −40 °C lors du jour le plusfroid.

4. Les unités de condensateurs doivent supporter un fonctionnement en continuallant jusqu'à 135 % de la puissance nominale, causé par le cumul des conditionssuivantes :• Tension dépassant la tension nominale (indiquée sur la plaque signalétique)

à la fréquence fondamentale, mais inférieure à 110 % de la tension RMSnominale

• Tensions harmoniques superposées à la fréquence fondamentale• Tolérance de fabrication, pour la puissance réactive, allant jusqu'à 115 % de

la puissance réactive nominale5. Les unités de condensateurs de valeur nominale supérieure à 600 V doivent être

équipées d'un appareil de décharge interne pour réduire la tension résiduelle endessous de 50 V en 5 ou 10 minutes (selon la norme nationale).

Noter que les unités de condensateurs conçues pour des applications spéciales peuventdépasser ces valeurs.

Ainsi, en règle générale, le nombre minimum d'unités de condensateurs connectées enparallèle dans un SCB est tel que l'isolation d'une unité de condensateurs dans ungroupe ne doit pas entraîner de déséquilibre de tension suffisamment fort pour placerplus de 110 % de la tension nominale sur les condensateurs restants de ce groupe. Demême, le nombre minimum de groupes en série dans un SCB est tel qu'un



contournement entier d'un groupe ne doit pas entraîner de tension supérieure à 110 %de la tension nominale sur les condensateurs restants de ce groupe en série. La valeurde 110 % est la capacité de surtension continue maximale des unités de condensateursselon la norme IEEE Std 18-1992.

Le SCB requiert habituellement les types suivants de protection DEI :

1. Protection contre les courts-circuits du SCB et des câbles associés (disponible encas d'utilisation des fonctions PHPIOC, OC4PTOC, CVGAPC, T2WPDIF/T3WPDIF ou HZPDIF)

2. Protection contre les défauts de terre pour le SCB et les câbles connectés(disponible en cas d'utilisation de EFPIOC, EF4PTOC, CVGAPC, T2WPDIF/T3WPDIF ou HZPDIF)

3. Protection contre les déséquilibres de courant ou de tension (peut être fournie enutilisant les fonctions EF4PTOC, OC4PTOC, CVGAPC ou VDCPTOV)

4. Protection à maximum de courant pour SCB5. Protection à minimum de courant pour SCB6. Protection inhibition de la reconnexion7. Détection des conditions de réamorçage

La fonction CBPGAPC peut être utilisée pour fournir les quatre derniers types deprotection listées ci-dessus.


Cet exemple de réglages sera pour l'application illustrée à la figure 95 :

Bloc fonctionnelprétraitement

Fonction protectionbatterie condensateurs

400kV

CBPGAPCSMAI

200MVAr400kV

500/1

DEI


IEC09000754 V1 FR

Figure 95: Schéma unifilaire pour l'exemple d'application



À partir de la figure 95, il est possible de calculer le courant nominal suivant du SCBà la fréquence fondamentale :

1000 200[ ] 2893 400[ ]r

MVArI AkV

×= =

×IEC09000755 V1 FR (Équation 65)

ou sur le côté TC secondaire :

_ ec

289 0.578500 1r S

AI A= =

IEC09000756 V1 FR (Équation 66)

Noter que le courant nominale du SCB sur le côté TC secondaire est important pourl'injection secondaire de la fonction.

Les paramètres pour la fonction de protection de batteries de condensateursCBPGAPC se règlent via l'IHM locale ou le PCM600. Les réglages suivants sonteffectués pour cette fonction :

Réglages généraux :

Fonctionnement =On ; pour activer la fonction

IBase =289A ; courant nominal du SCB à la fréquence fondamentale, en ampèresprimaires. Cette valeur est utilisée comme valeur de base pour les réglages dedémarrage de toutes les autres sous-fonctions intégrées dans cette fonction.

Sous-fonction d'inhibition de reconnexion :

OperationRecIn =On ; pour activer cette sous-fonction

IRecnInhibit< =10 % (de IBase) ; seuil de courant en dessous duquel la fonctiondétectera que le SCB est déconnecté du système d'alimentation

tReconnInhibit =300s ; temps sous lequel le SCB décharge la tension résiduellerestante à moins de 5 %.

Sous-fonction à maximum de courant :

OperationOC =On ; pour activer cette sous-fonction

IOC> =135 % (de IBase) ; seuil de courant pour le déclenchement du maximum decourant. La valeur sélectionnée correspond au déclenchement recommandé par lesnormes internationales.

tOC =30s ; délai pour le déclenchement du maximum de tension

Sous-fonction à minimum de courant :

OperationUC =On ; pour activer cette sous-fonction



IUC< =70 % (de IBase) ; seuil de courant pour le déclenchement du minimum decourant

tUC =5s ; délai pour le déclenchement du minimum de courant

La sous-fonction à minimum de courant est bloquée par lefonctionnement de la sous-fonction d'inhibition de reconnexion.

Sous-fonction de surcharge de puissance réactive :

OperationQOL =On ; pour activer cette sous-fonction

QOL> =130 % (de la valeur MVAr nominale due SCB) ; seuil de puissance réactiverequis pour le déclenchement. La valeur sélectionnée correspond au déclenchementrecommandé par les normes internationales.

tQOL =60s ; délai pour le déclenchement de la surcharge de puissance réactive

Sous-fonction de surcharge de tension harmonique :

OperationHOL =On ; pour activer cette sous-fonction

Réglages pour le seuil de la temporisation à temps défini

HOLDTU> =200 % (de la tension nominale du SCB) ; seuil de tension requis pour ledéclenchement

tHOLDT =10s ; temporisation à temps défini pour le déclenchement de la surcharged'harmonique

Réglages pour le seuil du délai d'IDMT

HOLIDMTU> =110 % (de la tension nominale du SCB) ; seuil de tension requis pourle déclenchement de l'étape IDMT. La valeur sélectionnée correspond audéclenchement recommandé par les normes internationales.

kHOLIDMT =1,0 ; facteur multiplicatif de temps pour l'étape IDMT. La valeursélectionnée donne le temps de fonctionnement conformément aux normesinternationales.

tMaxHOLIDMT =2000s ; temporisation maximum pour l'étape IDMT pour un seuiltrès bas de surcharge d'harmonique

tMinHOLIDMT =0,1s ; temporisation minimum pour l'étape IDMT. La valeursélectionnée donne le temps de fonctionnement conformément aux normesinternationales.



7.10.3.1 Détection de réamorçage

L'ouverture de SCB peut s'avérer assez problématique avec certains types dedisjoncteurs. Ces problèmes se manifestent typiquement par des réamorçages dudisjoncteur.

En termes simples, cela signifie que le disjoncteur ne coupe pas le courant au premierpassage par zéro après la séparation des contacts du disjoncteur. Le courant est en effetréenclenché et n'est coupé qu'après des passages à zéro consécutifs. Cette état semanifeste par des impulsions de courant élevé au moment du réenclenchement ducourant.

Pour détecter cet état du disjoncteur, la sous-fonction intégrée à maximum de courantpeut être utilisée. Tout démarrage de la sous-fonction à maximum de courant lorsd'une ouverture normale du disjoncteur signifie qu'il y a un réamorçage. Une logiquesimple peut donc être créée dans l'outil de configuration de l'application pour détecterun tel comportement du disjoncteur. Cet état du disjoncteur peut faire l'objet d'unealarme et, si nécessaire, le perturbographe intégré peut aussi être lancé.

Pour créer cette logique, un signal binaire annonçant l'ouverture du disjoncteur (pasune commande de déclenchement) doit être mis à la disposition du DEI.



Section 8 Protection de tension

8.1 Protection à minimum de tension à deux seuilsUV2PTUV




Protection à minimum de tension à deuxseuils

UV2PTUV

3U<

SYMBOL-R-2U-GREATER-THANV2 FR

27


Il faut prendre en compte toutes les conditions de tension dans le système oùUV2PTUV réalise ses fonctions. Cela s'applique également aux équipementsassociés, leur tension et leur caractéristique de temps.

Le champ d'application des fonctions générales de minimum de tension est très vaste.Tous les réglages relatifs à la tension s'effectuent en pourcentage des réglages detension de base UBase et courant de base IBase, qui est normalement défini au niveaude tension nominal primaire (phase-phase) du système électrique ou de l'équipementhaute tension considéré.

Le paramétrage de UV2PTUV n'est normalement pas critique, puisqu'un tempssuffisamment long doit être accordé à la protection principale pour éliminer les courts-circuits et les défauts de terre.

Certaines applications et directives de réglages associées pour le niveau de tensionsont décrites dans les sections suivantes.

8.1.2.1 Équipements de protection, pour par exemple moteurs et alternateurs

Le réglage doit être inférieur à la plus basse tension « normale » survenant et supérieurà la plus basse tension admissible pour l'équipement.

1MRK 505 302-UFR - Section 8Protection de tension


8.1.2.2 Détection d'équipement déconnecté

Le réglage doit être inférieur à la plus basse tension « normale » survenant et supérieurà la plus haute tension survenant, causée par un couplage inductif ou capacitif, lorsquel'équipement est déconnecté.

8.1.2.3 Qualité de l'alimentation électrique

Le réglage doit être inférieur à la plus basse tension « normale » survenant et supérieurà la plus basse tension admissible, en raison de réglementations, bonnes pratiques ouautres accords.

8.1.2.4 Atténuation de l'instabilité de la tension

Ce réglage dépend fortement des caractéristiques du système électrique : c'estpourquoi des études complètes doivent être faites pour déterminer les niveauxadaptés.

8.1.2.5 Protection de secours contre les défauts du système électrique

Le réglage doit être inférieur à la plus basse tension « normale » survenant et supérieurà la plus haute tension survenant pendant les conditions de défaut considérées.

8.1.2.6 Réglages de la protection à minimum de tension à deux seuils

Les réglages suivants peuvent être effectués pour la protection à minimum de tensionà deux seuils UV2PTUV :

ConnType : Définit si la mesure doit être une valeur fondamentale phase-terre, unevaleur fondamentale phase-phase, une valeur efficace phase-terre, ou une valeurefficace phase-phase.

Fonctionnement : Off ou On.

UBase (donné en GlobalBaseSel) : Tension de base phase-phase en kV primaires.Cette tension sert de référence pour les réglages de tension. UV2PTUV mesuresélectivement les tensions phase-terre ou la tension phase-phase, en fonction duréglage ConnType. La fonction entrera en fonctionnement si la tension tombe endessous du pourcentage assigné de UBase. Si ConnType est défini sur PhN DFT ouPhN RMS, alors le DEI divise automatiquement par √3 la valeur assignée pour UBase.UBase est utilisé lorsque ConnType est défini sur PhPh DFT ou PhPh RMS. Parconséquent, toujours régler UBase comme tension nominale primaire phase-phase del'objet protégé. Cela se traduit par un fonctionnement pour une tension phase-terreinférieure à :

(%) ( )3

U UBase kV< ×


Section 8 1MRK 505 302-UFR -Protection de tension


et un fonctionnement pour une tension phase-phase inférieure à :

U (%) UBase(kV)< ×EQUATION1990 V1 FR (Équation 68)

Les paramètres de réglage décrits ci-dessous sont identiques pour les deux seuils (n =1 ou 2). Par conséquent, ils ne sont décrits qu'une seule fois.

Characteristicn : Ce paramètre définit le type de temporisation qui sera utilisé. Leréglage peut être Temps défini, Courbe inverse A, Courbe inverse B, ou Courbe inv.prog.. Le choix dépend de l'application de protection.

OpModen : Ce paramètre définit combien des trois tensions mesurées doiventdescendre en dessous du niveau assigné pour entraîner un fonctionnement pour leseuil n. Le réglage peut être 1 sur 3, 2 sur 3 ou 3 sur 3. Dans la plupart des applications,il est suffisant qu'une seule tension de phase soit basse pour entraîner unfonctionnement. Si UV2PTUV doit être insensible aux défauts monophasés-terre, onpeut choisir 2 sur 3. Dans les réseaux de transport et de répartition, la fonction àminimum de tension est essentiellement une fonction de surveillance du système et leréglage 3 sur 3 est sélectionné.

Un< : Valeur de fonctionnement à minimum de tension définie pour le seuil n, en %du paramètre UBase. Le réglage dépend fortement de l'application de protection. Il estessentiel de prendre en compte la tension minimum survenant lors de situations sansdéfaut. Cette tension est normalement supérieure à 90 % de la tension nominale.

tn : temporisation du seuil n, en secondes. Ce réglage dépend de l'application deprotection. Dans beaucoup d'applications, la fonction de protection ne doit pasdirectement déclencher en cas de court-circuit ou de défauts de terre dans le système.La temporisation doit être coordonnée avec les protections de courts-circuit.

tResetn : Temps de réinitialisation pour le seuil n en secondes, si la temporisation àtemps défini est utilisée. La valeur par défaut est de 25 ms.

tnMin : Temps de fonctionnement minimum pour la caractéristique de temps inversedu seuil n, en secondes. Pour les très faibles tensions, une fonction à minimum detension utilisant une caractéristique à temps inverse peut avoir avoir un temps defonctionnement très court. Cela peut causer un déclenchement non sélectif. En réglantt1Min à une valeur supérieure au temps de fonctionnement d'autres protections, cedéclenchement non sélectif peut être évité.

ResetTypeCrvn : Ce paramètre pour la caractéristique à temps inverse peut être réglésur Instantané, Temporisateur bloqué, ou Baisse linéaire. Le réglage par défaut estInstantané.

tIResetn : Temps de réinitialisation pour le seuil n en secondes, si la temporisation àtemps inverse est utilisée. La valeur par défaut est de 25 ms.



kn : Multiplicateur de temps pour la caractéristique de temps inverse. Ce paramètre estutilisé pour la coordination entre différentes protections à minimum de tensiontemporisée à temps inverse.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn : Paramètres à définir pour créer lacaractéristique à temps inverse programmable pour le minimum de tension. Unedescription est disponible dans le manuel de référence technique.

CrvSatn : Quand le dénominateur de l'expression de la courbe programmable est égalà zéro, la temporisation est infinie. Il existe une discontinuité indésirable. Parconséquent, un paramètre d'optimisation CrvSatn est défini pour compenser cephénomène. Dans l'intervalle de tension Un< à Un< x (1,0 - CrvSatn/100), la tensionutilisée sera : Un< x (1,0 - CrvSatn/100). Si la courbe programmable est utilisée, ceparamètre doit être calculé de sorte que :

0100

CrvSatnB C× - >


IntBlkSeln : Ce paramètre peut être réglé sur Off, Blocage du déclenchement, ouBloquer tout. En cas de basse tension, la fonction à minimum de tension peut êtrebloquée. Cette fonction peut servir à empêcher le fonctionnement lorsque l'objetprotégé est éteint. Si le paramètre est réglé sur Blocage du déclenchement ou Bloquertout, tout déclenchement intempestif est empêché.

IntBlkStValn : Niveau de tension en dessous duquel le blocage est activé, en % deUBase. Ce réglage doit être inférieur au réglage Un<. Comme l'extinction de l'objetprotégé doit être détectée, le réglage peut avoir une valeur très basse, c'est-à-direenviron 10 %.

tBlkUVn : Temporisation de blocage pour le seuil n de la protection à minimum detension lorsque le niveau de tension est inférieur à IntBlkStValn, en secondes. Il estimportant que cette temporisation soit inférieure à la temporisation de fonctionnementdu seuil de protection à minimum de tension.

8.2 Protection à maximum de tension à deux seuilsOV2PTOV






Protection à maximum de tension àdeux seuils

OV2PTOV

3U>

SYMBOL-C-2U-SMALLER-THANV2 FR

59

8.2.2 Application

La protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV est applicable danstoutes les situations qui nécessitent une détection fiable des hautes tensions.OV2PTOV est utilisée pour la surveillance et la détection de conditions anormales et,conjointement avec d'autres fonctions de protection, elle augmente la sécurité d'unsystème de protection complet.

Les conditions de maximum de tension élevé sont causées par des situationsanormales dans le système électrique. OV2PTOV s'applique sur des éléments dusystème électrique, comme des alternateurs, transformateurs, moteurs ou lignesélectriques, afin d'y détecter des conditions de haute tension. OV2PTOV est utiliséeconjointement avec des signaux de courant faibles, afin d'identifier une ligne detransport ouverte à l'extrémité distante. En outre, OV2PTOV est également utiliséepour lancer des mesures de correction de tension, par exemple en insérant desréactances shunt, pour compenser une charge faible et donc réduire la tension. Lafonction est dotée d'une précision élevée de mesure et d'un réglage d'hystérèse pourpermettre aux applications de contrôler la charge réactive.

OV2PTOV est utilisée pour déconnecter des appareils, comme des moteursélectriques, susceptibles d'être endommagés s'ils subissaient des conditions de hautestensions lors du fonctionnement. Elle concerne les conditions de haute tension à lafréquence du système électrique, qui peuvent être causées par :

1. différents types de défauts, lorsqu'une haute tension excessive survient dans unsystème électrique donné, par exemple une connexion métallique vers un niveaude tension plus élevé (conducteur rompu tombé sur une ligne aérienne croisée, arcélectrique de transformateur depuis l'enroulement haute tension versl'enroulement basse tension, etc.) ;

2. le dysfonctionnement d'un régulateur de tension ou des paramètres erronés encontrôle manuel (diminution de tension symétrique) ;

3. une charge faible par rapport à la production de puissance réactive (diminution detension symétrique) ;

4. des défauts de terre dans des systèmes mis à la terre par haute impédance, outrela haute tension dans le neutre, les hautes tensions dans les deux phases sansdéfaut (augmentation de tension asymétrique).



OV2PTOV empêche les équipements sensibles de fonctionner dans des conditionssusceptibles d'entraîner leur surchauffe ou une contrainte sur le matériau isolant, etdonc de réduire leur durée de vie. Dans de nombreux cas, il s'agit d'une fonction utilepour les circuits de processus d'automatisation locale ou distante du systèmeélectrique.


Les paramètres de la protection à maximum de tension à deux seuils (OV2PTOV) serèglent via l'IHM locale ou le PCM600.

Il faut prendre en compte toutes les conditions de tension dans le système oùOV2PTOV réalise ses fonctions. Cela s'applique également aux équipementsassociés, leur tension et leur caractéristique de temps.

Le champ d'application des fonctions générales de maximum de tension est très vaste.Tous les réglages relatifs à la tension s'effectuent en pourcentage d'une tension de baseprimaire réglable, qui est normalement définie au niveau de tension nominal (phase-phase) du système électrique ou de l'équipement haute tension considéré.

La temporisation pour OV2PTOV est parfois cruciale selon l'ampleur du maximum detension : un système électrique ou un équipement haute tension peut supporter despetits maximums de tension pendant un certain temps, mais, en cas de fort maximumde tension, les équipements associés doivent être déconnectés très rapidement.

Certaines applications et directives de réglages associées pour le niveau de tensionsont données ci-dessous.

L'hystérèse, pour les fonctions à maximum de tension, est très importante pourempêcher qu'un seuil de transitoire excessif ne soit « bloqué » en raison d'une fortehystérèse. Les valeurs typiques doivent être ≤ 0,5 %.

8.2.3.1 Équipements de protection, pour par exemple moteurs, alternateurs ettransformateurs

La haute tension entraîne une surexcitation du noyau et endommage l'isolation del'enroulement. Le réglage doit être nettement supérieur à la plus haute tension« normale » survenant et nettement inférieur à la plus haute tension admissible pourl'équipement.

8.2.3.2 Protection de l'équipement, condensateurs

Une tension élevée détériorera le matériau diélectrique et l'isolation. Le réglage doitêtre bien audessus de la tension « normale » la plus élevée apparaissant et bien endessous de la tension acceptable la plus élevée pour le condensateur.




Le réglage doit être bien au-dessus de la tension « normale » la plus élevéeapparaissant et au-dessous de la tension acceptable la plus élevée du fait de larégulation, d'une bonne pratique ou d'autres conventions.

8.2.3.4 Systèmes mis à la terre par haute impédance

Dans les systèmes mis à la terre par haute impédance, les défauts de tere entraîne uneaugmentation de tension dans les phases sans défaut. La protection à maximum detension à deux seuils (OV2PTOV) est utilisée pour détecter de tels défauts. Le réglagedoit être supérieur à la plus haute tension « normale » survenant et inférieur à la plusbasse tension survenant lors des défauts. Un défaut monophasé-terre métalliqueentraîne une augmentation de tension dans les phases sans défaut, d'un facteur de √3.

8.2.3.5 Les réglages suivants peuvent être effectués pour la protection àmaximum de tension à deux seuils.

ConnType : Définit si la mesure doit être une valeur fondamentale phase-terre, unevaleur fondamentale phase-phase, une valeur efficace phase-terre, ou une valeurefficace phase-phase.

Operation (Fonctionnement) : Off/On.

UBase (donné en GlobalBaseSel) : Tension de base phase-phase en kV primaires.Cette tension sert de référence pour les réglages de tension. OV2PTOV mesuresélectivement les tensions phase-terre ou la tension phase-phase, en fonction duréglage ConnType. La fonction entrera en fonctionnement si la tension tombe endessous du pourcentage assigné de UBase. Si ConnType est défini sur PhN DFT ouPhN RMS, alors le DEI divise automatiquement par √3 la valeur assignée pourUBase. Si ConnType est défini sur PhPh DFT ou PhPh RMS, alors la valeur assignéepour UBase est utilisée. Par conséquent, toujours régler UBase comme tensionnominale primaire phase-phase de l'objet protégé. Si la mesure phase-neutre (PhN) estchoisie comme réglage, le fonctionnement de à maximum de tension phase-terre estautomatiquement divisé par √3. Cela se traduit par un fonctionnement pour unetension phase-terre supérieure à :

(%) ( ) / 3U UBase kV> ×

et un fonctionnement pour une tension phase-phase supérieure à :

U (%) UBase(kV)> ×EQUATION1993 V1 FR (Équation 71)

Les paramètres de réglage décrits ci-dessous sont identiques pour les deux seuils (n =1 ou 2). Par conséquent ils ne sont décrits qu'une seule fois.



Characteristicn : Ce paramètre définit le type de temporisation qui sera utilisé. Leréglage peut être Temps défini, Courbe inverse A, Courbe inverse B, Courbe inverse Cou Courbe inv. prog.. Le choix dépend fortement de l'application de protection.

OpModen : Ce paramètre définit combien des trois tensions mesurées doiventdépasser le niveau assigné pour entraîner un fonctionnement. Le réglage peut être 1sur 3, 2 sur 3, ou 3 sur 3. Dans la plupart des applications, il est suffisant qu'une seuletension de phase soit élevée pour entraîner un fonctionnement. Si la fonction doit êtreinsensible aux défauts monophasés-terre, le réglage 1 sur 3 peut être choisi, car lors dedéfauts monophasés-terre la tension va normalement augmenter dans les phases sansdéfaut. Dans les réseaux de transport et de répartition, la fonction à minimum detension est essentiellement une fonction de surveillance du système et le réglage 3 sur3 est sélectionné.

Un> : Valeur de fonctionnement à maximum de tension définie pour le seuil n, en %de UBase. Le réglage dépend fortement de l'application de protection. Il est iciessentiel de prendre en compte la tension maximum survenant lors de situations sansdéfaut. Cette tension est normalement inférieure à 110 % de la tension nominale.

tn : temporisation du seuil n, en secondes. Le réglage dépend fortement del'application de protection. Dans beaucoup d'applications, la fonction de protectionsert à empêcher l'endommagement de l'objet protégé. La vitesse peut être importante,par exemple dans le cas de la protection d'un transformateur susceptible d'êtresurexcité. La temporisation doit être coordonnée avec les autres actions automatiséesdu système.


tnMin : Temps de fonctionnement minimum pour la caractéristique de temps inversede l'étape n, en secondes. Pour les très hautes tensions, une fonction à maximum detension utilisant une caractéristique de temps inverse peut avoir un temps defonctionnement très court. Cela peut causer un déclenchement non sélectif. En réglantt1Min à une valeur supérieure au temps de fonctionnement d'autres protections, cedéclenchement non sélectif peut être évité.

ResetTypeCrvn : Ce paramètre pour la caractéristique de temps inverse peut être définisur : Instantané, Temporisateur bloqué, Baisse linéaire. Le réglage par défaut estInstantané.



ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn : Paramètres à définir pour créer lacaractéristique à temps inverse programmable pour le minimum de tension. Unedescription est disponible dans le manuel de référence technique.



CrvSatn : Quand le dénominateur de l'expression de la courbe programmable est égalà zéro, la temporisation est infinie. Il existe une discontinuité indésirable. Parconséquent, un paramètre d'optimisation CrvSatn est défini pour compenser cephénomène. Dans l'intervalle de tension Un> à Un> x (1,0 + CrvSatn/100), la tensionutilisée sera : Un> x (1,0 + CrvSatn/100). Si la courbe programmable est utilisée, ceparamètre doit être calculé de sorte que :

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn : Hystérèse absolue en % de UBase. Le réglage de ce paramètre dépendfortement de l'application. Si la fonction est utilisée comme contrôle pour lacommutation des dispositifs de compensation réactive, l'hystérèse doit être réglée àune valeur inférieure à la variation de tension après commutation du dispositif decompensation.

8.3 Protection à maximum de tension résiduelle à deuxseuils ROV2PTOV




Protection à maximum de tensionrésiduelle à deux seuils

ROV2PTOV

3U0TRV V1 FR

59N

8.3.2 Application

La protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV estprincipalement utilisée dans les réseaux de distribution mis à la terre par hauteimpédance, particulièrement en secours de la protection de terre principale des départset du transformateur. Pour augmenter la sécurité pour les différentes fonctionsrelatives aux défauts de terre, le signal de maximum de tension résiduel peut êtreutilisé comme signal de libération. La tension résiduelle peut être mesurée soit auneutre du transformateur soit depuis le couplage en triangle ouvert d'untransformateur de tension. La tension résiduelle peut également être calculée eninterne, à partir des mesures des tensions triphasées.

Dans les systèmes mis à la terre par haute impédance, la tension résiduelle augmenteraen cas de survenue de toute défaut connecté à la terre. En fonction du type du défautet de sa résistance, la tension résiduelle atteindra différentes valeurs. La tension



résiduelle la plus élevée, égale à trois fois la tension phase-terre, est atteinte pour undéfaut de terre monophasé. La tension résiduelle augmente approximativement aumême niveau que l'ensemble du système et n'offre aucune indication permettantd'identifier le composant défectueux. Par conséquent, ROV2PTOV est souventutilisée comme protection de secours ou comme signal de libération pour la protectionde terre des départs.


Il faut prendre en compte toutes les conditions de tension dans le système oùROV2PTOV réalise ses fonctions. Cela s'applique également aux équipementsassociés, leur tension et leur caractéristique de temps.

Le champ d'application des fonctions générales de maximum de tension d'entréesimple ou résiduelle est très vaste. Tous les réglages relatifs à la tension s'effectuenten pourcentage d'une tension de base réglable, qui peut être réglée au niveau detension nominal primaire (phase-phase) du système électrique ou de l'équipementhaute tension considéré.

La temporisation pour ROV2PTOV est rarement critique, car la tension résiduelle estrelative aux défauts de terre dans un système mis à la terre par haute impédance, et untemps suffisamment long doit normalement être accordé pour que la protectionprimaire élimine le défaut. Dans certaines situations plus spécifiques, où la protectionà maximum de tension simple est utilisée pour protéger un équipement spécifiquedonné, la temporisation est plus courte.

Certaines applications et directives de réglages associées pour le niveau de tensionrésiduelle sont données ci-dessous.

8.3.3.1 Équipements de protection, pour par exemple moteurs, alternateurs ettransformateurs

Une haute tension résiduelle indique un défaut de terre dans le système, possiblementdans l'équipement sur lequel est connecté la protection à maximum de tensionrésiduelle à deux seuils (ROV2PTOV). Pour des raisons de sélectivité vis-à-vis de laprotection primaire pour le dispositif en défaut, ROV2PTOV doit déclencherl'équipement avec une certaine temporisation. Le réglage doit être supérieur à la plushaute tension résiduelle « normale » survenant et inférieur à la plus haute tensionrésiduelle admissible pour l'équipement.

8.3.3.2 Équipement de protection, condensateurs

La haute tension endommage le matériau diélectrique et l'isolation. La protection àmaximum de tension résiduelle à deux seuils (ROV2PTOV) doit être connectée à unneutre ou enroulement en triangle ouvert. Le réglage doit être supérieur à la plus hautetension résiduelle « normale » survenant et inférieur à la plus haute tension résiduelleadmissible pour le condensateur.




Le réglage doit être supérieur à la plus haute tension résiduelle « normale » survenantet inférieur à la plus haute tension résiduelle admissible, en raison de réglementations,bonnes pratiques ou autres accords.

8.3.3.4 Systèmes mis à la terre par haute impédance

Dans les systèmes mis à la terre par haute impédance, les défauts de terre entraîne unetension de neutre dans le neutre du transformateur d'alimentation. La protection àmaximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV est utilisée pour déclencherle transformateur, en tant que protection de secours pour la protection de terre dudépart et celle du primaire de transformateur. Le réglage doit être supérieur à la plushaute tension résiduelle « normale » survenant et inférieur à la plus basse tensionrésiduelle survenant lors des défauts considérés. Un défaut de terre monophasémétallique fait que le neutre de transformateur atteint une tension égale à la tensionphase-terre nominale.

Les transformateurs de tension mesurant les tensions phase-terre mesurent unetension nulle dans la phase défectueuse. Les deux phases saines mesureront unetension phase-phase pleine, la phase défectueuse étant connectée à la terre. Lemaximum de tension résiduelle sera égal à trois fois la tension phase-terre. Voir lafigure 96.



IEC07000190 V1 FR

Figure 96: Défaut de terre dans un réseau non effectivement mis à la terre

8.3.3.5 Système directement mis à la terre

Dans les réseaux directement mis à la terre, un défaut de terre sur une phase indiqueune baisse soudaine de tension dans cette phase. Les deux phases saines auront destensions phase-terre normales. La somme résiduelle aura la même valeur que latension phase-terre restante. Voir figure 97.



IEC07000189 V1 FR

Figure 97: Défaut de terre dans un réseau directement mis à la terre

8.3.3.6 Réglages de la protection à maximum de tension résiduelle à deuxseuils

Fonctionnement : Off ou On

UBase (donné en GlobalBaseSel) est utilisée comme référence pour la tension. Latension peut être fournie au DEI de différentes façons :

1. Le DEI est alimenté depuis un groupe de transformateurs de tension normal danslequel la tension résiduelle est calculée en interne à partir des tensions phase-terreau sein de la protection. Le réglage de l'entrée analogique est donné commeUBase=Uph-ph.

2. Le DEI est alimenté depuis un groupe de transformateurs de tension normalcouplé en triangle ouvert. Dans un couplage en triangle ouvert, la protection estfournie par la tension 3U0 (entrée simple). Le chapitre Réglages de ce manueld'application explique comment l'entrée analogique doit être réglée.

3. Le DEI est alimenté depuis un transformateur de tension connecté au point neutred'un transformateur de puissance dans le système électrique. Dans cetteconnexion, la protection est fournie par la tension 3V0 (entrée simple). Lechapitre Réglages de ce manuel d'application explique comment l'entréeanalogique doit être réglée. ROV2PTOV mesurera la tension résiduellecorrespondant à la tension phase-terre pour un système mis à la terre par hauteimpédance. La mesure sera basée sur le déplacement de tension de neutre.



Les paramètres de réglage décrits ci-dessous sont identiques pour les deux seuils (n =seuil 1 ou 2). Par conséquent ils ne sont décrits qu'une seule fois.

Characteristicn : Caractéristique temps inverse sélectionnée pour le seuil n. Ceparamètre indique le type de temporisation à utiliser. Le réglage peut être Temps définiou Courbe inverse A ou Courbe inverse B ou Courbe inverse C ou Courbe inv. prog..Le choix dépend fortement de l'application de protection.

Un> : Valeur de fonctionnement à maximum de tension définie pour le seuil n, en %de la tension résiduelle correspondant à UBase.

( ) ( )% 3U UBase kV> ×IECEQUATION2290 V1 FR (Équation 73)

Le réglage dépend de la sensibilité requise pour la protection et la mise à la terre dusystème. Dans les systèmes non effectivement mis à la terre, la tension résiduelle peutaller jusqu'à la tension phase-terre nominale, qui devrait correspondre à 100 %.

Dans les systèmes effectivement mis à la terre, cette valeur dépend du rapport Z0/Z1.Le réglage requis pour détecter des défauts de terre à haute résistivité doit être basé surdes calculs de réseaux.

tn : temporisation pour le seuil n, en secondes. Le réglage dépend fortement del'application de protection. Dans beaucoup d'applications, la fonction de protectionsert à empêcher l'endommagement de l'objet protégé. La vitesse peut être importante,par exemple dans le cas de la protection d'un transformateur susceptible d'êtresurexcité. La temporisation doit être coordonnée avec les autres actions automatiséesdu système.


tnMin : Temps de fonctionnement minimum pour la caractéristique de temps inversedu seuil n, en secondes. Pour les très hautes tensions, une fonction à maximum detension utilisant une caractéristique de temps inverse peut avoir un temps defonctionnement très court. Cela peut causer un déclenchement non sélectif. En réglantt1Min à une valeur supérieure au temps de fonctionnement d'autres protections, cedéclenchement non sélectif peut être évité.

ResetTypeCrvn : Type de courbe de réinitialisation pour le seuil n. Ce paramètre peutêtre réglé sur : Instantané, Temporisateur bloqué, Baisse linéaire. Le réglage pardéfaut est Instantané.





ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn : Paramètres pour le seuil n, servant à créer lacaractéristique à temps inverse programmable pour le minimum de tension. Unedescription est disponible dans le manuel de référence technique.

CrvSatn : Paramètre d'optimisation assigné pour le seuil n. Quand le dénominateur del'expression de la courbe programmable est égal à zéro, la temporisation est infinie. Ilexiste une discontinuité indésirable. Par conséquent, un paramètre d'optimisationCrvSatn est défini pour compenser ce phénomène. Dans l'intervalle de tension U> àU> x (1,0 + CrvSatn/100), la tension utilisée sera : U> x (1,0 + CrvSatn/100). Si lacourbe programmable est utilisée, ce paramètre doit être calculé de sorte que :

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn : Hystérèse absolue pour le seuil n, en % de UBase. Le réglage de ceparamètre dépend fortement de l'application.

8.4 Protection différentielle de tension VDCPTOV




Protection différentielle de tension VDCPTOV - 60

8.4.2 Application

La protection différentielle de tension VDCPTOV peut être utilisée dans différentesapplications.

• Protection contre les déséquilibres de tension pour les batteries de condensateurs.La tension sur le jeu de barres est surveillée avec la tension dans la batterie decondensateurs, phase par phase. Une différence indique un défaut, dû à unélément court-circuité ou ouvert dans la batterie de condensateurs. Elle estprincipalement utilisée sur des éléments avec fusibles externes, mais peut aussiêtre utilisée sur des éléments avec fusibles internes à la place d'une protectioncontre les déséquilibres de courant mesurant le courant entre les neutres des deuxmoitiés de la batterie de condensateurs. La fonction nécessite des transformateursde tension dans toutes les phases de la batterie de condensateurs. La figure 98montre quelques variantes de connexions pour cette fonction.



Ud>L1

Ph L2Ph L3

U1

U2

Ud>L1

Ph L2Ph L3

U1 U2

Ph L3 Ph L2

Y simple à la terre

Y double


IEC06000390 V3 FR

Figure 98: Connexion de la protection différentielle de tension VDCPTOV pourdétecter un déséquilibre dans les batteries de condensateurs (uneseule phase est illustrée)

La fonction VDCPTOV dispose d'une entrée de blocage (BLOCK) sur laquelle unefonction de surveillance fusion fusible (ou déclenchement de disjoncteur miniature)peut être connectée afin d'empêcher des problèmes en cas d'ouverture d'un des deuxfusibles, mais pas de l'autre, dans l'ensemble transformateurs de tension de la batteriede condensateurs (la tension de condensateurs est connectée à l'entrée U2). Ellepermet également de s'assurer qu'une alarme de fusion fusible est émise au lieu d'unealarme et/ou déclenchement de minimum de tension ou de tension différentielle.


Les paramètres de la fonction de protection différentielle de tension sont définis vial'IHM locale ou le PCM600.

Les réglages suivants sont effectués pour la fonction :





BlkDiffAtULow : Ce réglage sert à bloquer la fonction lorsque les tensions dans lesphases sont basses.

RFLx : Ce réglage définit le facteur de compensation du rapport de tension, destiné àcompenser les éventuelles différences entre les tensions. Ces différences peuvent êtredues à différents rapports de transformateurs de tension ou différents seuils de tension(la mesure de tension à l'intérieur de la batterie de condensateurs peut avoir un seuilde tension différent mais la différence peut également par exemple être utilisée parchute de tension dans les circuits secondaires). Ce réglage est habituellement effectuésur site en évaluant la tension différentielle obtenue comme valeur de service pourchaque phase. Le facteur est définit comme U2 x RFLx et il doit être égal à la tensionU1. Chaque phase a son propre facteur de compensation de rapport.

UDTrip : Ce paramètre définit le seuil de tension différentielle requis pour ledéclenchement. Pour une application sur batteries de condensateurs, ce réglagedépendra de la tension de batteries de condensateurs et du nombre d'éléments parphase en série et en parallèle. Les batteries de condensateurs doivent être déclenchéesavant qu'une tension excessive ne surviennent sur les éléments de condensateurssains. Les valeurs de réglage requises sont habituellement données par le fournisseurde batteries de condensateurs. Pour d'autres applications, il faut décider au cas par cas.Pour la surveillance du fusible, on n'utilise habituellement que le seuil d'alarme.

tTrip : Ce paramètre définit la temporisation de déclenchement. Une temporisationtrès faible n'est normalement pas requise dans les applications à batteries decondensateurs, car il n'y a pas de défaut qui nécessite un déclenchement urgent.

tReset : Ce paramètre définit la temporisation de réinitialisation de l'élément de seuilde déclenchement. Habituellement, il peut être réglé sur une valeur faible car lesdéfauts sont permanents lorsqu'ils surviennent.

Pour les utilisateurs avancés, les paramètres suivants sont également disponibles. Lesvaleurs par défaut sont ici considérées comme acceptables.

U1Low : Ce paramètre définit le seuil de minimum de tension pour la première entréede tension. Le réglage par défaut proposé est de 70 %.

U2Low : Ce paramètre définit le seuil de minimum de tension pour la deuxième entréede tension. Le réglage par défaut proposé est de 70 %.

tBlock : Ce paramètre définit la temporisation de blocage de la fonction en cas dedétection de minimums de tension.

UDAlarm : Ce paramètre définit le seuil de tension différentielle requis pour l'alarme.Pour une application sur batteries de condensateurs, ce réglage dépendra de la tensionde batteries de condensateurs et du nombre d'éléments par phase en série et enparallèle. Les valeurs requises sont habituellement données par le fournisseur debatteries de condensateurs.



Habituellement, pour la surveillance de fusible, seul ce seuil d'alarme est utilisé, et unniveau de tension adapté est compris entre 3 et 5 % si le facteur de correction derapport a été correctement évalué pendant la mise en service.

Pour d'autres applications, il faut décider au cas par cas.

tAlarm : Ce paramètre définit la temporisation d'alarme. Habituellement, un réglagede quelques secondes peut être utilisé avec l'alarme des batteries de condensateurs.Pour la surveillance fusion fusible (SDDRFUF), la temporisation d'alarme peut êtreréglée à zéro.

8.5 Vérification de perte de tension LOVPTUV




Vérification de perte de tension LOVPTUV - 27

8.5.2 Application

Le déclenchement du disjoncteur lors d'une perte prolongée de tension sur les troisphases est normalement utilisé dans les systèmes à restauration automatique pourfaciliter la restauration du système après une panne générale. La fonction devérification de perte de tension (LOVPTUV) génère un signal de déclenchementTRIP uniquement si la tension dans les trois phases est faible pendant une duréesupérieure au temps défini. Si le déclenchement du disjoncteur n'est pas requis, lafonction LOVPTUV est utilisée pour signalement uniquement, via un contact desortie ou via la fonction d'enregistrement d'événements.


La vérification de perte de tension (LOVPTUV) est en principe indépendante desfonctions de protection. Elle doit être réglée pour ouvrir le disjoncteur afin depermettre une restauration simple du système à la suite d'une perte de tensionprincipale d'une grande partie du réseau, uniquement lorsque la tension est perdueavec des disjoncteurs encore fermés.

Tous les réglages sont en valeurs primaires ou par unité. Régler UBase à la tensionnominale du système ou à la tension nominale primaire du transformateur de tension.Régler le seuil de fonctionnement par phase UPE à typiquement 70 % du niveaunominal UBase. Régler la temporisation tTrip=5-20 secondes.



8.5.3.1 Paramètres pour utilisateurs avancés

Pour les utilisateurs avancés, les paramètres suivants doivent également être réglés.Régler la longueur de l'impulsion de déclenchement à typiquementtPulse=0,15 secondes. Régler le temps de blocage tBlock, pour bloquer la vérificationde perte de tension (LOVPTUV) si plusieurs tensions (mais pas toutes) sont faibles,à typiquement 5,0 secondes. Régler la temporisation tRestore, pour activer la fonctionaprès la restauration, à 3 - 40 secondes.



Section 9 Protection de fréquence

9.1 Protection à minimum de fréquence SAPTUF




Protection à minimum de fréquence SAPTUF

f <

SYMBOL-P V1 FR

81

9.1.2 Application

La protection à minimum de fréquence SAPTUF s'applique à toutes les situations oùune détection fiable de la faiblesse de la fréquence fondamentale du système depuissance électrique est nécessaire. La fréquence du système de puissance électrique,et le taux de variation de la fréquence, est une mesure du déséquilibre entre laproduction présente et la demande en charge. Une fréquence fondamentale faible dansun système de puissance électrique indique que la puissance générée est trop bassepour répondre à l'entière demande de puissance exigée par la charge raccordée auréseau électrique. SAPTOF détecte de telles situations et fournit un signal de sortie,qui convient pour le délestage, le relestage de l'alternateur, la modification du point deconsigne de CCHT, le démarrage d'une turbine à gaz,etc. Parfois les réacteurs(inductances) shunt sont mis en route du à une basse fréquence, de façon à diminuerla tension du système de puissance électrique et donc également réduire la partie de lacharge dépendante de la tension.

La fonction SAPTUF est très sensible et précise et est utilisée afin d'alerter lesopérateurs sur un léger écart de la fréquence par rapport à son point de consigne, avecquelques actions manuelles qui pourraient suffire. Le signal de minimum de fréquenceest également utilisé pour détecter la surexcitation. Ceci est particulièrementimportant pour les transformateurs-élévateurs d'alternateur, qui peuvent être branchésà l'alternateur mais débranchés du réseau, durant une séquence de lancement. Sil'alternateur est toujours sous tension, le système fera l'expérience de la surexcitationà cause de la basse fréquence.

1MRK 505 302-UFR - Section 9Protection de fréquence



Il faut prendre en compte toutes les conditions de fréquence et d'amplitude de tensiondans le système où SAPTUF exécute ses fonctions. Cela s'applique également auxéquipements associés, leur fréquence et leur caractéristique de temps.

Il existe tout particulièrement deux zones spécifiques d'application pour SAPTUF :

1. la protection de l'équipement contre les dommages dus à une fréquence basse telsque les alternateurs, transformateurs et moteurs. La surexcitation est égalementliée à la basse fréquence.

2. la protection du système de puissance, ou d'une partie du système de puissance,contre les pannes, par délestage, dans les situations de déficit de production.

La valeur à minimum de fréquence du signal de démarrage START est définie en Hz.Tous les réglages relatifs à l'amplitude de tension s'effectuent en pourcentage d'unetension de base réglable, qui est normalement définie au niveau de la tension nominaleprimaire (phase-phase) du système de puissance ou de l'équipement haute tensionconsidéré.

Certaines applications et directives de réglages connexes liées au niveau de fréquencesont données ci-dessous :

Protection des équipements, tels que moteurs et alternateursLe réglage doit être nettement inférieur à la plus basse fréquence « normale »survenant et nettement supérieur à la plus basse fréquence admissible pourl'équipement.

Protection du système de puissance électrique par délestageLe réglage doit être nettement inférieur à la plus basse fréquence « normale »survenant et nettement supérieur à la plus basse fréquence admissible pourl'équipement. Le niveau de réglage, le nombre de niveaux et la distance entre deuxniveaux (en temps et/ou en fréquence) dépend beaucoup des caractéristiques dusystème de puissance considéré. La taille de la "plus grosse perte de production,"comparée à "la taille du système de puissance électrique" est un paramètre critique.Dans les systèmes de grande taille, le délestage peut être réglé à un niveau defréquence assez élevé, et la temporisation n'est normalement pas critique. Dans lessystèmes de petite taille, le niveau de fréquence du signal de démarrage START doitêtre réglé avec une valeur plus basse, et la temporisation doit être plutôt courte.

La temporisation dépendante de la tension est utilisée pour le délestage. Il est possiblede garder les mêmes paramètres de SAPTUF dans tout le système de puissance. Ledélestage est alors effectué d'abord dans les zones de faible amplitude de tension, quisont normalement les zones les plus problématiques, et où le délestage s'avère être leplus efficace.

Section 9 1MRK 505 302-UFR -Protection de fréquence


9.1.3.1 Protection d'équipement comme pour les moteurs et les alternateurs

Le réglage doit être bien en dessous de la fréquence « normale » la plus basseapparaissant et bien au-dessus de la fréquence acceptable la plus basse pourl'équipement.

9.1.3.2 Protection du système électrique, par délestage de la charge

Le réglage doit être bien en dessous de la fréquence « normale » la plus basseapparaissant et bien au-dessus de la fréquence acceptable la plus basse pour lescentrales électriques ou les charges sensibles. Le niveau de réglage, le nombre deniveaux et la distance entre deux niveaux (en temps et/ou en fréquence) dépendentbeaucoup de la caractéristique du système électrique considéré. La taille de la « plusgrande perte de production » comparée à la « taille du système électrique » est unparamètre critique. Dans les grands systèmes, le délestage de consommation peut êtreréglé sur un niveau de fréquence relativement élevé, et la temporisation n'estgénéralement pas critique. Dans des plus petits systèmes, le niveau de démarrage defréquence doit être réglé à une valeur plus basse, et la temporisation doit être plutôtcourte.

La temporisation liée à la tension est utilisée pour le délestage de consommation. Lesréglages de la fonction à minimum de fréquence pourraient être les mêmes dans toutle système électrique. Le délestage de consommation est alors effectué d'abord dansles zones à faible amplitude de tension, qui sont en principe les zones les plusproblématiques, et où le délestage de consommation est également le plus efficace.

9.2 Protection à maximum de fréquence SAPTOF




Protection à maximum de fréquence SAPTOF

f >

SYMBOL-O V1 FR

81

9.2.2 Application

La protection à maximum de fréquence SAPTOF s'applique à toutes les situations oùune détection fiable de l'augmentation de la fréquence fondamentale du système depuissance électrique est nécessaire. La fréquence du système de puissance électrique,et le taux de variation de la fréquence, est une mesure du déséquilibre entre la



production présente et la demande de charge. Une fréquence fondamentale élevéedans un système de puissance électrique indique que la puissance générée est tropimportante comparée à la puissance exigée par la charge raccordée au réseauélectrique. SAPTOF détecte de telles situations et fournit un signal de sortie, quiconvient pour le délestage de l'alternateur, la modification du point de consigne deCCHT, etc. La fonction SAPTOF est très sensible et précise et peut être utilisée afind'alerter les opérateurs sur une légère déviance de la fréquence de son point deconsigne, et quelques actions manuelles pourraient suffire à redresser la situation.


Il faut prendre en compte toutes les conditions de fréquence et d'amplitude de tensiondans le système où SAPTOF exécute ses fonctions. Cela s'applique également auxéquipements associés, leur fréquence et leur caractéristique de temps.

Il existe tout particulièrement deux zones d'application pour SAPTOF :

1. la protection de l'équipement contre les dommages dus à une fréquence élevéetels que les alternateurs et moteurs

2. la protection du système de puissance, ou d'une partie du système de puissance,contre les pannes, par délestage de la production électrique, en cas desurproduction.

La valeur à maximum de fréquence du signal de démarrage START est définie en Hz.Tous les réglages relatifs à la tension s'effectuent en pourcentage d'une tension de baseréglable, qui est normalement définie au niveau de tension nominal (phase-phase) dusystème de puissance ou de l'équipement haute tension considéré.

Certaines applications et directives de réglages associées pour le niveau de fréquencesont données ci-dessous :

Protection des équipements, pour par exemple moteurs et alternateursLe réglage doit être nettement supérieur à la plus haute fréquence « normale »survenant et nettement inférieur à la plus haute fréquence admissible pourl'équipement.

Protection du système de puissance électrique, par délestage del'alternateurLe réglage doit être supérieur à la plus haute fréquence « normale » survenant etinférieur à la plus haute fréquence admissible pour les centrales électriques, ou lescharges sensibles. Le niveau de réglage, le nombre de niveaux et la distance entre deuxniveaux (en temps et/ou en fréquence) dépend beaucoup des caractéristiques dusystème de puissance considéré. La taille de la « plus grande perte de charge » parrapport à « la taille du réseau électrique » est un paramètre critique. Dans les systèmesde grande taille, le délestage de l'alternateur peut être réglé à un niveau de fréquenceassez bas, et la temporisation n'est normalement pas critique. Dans les systèmes depetite taille, le niveau de fréquence du signal de démarrage START doit être réglé avecune valeur plus élevée, et la temporisation doit être plutôt courte.



9.2.3.1 Protection d'équipement comme pour les moteurs et les alternateurs

Le réglage doit être bien au-dessus de la fréquence « normale » la plus élevéeapparaissant et bien en dessous de la fréquence acceptable la plus élevée pourl'équipement.

9.2.3.2 Protection du système de puissance électrique, par délestage del'alternateur

Le niveau de réglage, le nombre de niveaux et la distance entre deux niveaux (en tempset/ou en fréquence) dépend beaucoup des caractéristiques du système de puissanceconsidéré. La taille de la "plus grosse perte de charge" comparé à "la taille du systèmede puissance électrique" est un paramètre critique. Dans les systèmes de grande taille,le délestage de l'alternateur peut être réglé à un niveau de fréquence assez bas, et latemporisation n'est normalement pas critique. Dans les systèmes de petite taille, leniveau de fréquence du signal de démarrage start doit être réglé avec une valeur plusélevée, et la temporisation doit être plutôt courte.

9.3 Protection de taux de variation de fréquenceSAPFRC




Protection de taux de variation defréquence

SAPFRC

df/dt ><

SYMBOL-N V1 FR

81

9.3.2 Application

La protection contre le taux de variation de fréquence (SAPFRC) s'applique à toutesles situations où une détection fiable des changements de la fréquence de tensionfondamentale du système de puissance est nécessaire. La fonction SAPFRC peut êtreutilisée à la fois pour augmenter et diminuer la fréquence. La fonction SAPFRCfournit un signal de sortie qui convient au délestage, au délestage d'alternateur, aurelestage d'alternateur, à la modification du point de consigne de CCHT, au démarraged'une turbine à gaz, etc. La fonction SAPFRC est très souvent utilisée en combinaisonavec un signal de fréquence faible, en particulier dans les systèmes de puissance depetite taille, pour lesquels la perte d'un grand alternateur nécessite des actions rapidesde réparation afin d'assurer l'intégrité du système de puissance. Dans ces situations,



des actions de délestage sont nécessaires à un niveau de fréquence assez élevé, maiscombiné avec un important taux de variation de fréquence négative, la protection àminimum de fréquence peut être utilisée avec un paramétrage assez élevé.


Les paramètres de la Protection contre les taux de variation de fréquence SAPFRCsont réglés via l'IHM locale ou le PCM600.

Il faut prendre en compte toutes les conditions de fréquence et d'amplitude de tensiondans le système où SAPFRC exécute ses fonctions. Cela s'applique également auxéquipements associés, leur fréquence et leur caractéristique de temps.

Il existe tout particulièrement deux d'application spécifiques pour la fonctionSAPFRC :

1. la protection de l'équipement contre les dommages dus à une fréquence tropélevée ou trop faible, tels que les alternateurs, transformateurs et moteurs

2. la protection du système de puissance, ou d'une partie du système de puissance,contre les pannes dues au délestage ou à la production électrique, dans lessituations où la charge et la production ne sont pas en équilibre.

La fonction SAPFRC est normalement utilisée en combinaison avec une fonction àmaximum de fréquence ou à minimum de fréquence, dans des réseaux de puissance depetite taille, où un événement singulier peut provoquer un grand déséquilibre entre lacharge et la production. Dans ces situations, le délestage de la charge ou de laproduction doit intervenir très rapidement, et il est possible qu'il n'y ait passuffisamment de temps pour attendre jusqu'au moment où le signal de fréquence auraatteint une valeur anormale. Les actions sont donc lancées à un niveau de fréquenceplus proche du niveau nominal primaire, si le taux de variation de la fréquence estimportant (par rapport au signe).

La valeur de démarrage de la fonction SAPFRCSTART est paramétrée en Hz/s. Tousles réglages relatifs à la tension s'effectuent en pourcentage d'une tension de baseréglable, qui est normalement définie au niveau de tension nominal primaire (phase-phase) du système de puissance ou de l'équipement haute tension considéré.

SAPFRC n'est pas instantanée, car la fonction nécessite un certain temps pour fournirune valeur stable. Il est recommandé d'avoir une temporisation suffisamment longuepour prendre en compte le bruit du signal. Cependant, le temps, le taux de variation dela fréquence et les niveaux de fréquence entre les différentes actions peuvent s'avérercritiques, et parfois un temps de fonctionnement assez court, tel que par exemple 70ms, est absolument nécessaire.

Les systèmes industriels de petite taille peuvent rencontrer des taux de variation defréquence aussi grands que 5 Hz/s, provoqués par un seul événement. Même lessystèmes de puissance de grande taille peuvent former de petits ilots présentant ungrand déséquilibre entre la charge et la production, où l'expérience a montrél'élimination de sérieux défauts (ou des combinaisons de défauts) jusqu'à 3 Hz/s,



lorsqu'un petit ilot est isolé du reste d'un grand système. Pour les perturbations sévèresplus "normales" dans les systèmes de puissance de grande taille, le taux de variationde la fréquence est largement moindre, souvent juste une fraction de 1.0 Hz/s.



Section 10 Protection multifonction

10.1 Protection générale de courant et de tensionCVGAPC




Protection générale de courant et detension

CVGAPC 2(I>/U<) -

10.1.2 Application

Une dégradation de l'isolation entre les conducteurs de phase ou entre un conducteurde phase et la terre a pour résultat un court circuit ou un défaut de terre respectivement.Ces défauts peuvent entraîner de forts courants de défaut et endommagersérieusement l'équipement primaire du réseau de puissance. Selon l'amplitude et letype de défaut, différentes protections à maximum de courant basées sur la mesure descomposantes de courant de phase, terre ou de séquence peuvent être utilisées pouréliminer ces défauts. En outre, il est parfois nécessaire que ces protections à maximumde courant soient directionnelles et/ou avec tension contrôlée/à retenue.

La protection à maximum/minimum de tension s'applique aux éléments de réseau depuissance, tels que les alternateurs, transformateurs, moteurs ou lignes électriques,afin d'y détecter des conditions de tension anormales. Selon le type de déviation detension et le type de condition anormale du réseau de puissance, différentesprotections de maximum/minimum de tension basées sur la mesure des composantesde tension de phase-terre, phase-phase, résiduelle- ou de séquence-peuvent êtreutilisés pour détecter et résoudre ces incidents.

Le DEI peut être fourni avec de multiples modules de protection pour la protectiongénérale de courant et tension (CVGAPC). La fonction est toujours connectée àl'entrée de courant triphasé et de tension triphasée dans l'outil de configuration, maiselle ne mesure jamais qu'une seule grandeur de courant et de tension sélectionnée parl'utilisateur dans l'outil de réglage.

Chaque module de la fonction CVGAPC possède quatre éléments de protectionindépendants et intégrés.

1. Deux seuils à maximum de courant avec les fonctionnalités intégrées suivantes :

1MRK 505 302-UFR - Section 10Protection multifonction


• Temporisation à temps défini constant ou temporisation à temps inverseTOC/IDMT maximum de courant pour les deux seuils

• Une surveillance d'harmonique de 2ème rang est disponible de façon àseulement permettre le fonctionnement du (des) seuil(s) à maximum decourant si le contenu d'harmonique de 2ème rang dans le courant mesuré estinférieur au niveau pré-paramétré.

• Une surveillance directionnelle est disponible de façon à seulementpermettre le fonctionnement du (des) seuil(s) à maximum de courant sil'emplacement du défaut est dans la direction pré-réglée (Aval ou Amont).Son comportement est réglable pour un épisode de tension de polarisationbasse (Non-Directionnel,Blocage,Mémoire)

• La fonctionnalité de contrôle/retenue de tension est disponible afin demodifier le niveau de démarrage du (des) seuil(s) maximum de courantproportionnellement à l'amplitude de la tension mesurée.

• La fonctionnalité de retenue de courant est disponible de façon à n'autoriserque le fonctionnement du (des) seuils maximum de courant si la grandeurde courant mesuré est supérieure au pourcentage de la grandeur de retenuede courant.

2. Deux seuils à minimum de courant avec les fonctionnalités intégrées suivantes :• Temporisation à temps défini (constant) pour les deux seuils

3. Deux seuils à maximum de tension avec les fonctionnalités intégrées suivantes :• Temporisation à temps défini constant ou temporisation à temps inverse

TOC/IDMT maximum de courant pour les deux seuils4. Deux seuils à minimum de tension avec les fonctionnalités intégrées suivantes :

• Temporisation à temps défini constant ou temporisation à temps inverseTOC/IDMT maximum de courant pour les deux seuils

Chacun des quatre éléments intégrés à la fonction générale de protection fonctionneindépendamment l'un par rapport aux autres et chacun peut être activé ou désactivéindividuellement. Cependant, il est utile de rappeler que ces quatre éléments deprotection ne mesurent qu'une seule grandeur de courant sélectionné et qu'une seulegrandeur de tension sélectionnée (voir tableau 30 et tableau 31). Il est possibled'utiliser simultanément les quatre éléments de protection et leurs seuils individuels.Afin d'obtenir la fonctionnalité souhaitée, il est parfois nécessaire de mettre en placeune interaction entre les deux éléments/seuils de protection de la fonction CVGAPCau moyen d'une configuration de DEI appropriée (par exemple, protection de machinemorte pour les alternateurs).

10.1.2.1 Sélection de courant et de tension pour la fonction CVGAPC

La fonction CVGAPC est toujours connectée à l'entrée de courant triphasé et detension triphasée dans l'outil de configuration, mais elle ne mesure jamais que laeseule grandeur de courant et la seule grandeur de tension sélectionnée par l'utilisateurdans l'outil de réglage (grandeur de courant sélectionnée et grandeur de tensionsélectionnée).

Section 10 1MRK 505 302-UFR -Protection multifonction


L'utilisateur peut faire le choix, à l'aide d'un paramètre de réglage CurrentInput, demesurer l'une des grandeurs de courant suivantes illustrées dans le tableau 30.

Tableau 30: Sélection disponible de grandeur de courant dans la fonction CVGAPC

Régler la valeur du paramètre"CurrentInput" (Entrée courant)

Commentaire

1 phase1 La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant de laphase L1



4 Direct La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant directcalculé en interne.

5 Inverse La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant inversecalculé en interne.

6 3 · ZeroSeq La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de couranthomopolaire calculé en interne multiplié par le facteur 3

7 MaxPh La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant de laphase avec l'amplitude maximum.

8 MinPh La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant de laphase avec l'amplitude minimum.

9 PhDéséquilibre La fonction CVGAPC mesurera l'amplitude du courant dedéséquilibre, qui est calculé en interne en tant que différenced'amplitude algébrique entre le phaseur de courant de la phaseavec l'amplitude maximum et le phaseur de courant de la phaseavec l'amplitude minimum. L'ange de phase sera constammentréglé sur 0°.

10 phase1-phase2 La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant calculéen interne en tant que différence vectorielle entre le phaseur decourant de la phase L1 et le phaseur de courant de la phase L2(IL1-IL2)

11 phase2-phase3 La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant calculéen interne en tant que différence vectorielle entre le phaseur decourant de la phase L2 et le phaseur de courant de la phase L3(IL2-IL3)

12 phase3-phase1 La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant calculéen interne en tant que différence vectorielle entre le phaseur decourant de la phase L3 et le phaseur de courant de la phase L1( IL3-IL1)

13 MaxPh-Ph La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant ph-phavec l'amplitude maximum.

14 MinPh-Ph La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de courant ph-phavec l'amplitude minimum.

15 UnbalancePh-Ph(DéséquilibrePh-Ph)

La fonction CVGAPC mesurera l'amplitude du courant dedéséquilibre, qui est calculée en interne en tant que différenced'amplitude algébrique entre le phaseur de courant ph-ph avecl'amplitude maximum et le phaseur de courant ph-ph avecl'amplitude minimum. L'ange de phase sera constamment réglésur 0°.

L'utilisateur peut faire le choix, à l'aide d'un paramètre de réglage VoltageInput, demesurer l'une des grandeurs de tension suivantes illustrées dans le tableau 31.



Tableau 31: Sélection disponible de grandeur de tension dans la fonction CVGAPC

Régler la valeur du paramètre"VoltageInput" (Entrée tension)

Commentaire

1 phase1 La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tension de laphase L1



4 Direct La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tension directecalculé en interne.

5 -Inverse La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tension inversecalculé en interne. Ce phaseur de tension seraintentionnellement tourné à 180° de façon à faciliter les réglagesde la caractéristique directionnelle, lorsqu'elle est utilisée.

6 -3*ZeroSeq La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tensionhomopolaire calculé en interne multiplié par le facteur 3. Cephaseur de tension sera intentionnellement tourné à 180° defaçon à faciliter les réglages de la caractéristique directionnelle,lorsqu'elle est utilisée.

7 MaxPh La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tension de laphase avec l'amplitude maximum.

8 MinPh La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tension de laphase avec l'amplitude minimum.

9 PhDéséquilibre La fonction CVGAPC mesurera l'amplitude de la tension dedéséquilibre, qui est calculé en interne en tant que différenced'amplitude algébrique entre le phaseur de tension de la phaseavec l'amplitude maximum et le phaseur de tension de la phaseavec l'amplitude minimum. L'ange de phase sera constammentréglé sur 0°.

10 phase1-phase2 La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tension calculé eninterne en tant que différence vectorielle entre le phaseur detension de la phase L1 et le phaseur de tension de la phase L2(UL1-UL2)



13 MaxPh-Ph La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tension ph-phavec l'amplitude maximum.

14 MinPh-Ph La fonction CVGAPC mesurera le phaseur de tension ph-phavec l'amplitude minimum.

15 UnbalancePh-Ph(DéséquilibrePh-Ph)

La fonction CVGAPC mesurera l'amplitude de la tension dedéséquilibre, qui est calculée en interne en tant que différenced'amplitude algébrique entre le phaseur de tension ph-ph avecl'amplitude maximum et le phaseur de tension ph-ph avecl'amplitude minimum. L'ange de phase sera constamment réglésur 0°.



Il est important de remarquer que la sélection de tensions dans le tableau 31 esttoujours applicable indépendamment des connexions externes de transformateur detension. Les entrées triphasées de Transformateur de Tension peuvent être connectéesau DEI soit comme des tensions triphasées phase-terre UL1, UL & UL3 ou comme destensions phase-phase UL1L2, UL2L3 & UL3L1VAB, VBC et VCA. L'informationconcernant la connexion de transformateur de tension est rentrée comme paramètre deréglage dans le bloc de pré-traitement, qui ensuite le prendra en chargeautomatiquement.

10.1.2.2 Grandeurs de base pour la fonction CVGAPC

Les réglages paramétriques pour les grandeurs de base, qui représentent la base(100%) des seuils de démarrage de tous les stades de mesure, doivent être rentréscomme paramètres de réglage pour chacune des fonctions CVGAPC.

Le courant de base doit être rentré comme :

1. courant de phase nominal de l'objet projeté en ampères primaires, lorsque laGrandeur de Courant mesurée est sélectionnée entre 1 et 9, tel que montré autableau 30

2. courant de phase nominal de l'objet projeté en ampères primaires multiplié par √3(1.732*Iphase), lorsque la Grandeur de Courant mesurée est sélectionnée entre10 et 15, tel que montré au tableau 30.

La tension de base doit être rentrée comme :

1. tension nominale phase-terre de l'objet protégé en kV primaires, lorsque laGrandeur de Tension mesurée est sélectionnée de 1 à 9, tel qu'illustré au tableau31.

2. tension nominale de phase-phase de l'objet protégé en kV primaires, lorsque laGrandeur de Tension mesurée est sélectionnée de 10 à 15, tel que montré autableau 31.

10.1.2.3 Possibilités d'application

Grâce à sa flexibilité, la fonction (CVGAPC) de protection générale de courant ettension peut être utilisée avec les réglages et la configuration appropriés dans denombreuses applications. Quelques exemples d'applications possibles sont donnéesci-dessous :

1. Applications pour transformateurs et lignes :• Protection à minimum d'impédance (circulaire, caractéristique non-

directionnelle)• Protection à minimum d'impédance (circulaire, caractéristique mho)• Protection à maximum de courant avec Contrôle/Retenue de Tension• Protection à maximum de courant de Phase ou de Séquence Inverse/

Directe/Homopolaire (Non-Directionnelle ou Directionnelle)



• Protection à maximum/minimum de tension de Phase ou de phase-à-phaseou de Séquence Inverse/Directe/Homopolaire

• Protection spéciale contre la surcharge thermique• Protection de Phase Ouverte• Protection contre le déséquilibre

2. Protection pour alternateurs• Protection contre les défauts de terre de Stator 80-95% (mesuré ou calculé

3Uo)• Protection contre les défauts de terre de Rotor (avec module d'injection

externe COMBIFLEX RXTTE4 )• Protection à minimum d'impédance• Protection à maximum de courant avec Contrôle/Retenue de Tension• Protection Tour-à-Tour et de Secours Différentiel (Séquence Inverse

directionnelle). Protection à maximum de courant connectée auxtransformateurs de courant de la borne HT de l'alternateur, faisant face àl'intérieur de l'alternateur l)

• Protection contre la surcharge stator• Protection contre la surcharge rotor• Protection contre la Perte d'Excitation (protection directionnelle à Max. de

Courant direct)• Protection contre le Retour de puissance/Puissance Aval Faible(Protection

directionnelle à max. de courant de séquence directe, 2% sensibilité)• Protection de machine en état de mort/ mise sous tension par inadvertance• Claquage de tête de disjoncteur• Détection de mauvaise synchronisation• Protection sensible et alarme à maximum de courant inverse de l'alternateur• Protection à maximum/minimum de tension de Phase ou de phase-à-phase

ou de Séquence Inverse/Directe/Homopolaire• Détection de rupture de synchronisme de l'alternateur (basée sur max de

courant direct directionnel)• Mise sous tension de l'alternateur par inadvertance

10.1.2.4 Mise sous tension de l'alternateur par inadvertance

Lorsque l'alternateur est mis hors service et ne tourne plus, le risque existe que ledisjoncteur de l'alternateur se ferme par erreur.

Une mise sous tension triphasée d'un alternateur à l'arrêt ou sur vireur entraîne uncomportement et une accélération similaires à ceux d'un moteur à induction. À cestade, l'alternateur représente essentiellement la réactance subtransitoire du système,et il peut prélever un à quatre fois le courant unitaire en fonction de l'impédanceéquivalente du système . La tension à la borne de la machine peut se situer entre 20%et 70% de la tension nominale, en fonction encore de l'impédance équivalente dusystème (y compris le transformateur de blocs). Des quantités de courant et tension dela machine plus élevés (un3 à 4 fois le courant unitaire et une tension de 50% à 70%la tension nominale) peuvent être anticipés si l'alternateur est connecté à un circuit



puissant. Des valeurs de courant et tensions inférieures (1à 2 fois le courant unitaire et20% à 40% de la tension nominale) sont représentatifs de systèmes plus faibles.

Puisqu'un alternateur a un comportement similaire à un moteur à induction, descourants élevés se développent dans le rotor au cours de la période d'accélération. Bienque le rotor puisse subir des dégâts de surcharge thermique, dus aux courants élevésexcessifs, le durée de temps donnant lieu à des dégâts sera de l'ordre de quelquessecondes. Le palier, cependant, se place dans une catégorie bien plus critique, pouvantêtre endommagé en une fraction de seconde si la pression de l'huile est trop faible. Ilest donc essentiel de fournir un déclenchement ultra rapide. Ce déclenchement doitêtre pour ainsi dire instantané (< 100 ms).

Le risque existe pour que le courant allant à l'alternateur lors d'une mise sous tensionpar inadvertance soit limité de sorte que la protection "normale" à maximum decourant ou de sous-impédance ne puisse détecter le danger de la situation. Latemporisation de ces fonctions de protection pourrait être trop long. La protectioncontre la puissance inverse peut détecter la situation, mais le délai de fonctionnementde cette protection est normalement trop long.

Pour les grosses machines de taille importante, une protection rapide contre une misesous tension par inadvertance devrait, par conséquent, être intégrée dans le dispositifde protection.

Cette protection contre la mise sous tension par inadvertance peut être mise en placegrâce à une combinaison de fonctions de protection à minimum/maximum de tensionet à maximum de courant. La fonction à minimum de tension, avec une temporisationde par exemple 10 s, détectera la situation lorsque l'alternateur n'est pas connecté auréseau (à l'arrêt) et activera la fonction à maximum de courant. La fonction àmaximum de tension détectera la situation lorsque l'alternateur se remet en fonction etdésactivera la fonction à maximum de courant. La fonction à maximum de courantaura une valeur de démarrage d'environ 50% du courant nominal de l'alternateur. Latemporisation de déclenchement sera d'environ 50ms.



Les paramètres de la fonction générale de protection contre le courant et la tension(CVGAPC) se règlent via l'IHM locale ou via le Gestionnaire de protection et decontrôle (PCM600).

Les seuils de maximum de courant on un réglage IMinx (x=1 ou 2 enfonction du seuil) pour le réglage du courant de fonctionnementminimum. Régler IMinx inférieur à StartCurr_OCx pour chacun desseuils afin d'obtenir une caractéristique de réinitialisation ANSI



conforme à la norme. Si la valeur de IMinx est supérieure àStartCurr_OCx pour n'importe quel seuil, la réinitialisation ANSIfonctionne comme si le courant est égal à zéro lorsque le courantdescend sous IMinx.

10.1.3.1 Protection directionnelle à maximum de courant inverse

La protection à maximum de courant inverse est généralement utilisée commeprotection sensible contre les défauts de terre-sur les lignes de puissance où unepolarisation homopolaire incorrecte peut résulter d'une induction mutuelle entre deuxlignes parallèles ou plus. En outre, elle peut être utilisée pour les applications sur descâbles enterrés, pour lesquels l'impédance homopolaire dépend des chemins de retourdu courant de défaut, mais pour lesquels l'impédance inverse du câble restepratiquement constante. Il est à noter que l'élément directionnel à maximum decourant inverse offre une protection contre les défauts de déséquilibre (et les défautsentre phase également). Il faudra être attentif à ce que le minimum de démarrage decette fonction de protection soit réglé au dessus du niveau naturel de déséquilibre ducircuit.

Nous donnons un exemple du degré de sensibilité de la protection contre les défautsde-terre-pouvant être atteint pour les lignes de puissance en utilisant les éléments deprotection directionnelle à maximum de courant inverse présents dans une fonctionCVGAPC.

Cette fonctionnalité peut être obtenue en utilisant une fonction CVGAPC. Afind'assurer le bon fonctionnement de la fonction, les étapes suivantes devront êtresuivies :

1. Connecter les courants d'une ligne de puissance triphasée et les tensions de laligne de puissance triphasée à une entité CVGAPC (par exemple, GF04)

2. Régler CurrentInput (Entrée de Courant sur NegSeq (Inverse) (Veuillez noterque la fonction CVGAPC mesure le courant I2 et NON pas le courant 3I2; ceci estessentiel pour un bon réglage du niveau de démarrage de OC-maximum decourant)

3. Régler VoltageInput (Entrée de Tension) sur -NegSeq (Inverse) (Veuillez noterque le phaseur de tension inverse est volontairement inversé de façon à simplifierla directionnalité)

4. Régler la valeur du courant de base IBase égale au courant primaire nominal destransformateurs de courant de la ligne de puissance

5. Régler la valeur de la tension UBase égale à la tension nominale phase-phase dela ligne de puissance en kV

6. Régler RCADir sur valeur +65 degrés (NegSeq le courant généralement décale latension inversée NegSeq sur cet angle pendant le défaut)

7. Régler ROADir sur la valeur de 90 degrés8. Régler LowVolt_VM sur la valeur de 2% (niveau de tensionNegSeq (Inverse) au

dessus duquel l'élément directionnel sera activé)9. Activer un seuil de maximum de courant (par exemple, OC1)



10. À l'aide du paramètre CurveType_OC1 sélectionner le TOC/IDMT approprié oula courbe de temporisation à temps défini constant en conformité avec laphilosophie de protection de votre réseau

11. Régler StartCurr_OC1 sur une valeur entre 3-10% (valeurs types)12. Régler tDef_OC1 ou paramétrer “k” lorsque les courbes TOC/IDMT sont

utilisées afin d'assurer une bonne coordination temporelle avec d'autresprotections contre les défauts de terre-qui sont installées à proximité de la lignede puissance

13. Régler DirMode_OC1 sur Forward (Aval)14. Régler DirPrinc_OC1 sur IcosPhi&U15. Régler ActLowVolt1_VM sur Block (Blocage)

• Afin d'assurer une retenue adéquate de cet élément pour les saturations desTC au cours des défauts triphasés, il est possible d'utiliser unecaractéristique de retenue de courant et n'activer le fonctionnement de cetélément que lorsque le courant NegSeq (Inverse) est supérieur à un certainpourcentage (10% est une valeur type) du courant mesuré PosSeq (Direct)dans la ligne de puissance. Pour réaliser ceci, les réglages suivants àl'intérieur de la même fonction devront être effectués :

16. Régler EnRestrainCurr sur On17. Régler RestrCurrInput sur PosSeq (Direct)18. Régler RestrCurrCoeff sur la valeur 0.10

Si nécessaire, cette fonction CVGAPC peut être utilisée dans un dispositif deprotection par comparaison directionnelle pour la protection de la ligne, si les canauxde communication à l'extrémité distante de cette ligne de puissance sont disponibles.Alors, dans ce cas, deux seuils à maximum de courant NegSeq (inverse) sontnécessaires. L'un pour la direction aval et l'autre pour la direction amont. Commeexpliqué précédemment, le seuil OC1 peut être utilisé pour détecter des défauts dansla direction aval. Le seuil intégré OC2 peut être utilisé pour détecter des défauts dansla direction amont.

Toutefois, pour cette application, il faudra prendre note de ce qui suit :

• les valeurs réglées pour les paramétrages de RCADir et ROADir seront égalementapplicables pour le seuil OC2

• le réglage de DirMode_OC2 doit être positionné sur Amont• le paramètre de réglage StartCurr_OC2 doit être rendu plus sensible que la valeur

de démarrage de l'élément aval OC1 (c'est-à-dire en général 60% du seuil dedémarrage réglé pour OC1) de façon à assurer un bon fonctionnement dudispositif de comparaison directionnelle durant les situations d'inversion decourant.

• Les signaux dedémarrage des éléments OC1 et OC2 seront utilisés pour envoyerdes signaux aval et amont à l'extrémité distante de la la ligne de puissance.

• Le bloc fonctionnel disponible contenant le dispositif des communications àl'intérieur du DEI sera utilisé à la fois pour la fonction de protection multiple etl'équipement de communication afin d'assurer le conditionnement correct desdeux signaux de démarrage ci-dessus



Qui plus est, les autres éléments de protection intégrés UC, OV et UV peuvent êtreutilisés à d'autres fins de protection et d'alarme.

10.1.3.2 Protection à maximum de courant inverse

Nous allons donner un exemple sur la manière d'utiliser la fonction CVGAPC afin defournir une protection à maximum de courant inverse, à temps inverse, pour unalternateur avec une constante de capacité de 20s, et une valeur nominale maximumde courant inverse continu de 7% du courant nominal de l'alternateur.

La courbe de capacité pour la protection à maximum de courant inverse d'unalternateur, souvent utilisée au niveau mondial, est définie par la norme ANSIconformément à la formule suivante :

2op

NS

r

ktII

=æ öç ÷è ø


où :

top est le temps de fonctionnement en secondes du DEI à maximum de courant inverse

k est la constante de capacité de l'alternateur en secondes

INS est le courant inverse mesuré

Ir est le courant nominal de l'alternateur

En définissant le paramètre x égal au maximum de courant inverse continu del'alternateur conformément à la formule suivante

7% 0, 07x pu= =EQUATION1373 V1 FR (Équation 76)

l'équation 75 peut être ré-écrite comme suit sans modifier la valeur du temps defonctionnement du DEI à maximum de courant inverse :

2

2

1

op

NS

r

kxt

Ix I

×=

æ öç ÷×è ø


Afin d'obtenir cette fonctionnalité de protection avec une fonction de CVGAPC, ilfaudra effectuer les actions suivantes :



1. Connecter les courants d'alternateur triphasés à une entité de CVGAPC (parexemple, GF01)

2. Régler le paramètre CurrentInput (Entrée de Courant) sur la valeur NegSeq(Inverse)

3. Régler la valeur du courant de base à la valeur du courant nominal de l'alternateuren ampères primaires

4. Activer un seuil de maximum de courant (par exemple, OC1)5. Sélectionner le paramètre CurveType_OC1 sur la valeur Programmable

op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 FR (Équation 78)

où :

top est le temps de fonctionnement en secondes de l'algorithme TOC/IDMT à maximum decourant à temps inverse

k est un multiplicateur de temps, (réglage de paramètre)

M est le rapport entre l'amplitude de courant mesuré et le seuil de courant de démarrage

A, B, C et P sont des coefficients réglables par l'utilisateur qui déterminent la courbe utilisée pour lecalcul de TOC/IDMT à Maximum de Courant à Temps Inverse

Lorsque l'équation 75 est comparée à l'équation 77 pour la caractéristique de tempsinverse du seuil OC1, il est évident que si les règles suivantes sont appliquées :

1. régler k égal à la valeur de la capacité de courant inverse de l'alternateur2. régler A_OC1 égal à la valeur 1/x23. régler B_OC1 = 0.0, C_OC1=0.0 et P_OC1=2.04. régler StartCurr_OC1 égal à la valeur x

alors, le seuil OC1 de la fonction CVGAPC pourra être utilisé pour la protection àmaximum de courant inverse de l'alternateur.

Pour cet exemple particulier, il sera nécessaire d'entrer les paramètres suivants afind'assurer le fonctionnement correct de la fonction :

1. sélectionner le courant inverse comme grandeur de mesure pour cette fonction deCVGAPC

2. s'assurer que la valeur du courant de base pour la fonction CVGAPC est égale aucourant nominal de l'alternateur

3. régler k_OC1 = 204. régler A_OC1= 1/0.072 = 204.08165. régler B_OC1 = 0.0, C_OC1=0.0 et P_OC1 =2.06. régler StartCurr_OC1 = 7%

Le bon "timing" de la fonction CVGAPC ainsi mise en place peut facilement êtrevérifié en injectant du courant secondaire. Tous les autres réglages peuvent conserver



les valeurs par défaut. Si nécessaire, la réinitialisation de la temporisation du seuilOC1 peut être paramétrée de façon à assurer le bon fonctionnement de la fonction encas de conditions de déséquilibre répétitives.

En outre, les autres éléments de protection intégrés peuvent être utilisés à d'autres finsde protection et d'alarme (par exemple, utiliser OC2 pour l'alarme à maximum decourant inverse et OV1 pour l'alarme à maximum de tension inverse).

10.1.3.3 Protection contre la surcharge de stator de l'alternateur conformémentaux normes CEI et ANSI

Voici un exemple d'utilisation d'une fonction CVGAPC devant fournir une protectioncontre la surcharge de stator de l'alternateur conformément aux normes CEI ou ANSIà condition de régler le courant de fonctionnement minimum sur 116% du courantnominal de l'alternateur.

La protection contre la surcharge de stator de l'alternateur est définie par les normesCEI ou ANSI pour les turboalternateurs conformément à la formule suivante :

2

1op

m

r

ktII

=æ ö

-ç ÷è ø


où :

top est le temps de fonctionnement du DEI de surcharge de stator de l'alternateur

k est la constante de la capacité de l'alternateur conformément à la norme applicable (k = 37.5 pourla norme CEI ou k = 41.4 pour la norme ANSI)

Im est l'amplitude du courant mesuré

Ir est le courant nominal de l'alternateur

La formule est applicable seulement lorsque le courant mesuré (par exemple, lecourant direct) dépasse une valeur pré-réglée (généralement dans une plage de 105 à125% du courant nominal de l'alternateur).

En définissant le paramètre x comme égal à la valeur unitaire du démarrage désiré duDEI de surcharge conformément à la formule suivante :

x = 116% = 1.16 puEQUATION1377 V2 EN (Équation 80)

l'équation 3.5 peut être ré-écrite comme suit sans modifier la valeur du temps defonctionnement du DEI de surcharge de stator de l'alternateur :



2

2

2

1

1op

m

r

kxt

Ix I x

×=

æ ö-ç ÷×è ø


Afin d'obtenir cette fonctionnalité de protection avec une fonction de CVGAPC, ilfaudra effectuer les actions suivantes :

1. Connecter les courants d'alternateur triphasés à une entité de CVGAPC (parexemple, GF01)

2. Régler le paramètre CurrentInput (Entrée de Courant) sur la valeur PosSeq(Direct)


4. Activer un seuil de maximum de courant (par exemple, OC1)5. Sélectionner le paramètre CurveType_OC1 sur la valeur Programmable

op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 FR (Équation 82)

où :

top est le temps de fonctionnement en secondes de l'algorithme TOC/IDMT à maximum decourant à temps inverse

k est un multiplicateur de temps, (réglage de paramètre)

M est le rapport entre l'amplitude de courant mesuré et le seuil de courant de démarrage

A, B, C et P sont des coefficients réglables par l'utilisateur qui déterminent la courbe utilisée pour lecalcul de TOC/IDMT à Maximum de Courant à Temps Inverse

Lorsque l'équation 81 est comparée à l'équation 82 pour la caractéristique de tempsinverse du seuil OC1, il est évident que si les règles suivantes sont appliquées :

1. régler k égal à la valeur de la capacité de l'alternateur normalisée par CEI ou ANSI2. régler le paramètre A_OC1 égal à la valeur 1/x23. régler le paramètre C_OC1 égal à la valeur 1/x24. régler les paramètres B_OC1 = 0.0 et P_OC1=2.05. régler StartCurr_OC1 égal à la valeur x

alors, le seuil OC1 de la fonction CVGAPC pourra être utilisé pour la protection àmaximum de courant inverse de l'alternateur.



1. sélectionner le courant direct comme grandeur de mesure pour cette fonction deCVGAPC

2. s'assurer que la valeur du courant de base pour la fonction CVGAPC est égale aucourant nominal de l'alternateur

3. régler k = 37.5 pour la norme CEI ou k = 41.4 pour la norme ANSI4. régler A_OC1= 1/1.162 = 0.74325. régler C_OC1= 1/1.162 = 0.74326. régler B_OC1 = 0.0 et P_OC1 = 2.07. régler StartCurr_OC1 = 116%

Le bon "timing" de la fonction CVGAPC ainsi mise en place peut facilement êtrevérifié en injectant du courant secondaire. Tous les autres réglages peuvent conserverles valeurs par défaut. Si nécessaire, la réinitialisation de la temporisation du seuilOC1 peut être paramétrée de façon à assurer le bon fonctionnement de la fonction encas de conditions de déséquilibre répétitives.

Qui plus est, les autres éléments de protection intégrés peuvent être utilisés à d'autresfins de protection et d'alarme.

De façon similaire, il est possible de réaliser la protection contre la surcharge de rotorconformément à la norme ANSI.

10.1.3.4 Protection de phase ouverte pour transformateur, lignes oualternateurs et protection contre les claquages de têtes de disjoncteurpour alternateurs

Voici un exemple d'utilisation d'une fonction CVGAPC devant fournir une protectionde phase ouverte. Ceci peut être obtenu en utilisant une fonction CVGAPC poureffectuer une comparaison du courant de déséquilibre avec un seuil pré-réglé. Afin desécuriser davantage cette fonction, il est possible de la restreindre en exigeantparallèlement que le courant de déséquilibre mesuré soit supérieur à 97% du courantde phase maximum. En faisant cela, nous avons l'assurance que la fonction ne peutdémarrer que lorsque l'une des phases est en circuit ouvert. Cet arrangement est facileà mettre en œuvre dans la fonction CVGAPC par activation de la fonctionnalité deretenue de courant. Afin d'assurer le bon fonctionnement de la fonction, les actionssuivantes devront être effectuées :

1. Connecter les courants triphasés de l'objet protégé à une entité de CVGAPC (parexemple, GF03)

2. Régler CurrentInput (Entrée de Courant) sur la valeur UnbalancePh (Courant deDéséquilibre)

3. Régler EnRestrainCurr (Activ. Courant de Retenue) sur On4. Régler RestrCurrInput (Entrée Courant de retenue) sur MaxPh5. Régler RestrCurrCoeff sur la valeur 0.976. Régler la valeur du courant de base à la valeur du courant nominal de l'objet

protégé en ampères primaires7. Activer un seuil de maximum de courant (par exemple, OC1)



8. Sélectionner le paramètre CurveType_OC1 sur la valeur IEC Def. (DéfinitionCEI) Temporisation

9. Régler le paramètre StartCurr_OC1 à la valeur de 5%10. Régler le paramètre tDef_OC1 sur la temporisation désirée (par exemple, 2.0s)

Le bon fonctionnement de la fonction CVGAPC ainsi mise en place, peut facilementêtre vérifié en injectant du courant secondaire. Tous les autres réglages peuventconserver les valeurs par défaut. Il est à noter cependant que les valeurs paramétréespour le courant de retenue ainsi que son coefficient seront également applicables pourle seuil OC2 dès son activation.

Qui plus est, les autres éléments de protection intégrés peuvent être utilisés à d'autresfins de protection et d'alarme. Par exemple, dans le cas d'une application d'alternateuren activant le seuil OC2 avec le réglage de démarrage à 200% et la temporisation à0.1s,l'on obtiendra ainsi une protection simple mais efficace contre les claquages detêtes de disjoncteur.

10.1.3.5 Protection à maximum de courant avec retenue de tension pouralternateur et transformateur élévateur

Voici un exemple d'utilisation d'une fonction CVGAPC devant fournir une protectionà maximum de courant avec retenue de tension pour alternateur. Supposons quel'étude de coordination de temps donne les réglages requis suivants :

• Courbe TOC/IDMT maximum de courant à temps inverse : Très inverse ANSI• Courant de démarrage de 185% du courant nominal de l'alternateur à la tension

nominale de l'alternateur ;• Courant de démarrage de 25% de la valeur de courant de démarrage d'origine

pour les tensions d'alternateur inférieures de 25% à la tension nominale

Cette fonctionnalité peut être obtenue en utilisant une fonction CVGAPC. Afind'assurer le bon fonctionnement de la fonction, les actions suivantes devront êtreeffectuées :

1. Connecter les courants et tensions triphasés de l'alternateur à une entité deCVGAPC (par exemple, GF05)

2. Régler CurrentInput (Entrée de Courant) sur la valeur MaxPh3. Régler VoltageInput (Entrée de Tension) sur la valeur MinPh-Ph (il est anticipé

que la tension phase-phase minimum sera utilisée pour la retenue. Dansl'alternative, la tension directe peut être utilisée pour la retenue en sélectionnantPosSeq pour ce paramètre de réglage)


5. Régler la valeur de la tension de base sur la tension nominale phase-phase del'alternateur en kV

6. Activer un seuil de maximum de courant (par exemple, OC1)7. Sélectionner CurveType_OC1 sur la valeur ANSI Very inv (Très Inverse ANSI)8. Si nécessaire régler le temps minimum de fonctionnement pour cette courbe en

utilisant le paramètre tMin_OC1 (valeur par défaut 0.05s)



9. Régler StartCurr_OC1 à la valeur de 185%10. Régler VCntrlMode_OC1 sur On11. Régler VDepMode_OC1 sur Slope (Pente)12. Régler VDepFact_OC1 sur la valeur de 0,25 degrés13. Régler UHighLimit_OC1 à la valeur de 100%14. Régler ULowLimit_OC1 à la valeur de 25%

Le bon fonctionnement de la fonction CVGAPC ainsi mise en place peut facilementêtre vérifié en injectant du courant secondaire. Tous les autres réglages peuventconserver les valeurs par défaut. Qui plus est, les autres éléments de protectionintégrés peuvent être utilisés à d'autres fins de protection et d'alarme.

10.1.3.6 Protection contre la perte d'excitation pour alternateur

Voici un exemple montrant comment grâce à l'utilisation d'un élément directionnel deprotection à maximum de courant direct dans la fonction CVGAPC, il est possibled'obtenir une protection contre le perte d'excitation de l'alternateur. Supposons quel'on ait calculé les valeurs suivantes à partir des données nominales de l'alternateur :

• Capacité maximum de l'alternateur à continuellement absorber de la puissanceréactive à zéro de charge active à 38% de la capacité MVA de l'alternateur

• Angle d'arrachement de l'alternateur, 84 degrés

Cette fonctionnalité peut être obtenue en utilisant une fonction CVGAPC. Afind'assurer le bon fonctionnement de la fonction, les actions suivantes devront êtreeffectuées :

1. Connecter les courants et tensions triphasés de l'alternateur à une entité deCVGAPC (par exemple, GF02)

2. Régler le paramètre CurrentInput (Entrée de Courant) sur la valeur PosSeq(Direct)

3. Régler le paramètre VoltageInput (Entrée de Tension) sur la valeur PosSeq(Direct)


5. Régler la valeur de la tension de base sur la tension nominale phase-phase del'alternateur en kV

6. Régler le paramètre RCADir sur la valeur de-84 degrés (c'est-à-dire, tensionconduite par le courant pour cet angle)

7. Régler le paramètre ROADir sur la valeur de 90 degrés8. Régler le paramètre LowVolt_VM sur la valeur de 5%9. Activer un seuil de maximum de courant (par exemple, OC1)10. Sélectionner le paramètre CurveType_OC1 sur la valeur IEC Def. (Définition

CEI) constant11. Régler le paramètre StartCurr_OC1 à la valeur de 38%12. Régler le paramètre tDef_OC1 sur la valeur de 2.0s (réglage type)



13. Régler le paramètre DirMode_OC1 sur Forward (Aval)14. Régler le paramètre DirPrinc_OC1 sur IcosPhi&U15. Régler le paramètre ActLowVolt1_VM sur Block (Blocage)

Le bon fonctionnement de la fonction CVGAPC ainsi mise en place peut facilementêtre vérifié en injectant du courant secondaire. Tous les autres réglages peuventconserver les valeurs par défaut. Il est à noter cependant que les valeurs de réglagepour les angles RCA et ROA seront applicables pour le seuil OC2 si la caractéristiquedirectionnelle est également activée pour ce seuil. La Figure 99 illustre lacaractéristique de protection d'ensemble

Qui plus est, les autres éléments de protection intégrés peuvent être utilisés à d'autresfins de protection et d'alarme.

0.2 0.4 0.6

-0.2

0.6

0.8

0.8 1

DILowSet

B

A

C

0.4

0.2

0

1.2 1.4

-0.4

-0.6

-0.8

-rca

Zone d’opération

Q [pu]

P[pu]

rca

UPS

IPSILowSet

Zone d’opération

en05000535.vsdIEC05000535 V2 FR

Figure 99: Perte d'excitation



Section 11 Surveillance du système secondaire

11.1 Supervision fusion fusible FUFSPVC




Supervision fusion fusible FUFSPVC - -

11.1.2 Application

Différentes fonctions de protection du DEI de protection fonctionnent sur la base dela tension mesurée au point de relais. Voici quelques exemples :

• Fonctions de protection d'impédance• Fonction de minimum de tension.• Fonction de mise sous tension et de vérification de tension pour la logique de

faible report de charge.

Ces fonctions peuvent fonctionner de manière accidentelle si un défaut se produit dansles circuits secondaires entre les transformateurs de mesure de tension et le DEI.

Il est possible d'utiliser d'autres mesures afin de prévenir ces fonctionnementsindésirables. Les disjoncteurs miniatures sur les circuits de mesure de la tensiondoivent être placés aussi près que possible des transformateurs de tension pourinstruments, et doivent être équipés de contacts auxiliaires avec liaison filaire vers lesDEI. Des DEI séparés de surveillance fusion fusible ou des éléments à l'intérieur de laprotection avec des dispositifs de surveillance offrent d'autres possibilités. Cessolutions se combinent entre elles afin d'obtenir le meilleur effet possible de lafonction de supervision de fusion fusible (FUFSPVC).

La fonction FUFSPVC intégrée dans les produits de DEI peut fonctionner sur la basede signaux binaires externes provenant du disjoncteur miniature ou du sectionneur deligne. La première option influence le fonctionnement de toutes les fonctionsdépendantes de la tension, tandis que la deuxième option n'affecte pas les fonctions demesure d'impédance.

L'algorithme de détection de composante inverse, basé sur les grandeurs de mesure dela composante inverse est recommandé pour installation sur les réseaux isolés ou mis

1MRK 505 302-UFR - Section 11Surveillance du système secondaire


à la terre avec une forte impédance : une valeur élevée de tension 3U2 sans présencede courant inverse 3I2 est une condition favorisant un événement de fusion fusible.

L'algorithme de détection de composante homopolaire, basé sur les grandeurs demesure de la composante homopolaire est recommandé pour installation sur lesréseaux isolés ou mis à la terre avec une forte impédance: une valeur élevée de tension3U0 sans présence de courant résiduel 3I0 est une condition favorisant un événementde fusion fusible. Dans les cas où la ligne peut être faiblement alimentée en couranthomopolaire, il faudra éviter cette fonction.

Un critère basé sur les mesures de delta de courant et de tension peut être ajouté à lasurveillance de fusion fusible afin de détecter une fusion fusible triphasée. Cettesolution s'avère bénéfique lors de la commutation de transformateur triphasé.



Les tensions et courants à composante inverse et homopolaire existent toujours dus àdiverses dissymétries dans le système primaire et à des différences dans lestransformateurs de mesure de courant et tension. La valeur minimum pour lefonctionnement des éléments de mesure de courant et tension doit toujours être régléeavec une marge de sécurité de 10 à 20% selon les conditions de fonctionnement dusystème.

Soyez particulièrement vigilant à la dissymétrie des grandeurs de mesure lorsque lafonction est utilisée sur des lignes longues, non-transposées, sur des lignes multi-circuits etc.

Les paramétrages de la composante inverse, de la composante homopolaire et del'algorithme basé sur le delta, sont en pourcentage de la tension de base et courant debase de la fonction. Les valeurs de DEI de la base commune pour le courant primaire(IBase), la tension primaire (UBase) et la puissance primaire (SBase) sont définiesdans les Valeurs de Base Globale GBASVAL. Le réglage GlobalBaseSel est utilisépour sélectionner une fonction GBASVAL spécifique et utiliser ses valeurs de base.

11.1.3.2 Réglage des paramètres communs

Positionner le sélecteur de mode de fonctionnement Operation (Fonctionnement) surOn pour déclencher la fonction de fusion fusible.

Le seuil de tension USealIn< est utilisé pour identifier un état de tension faible dansle système. Régler USealIn< en dessous du minimum de tension de fonctionnementqui pourrait se produire au cours d'une situation d'urgence. Nous proposons un réglaged'environ 70% de UBase.

Le temps de retour de 200 ms nécessaire à la détection de phase morte, nous incite àrecommander de toujours régler SealIn sur On ce qui rendra l'indication de fusion

Section 11 1MRK 505 302-UFR -Surveillance du système secondaire


fusible fiable pour un défaut de fusible persistant lors de la fermeture du disjoncteurlocal, lorsque la ligne est déjà sous tension à l'autre extrémité. Lorsque le disjoncteurà distance se ferme, la tension reviendra sauf dans la phase présentant le défaut defusion fusible persistant. Comme le disjoncteur local est ouvert, il n'y a pas de courantet l'indication de phase morte persistera dans la phase avec le fusible grillé. À lafermeture du disjoncteur local, le courant s'écoulera à nouveau et la fonction détecterala situation de fusion fusible. Mais due à la temporisation de retour de 200 ms, la sortieBLKZ ne sera activée qu'après écoulement des 200 ms. Ceci signifie que les fonctionsà distance ne sont pas bloquées et due à la situation de "pas de tension, mais ducourant", un déclenchement peut se produire.

Le sélecteur de mode de fonctionnement OpMode a été introduit pour une meilleureadaptation aux exigences du système. Le mode de sélecteur permet de sélectionner desinteractions entre l'algorithme de séquence inverse et l'algorithme de séquencehomopolaire. Dans des applications normales, le paramètre OpMode est soit réglé surUNsINs pour sélectionner l'algorithme à composante inverse ou UZsIZs pourl'algorithme à composante homopolaire. Si des études du système ou l'expérience surle terrain montrent qu'il existe un risque pour que la fonction de fusion fusible ne soitpas activée du aux conditions du système, l'on pourra augmenter la fiabilité de lafonction de fusion fusible si OpMode est réglé sur UZsIZs OR UNsINs ou OptimZsNs.En mode UZsIZs OR UNsINs les deux algorithmes basés sur la composante inverse etla composante homopolaire sont activés et coopèrent selon une condition basée sur leOR (OU). Également dans le mode OptimZsNs les deux algorithmes de composanteinverse et homopolaire sont activés et celui qui présente l'amplitude la plus élevée decourant mesuré à composante inverse ou homopolaire, sera celui qui fonctionne. S'ilest nécessaire d'augmenter la sécurité de la fonction de défaut de fusible, OpMode peutêtre positionné sur UZsIZs AND (ET) UNsINs ce qui a pour résultat d'activer les deuxalgorithmes à composante inverse et homopolaire. Ceux-ci vont travailler souscondition de AND (ET), c'est-à-dire que les deux algorithmes à la fois doivent donnerleur condition de blocage afin d'activer les signaux de sortie BLKU ou BLKZ.

11.1.3.3 Basés sur séquence inverse

La valeur de réglage du relais 3U2> est donnée en pourcentage de la tension de baseUBase et ne doit pas être réglée sous la valeur calculée selon l'équation 83.

3 23 2 100UU

UBase> = ×


où :

3U2 est la tension maximale inverse durant les conditions de fonctionnement normal, plus unemarge de 10....20%

UBase est la tension de base pour la fonction selon le réglage de GlobalBaseSel



Le réglage de la limite de courant 3I2< est en pourcentage du global IBase. Le réglagede 3I2< doit être supérieur au courant normal de déséquilibre qui pourrait exister dansle système et peut être calculé selon l'équation 84.

3 23 2 100IIIBase

= < ×


où :

3I2 est la tension maximale inverse durant les conditions de fonctionnement normal, plus une margede 10....20%

IBase est la tension de base pour la fonction selon le réglage de GlobalBaseSel

11.1.3.4 Basés sur la séquence homopolaire

La valeur de réglage du DEI 3U0> est donnée en pourcentage de la valeur de la tensionde base UBase. La valeur de réglage de 3U0> ne doit pas être inférieure à la valeur quiest calculée selon l'équation 85.

3 03 0 = 100

UU

UBase> ×


où :

3U0 est la tension maximale homopolaire durant les conditions de fonctionnement normal, plus unemarge de 10....20%

UBase est la tension de base pour la fonction selon le réglage de GlobalBaseSel

Le réglage de la limite de courant 3I0< est fait en pourcentage de lBase. Le réglage de3I0< doit être supérieur au courant normal de déséquilibre qui pourrait exister dans lesystème. Le réglage peut être calculé selon l'équation 86.

3 03 0 100IIIBase

= × <


où :

3I0< est le courant maximal homopolaire durant les conditions de fonctionnement normal, plus unemarge de 10....20%

IBase est le courant de base pour la fonction selon le réglage de GlobalBaseSel



11.1.3.5 Delta U et delta I

Positionner le sélecteur de mode de fonctionnement OpDUDI sur On si la fonction dedelta doit être opérationnelle.

Le réglage de DU> doit être élevé (approximativement 60% de UBase) et le seuil decourant DI< bas (approximativement 10% de IBase) pour éviter tout fonctionnementindésirable provoqué par les conditions de commutation normale du réseau. Lafonction de delta de courant et delta de tension doit toujours être utilisée ensembleavec l'algorithme de séquence inverse ou homopolaire. Si USetprim est la tensionprimaire pour le fonctionnement de dU/dt et ISetprim le courant primaire pour lefonctionnement de dI/dt, le réglage de DU> et DI< sera donné selon l'équation 87 etl'équation 88.

DUUSet

UBaseprim> = 100.


DIISetIBase

prim< = 100.


Le seuil de tension UPh> est utilisé pour identifier un état de tension faible dans lesystème. Régler UPh> en dessous du minimum de tension de fonctionnement quipourrait se produire au cours d'une situation d'urgence. Un réglage d'environ 70% deUBase est recommandé.

Le seuil de courant IPh> doit être réglé plus bas que le IMinOp pour la fonction deprotection à distance. Une valeur inférieure de 5....10% est recommandée.

11.1.3.6 Détection de ligne morte

La condition de fonctionnement de la détection de ligne morte est réglée par lesparamètres IDLD< pour le seuil de courant et UDLD< pour le seuil de tension.

Régler le paramètre IDLD< avec suffisamment de marge en dessous du minimum decourant de charge attendu. Une marge de sécurité d'au moins 15-20% estrecommandée. La valeur de fonctionnement ne doit cependant pas dépasser le courantde charge maximum d'une ligne aérienne lorsqu'une seule phase est déconnectée(couplage mutuel dans les autres phases).

Régler le paramètre UDLD< avec suffisamment de marge en dessous du minimum detension de fonctionnement attendue. Une marge de sécurité d'au moins 15% estrecommandée.

11.2 Supervision fusion fusible VDSPVC






Supervision fusion fusible VDSPVC VTS 60

11.2.2 Application

Certaines fonctions de protection fonctionnent sur la base de la tension mesurée aupoint de relais. Ces fonctions de protection consistent par exemple en la fonction deprotection à distance, la fonction de protection à minimum de tension et la fonction decontrôle de mise sous tension. Un dysfonctionnement de ces fonctions est possible sila tension mesurée est incorrecte dûe à un défaut de fusible (fusion fusible) ou àd'autres types de défauts dans le circuit de mesure de la tension.

VDSPVC est conçu pour détecter les cas de fusion fusible ou les défauts dans le circuitde mesure de la tension basé sur la comparaison des tensions par phase dans les deuxcircuits, avec fusible principal et avec fusible pilote. La sortie VDSPVC peut êtreconfigurée pour bloquer les fonctions de protection dépendantes de la tension, tellesque la protection à distance grande vitesse, les relais à minimum de tension, les relaisde sous-impédance, etc.



FuseFailSupvnDEI

L1 L2 L3

U2L

1

U2L

2

U2L

3

U1L

1

U1L

2

U1L

3


Circuit TP principal

Circ

uit T

P p

ilote

IEC12000143 V1 FR

Figure 100: Application de VDSPVC


Les paramètres de la fonction Supervision fusion fusible VDSPVC sont définis vial'IHM locale ou le PCM600.

Le type d'entrée de tension (phase-phase ou phase-neutre) est sélectionné en utilisantles paramètres ConTypeMain et ConTypePilot pour les deux groupes de fusibles,fusibles principaux et fusibles pilotes respectivement.

Le type de connexion pour les deux groupes de fusibles, principal etpilote doit être cohérent.



Les réglages Ud>MainBlock, Ud>PilotAlarm et USealIn sont en pourcentage de latension de base, UBase. Régler UBase sur la tension nominale primaire phase-phasedu transformateur de potentiel de tension. UBase est disponible dans les groupes devaleurs Global Base Value; le groupe spécifique Global Base Value utilisé parVDSPVC, est défini par le paramètre GlobalBaseSel.

Les réglages Ud>MainBlock et Ud>PilotAlarm doivent être définis bas (environ 30%de UBase) de façon à être sensibles au défaut de circuit de mesure de tension, puisqu'ily a une tension égale des deux côtés lors de bonnes conditions de fonctionnement. SiUSetPrim est la tension entre phases primaire de démarrage voulue du groupe de fusiblemesuré, le réglage de Ud>MainBlock et de Ud>PilotAlarm sera donné conformémentà l'équation 89.

> or > 100S etPrim

Base

UUd MainBlock Ud PilotAlarmU

= ×

IECEQUATION2424 V2 FR (Équation 89)

USetPrim est défini comme tension de phase à neutre ou de phase - phase dépendante dela sélection de ConTypeMain et de ConTypePilot. Si ConTypeMain et ConTypePilotsont réglés sur Ph-N alors la fonction effectue en interne le rééchelonnement deUSetPrim.

Lorsque SealIn est réglé sur On et le défaut de fusible a duré plus de 5 secondes, lesfonctions de protection bloquées resteront bloquées jusqu'au rétablissement desconditions de tension normale supérieures au réglage de USealIn . Les sorties defusion fusible (défaut fusible) sont désactivées une fois que les conditions de tensionnormales sont rétablies.



Section 12 Contrôle-commande

12.1 Contrôle de synchronisme, contrôle de mise soustension et synchronisation SESRSYN




Contrôle de synchronisme, contrôle demise sous tension et synchronisation

SESRSYN

sc/vc

SYMBOL-M V1 FR

25

12.1.2 Application

12.1.2.1 Synchronisation

Une fonction de synchronisation est fournie afin de permettre la fermeture desdisjoncteurs entre les réseaux asynchrones. La commande de fermeture de disjoncteurest émise au moment optimal lorsque les conditions dans le disjoncteur sont rempliesafin d'éviter tout contrainte sur le réseau et ses composants.

Les systèmes sont définis comme étant asynchrones lorsque la différence defréquence entre le jeu de barre et la ligne est plus importante qu'un paramètre réglable.Si la différence de fréquence est inférieure à sa valeur de seuil, le système est définicomme ayant un circuit parallèle et la fonction de synchrocheck (contrôle desynchronisme) est utilisée.

La fonction de synchronisation mesure la différence entre la tension deLigne U-etcelle du Jeu de barres U. Elle opère et active une commande de fermeture audisjoncteur lorsque l'angle de fermeture calculé est égal à l'angle de déphasage et queles conditions suivantes sont simultanément remplies :

• Les tensions U-de la Ligne et U-du jeu de barres sont plus élevées que les valeursdéfinies pour UHighBusSynch et UHighLineSynch à partir des tensions de baseGblBaseSelBus et GblBaseSelLine.

• La différence de tension est inférieure à la valeur définie de UDiffSynch.• La différence de fréquence est inférieure à la valeur définie de FreqDiffMax et

supérieure à la valeur définie de FreqDiffMin. Si la fréquence est en dessous de

1MRK 505 302-UFR - Section 12Contrôle-commande


la valeur de FreqDiffMin le contrôle de synchronisme (synchrocheck) est utiliséet la valeur de FreqDiffMin doit ainsi être identique à la valeur FreqDiffM respFreqDiffA pour la fonction de contrôle de synchronisme (synchrocheck). Lesfréquences du jeu de barres et de la ligne doivent également se trouver dans uneplage de +/- 5 Hz par rapport à la fréquence nominale. Lorsque l'option desynchronisation est également inclue pour le réenclencheur automatique, il n'y aaucune raison d'avoir des réglages de fréquence différents pour lesréenclenchements manuel et automatique et la différence de valeurs de fréquencepour le contrôle de synchronisme doit être maintenu bas.

• Le taux de variation de la fréquence est inférieur à la valeur définie pour à la foisla tension U-du Jeu de Barres et celle U-de la Ligne.

• L'angle de fermeture est défini par le calcul de la fréquence de glissement et dutemps de pré-fermeture requis.

La fonction de synchronisation compense la fréquence de glissement mesurée et ledélai de fermeture du disjoncteur. L'avance de phase est calculée en continu. L'anglede fermeture est la modification de l'angle pendant le délai de fermeture du disjoncteurdéfini par Temps fermeture disj.

La tension de référence peut être de phase à neutre L1, L2, L3 ou entre phases L1-L2,L2-L3, L3-L1 ou directe (Nécessite une tension triphasée, c'est-à-dire UL1, UL2 etUL3) . En paramétrant les phases utilisées pour SESRSYN, avec les réglagesSelPhaseBus1, SelPhaseBus2, SelPhaseLine1 et SelPhaseLine2, une compensations'effectue automatiquement pour la différence d'amplitude de tension et la différenced'angle de déphasage si différentes valeurs de réglage sont sélectionnées pour les deuxcôtés du disjoncteur. Si nécessaire, un autre ajustement de l'angle de déphasage peutêtre effectué pour la tension de la ligne sélectionnée à l'aide du réglage PhaseShift(Changement de phase).

12.1.2.2 Contrôle de Synchronisme

Le principal objectif de la fonction de contrôle de Synchronisme est de fournir uncontrôle de fermeture des disjoncteurs dans les réseaux de puissance de façon àempêcher la fermeture si les conditions de synchronisme ne sont pas détectées. Il estégalement utilisé afin d'empêcher la reconnexion de deux systèmes, qui sont divisésaprès ilotage et après réenclenchement triphasé.

Le réenclenchement monophasé ne nécessite pas de contrôle desynchronisme puisque le système est relié par deux phases.

Le bloc fonctionnel SESRSYN comprend les deux fonctions de contrôle desynchronisme et de mise sous tension permettant la fermeture lorsque l'un des côtés dudisjoncteur est mort. La fonction SESRSYN comporte également un dispositif intégréde sélection de tension permettant l'adaptation à diverses configurations de jeux debarres.

Section 12 1MRK 505 302-UFR -Contrôle-commande


~ ~~~ ~~

en04000179.vsd

IEC04000179 V1 FR

Figure 101: Deux systèmes de puissance électriques interconnectés

La figure 101 montre deux systèmes de puissance interconnectés. Le nuage montreque l'interconnexion peut être plus éloignée, c'est-à-dire une connexion faible viad'autres stations. Le besoin d'un contrôle de synchronisation augmente si le systèmemaillé se réduit, puisque le risque de deux réseaux n'étant plus synchrones lors d'unefermeture manuelle ou automatique, est plus grand.

La fonction de contrôle de synchronisme mesure les conditions dans le disjoncteur etles compare aux limites définies. La sortie est émise uniquement quand toutes lesconditions mesurées sont simultanément dans leurs limites définies. Le contrôleconsiste en :

• Ligne et jeu de barre sous tension.• Différence de niveau de tension.• Différence de fréquence (glissement) Les fréquences du jeu de barres et de la

ligne doivent également se trouver dans une plage de +/- 5 Hz par rapport à lafréquence nominale.

• Différence d'angle de déphasage.

Une temporisation est disponible pour s'assurer que les conditions sont rempliespendant un laps de temps minimum.

Dans les systèmes de puissance très stables, la différence de fréquence estinsignifiante ou égale à zéro pour une fermeture commandée manuellement ou unefermeture par réenclenchement automatique. Dans des conditions stables, unedifférence d'angle de déphasage plus importante peut être autorisée , car ceci estparfois le cas sur une ligne longue et bien chargée. Pour cette application, nousacceptons un contrôle de synchronisme avec un temps de fonctionnement long et unehaute sensibilité concernant la différence de fréquence. Le réglage de la différenced'angle de déphasage peut être défini pour des conditions stables.

Un autre exemple est le fonctionnement d'un système de puissance électrique qui estperturbé par un épisode de défaut : après l'élimination du défaut, un réenclenchementà haute vitesse se produit. Cela peut provoquer un pompage sur le réseau etcommencer à faire osciller la différence d'angle de déphasage. Généralement, ladifférence de fréquence est la dérivée de temps de la différence d'angle de déphasageet oscillera en général entre des valeurs positives et négatives. Lorsqu'il est nécessairede fermer le disjoncteur par réenclenchement automatique après élimination d'undéfaut, une certaine différence de fréquence doit être tolérée, de façon plus importanteque dans la condition stable mentionnée dans le cas ci-dessus. Mais en même temps,



en autorisant une grosse différence d'angle de déphasage, il y a un risque pour que leréenclenchement automatique s'effectue lorsque la différence d'angle de déphasageest importante et en augmentation. Dans ce cas, il vaudrait mieux fermer lorsque ladifférence d'angle de déphasage est plus petite.

Afin de répondre aux exigences ci-dessus, la fonction de contrôle de synchronisme estfournie avec un duplicata des réglages, l'un pour les conditions stables (Manuel) etl'autre pour un fonctionnement dans des conditions de perturbation (Auto).

SynchroCheck

UHighBusSC > 50 - 120 % de GblBaseSelBus

UHighLineSC > 50 - 120 % de GblBaseSelLine

UDiffSC < 0.02 – 0.50 p.u.

PhaseDiffM < 5 - 90 degrés

PhaseDiffA < 5 - 90 degrés

FreqDiffM < 3 - 1000 mHz

FreqDiffA < 3 - 1000 mHz

Fusion fusible

Fusion fusible

Tension ligne Tension

référence

ligne

Tension JdB

=IEC10000079=2=fr=Orig

inal.vsd

IEC10000079 V2 FR

Figure 102: Principe de fonctionnement de la fonction de contrôle desynchronisme

12.1.2.3 Contrôle de mise sous tension

Le but principal de la fonction de mise sous tension est de faciliter la reconnexioncontrôlée des lignes et jeux de barres déconnectés aux lignes et jeux de barres soustension.

La fonction de contrôle de mise sous tension mesure les tensions de ligne et de jeu debarres et les compare aux valeurs de seuil hautes et basses. La sortie est émiseuniquement quand les grandeurs effectives mesurées concordent avec les conditionsdéfinies. La Figure 103 montre deux postes électriques, où le premier (1) est soustension et l'autre (2) est hors tension. La ligne entre les disjoncteurs CBA et CB B estsous tension (DLLB) depuis le poste éclectique 1 via le Disjoncteur A et la mise soustension du poste 2 est effectuée par le dispositif de contrôle de mise sous tension dudisjoncteur CB B pour ce disjoncteur DBLL. (ou les Deux).



~

1 2

A

Contrôle de mise sous tension

UHighBusEnerg > 50 - 120 % de GblBaseSelBus

UHighLineEnerg > 50 - 120 % de GblBaseSelLine

ULowBusEnerg < 10 - 80 % de GblBaseSelBus

ULowLineEnerg < 10 - 80 % de GblBaseSelLine

UMaxEnerg < 50 - 180 % de GblBaseSelBus et/ou

GblBaseSelLine

Tension ligneTension JdB

=IEC10000078=4=fr=Original.vs

d

B

IEC10000078 V4 FR

Figure 103: Principe de la fonction de contrôle de mise sous tension

L'opération de mise sous tension peut fonctionner dans le sens du Jeu de barres soustension de la ligne morte (DLLB), dans le sens du Jeu de barres mort de la ligne soustension (DBLL), ou dans les deux directions via le disjoncteur. La mise sous tensionprovenant de sens différents peut être différente pour le réenclenchement automatiqueet la fermeture manuelle du disjoncteur. Pour la fermeture manuelle, la fermeture peutêtre autorisée lorsque les deux côtés du disjoncteurs sont morts, Jeu de barre MortLigne Morte "Dead Bus Dead Line" (DBDL).

L'équipement est considéré comme étant sous tension (Live) si la tension estsupérieure à la valeur définie pour UHighBusEnerg ou UHighLineEnerg des tensionsde base de GblBaseSelBus et de GblBaseSelLine, qui sont définies dans les groupes deValeur de Base Globale ; de façon similaire, l'équipement est considéré comme étanthors tension (Mort) si la tension est en dessous de la valeur définie pourULowBusEnerg ou ULowLineEnerg des groupes de Valeurs de Base Globale. Uneligne déconnectée peut avoir un potentiel considérable dû à des facteurs tels quel'induction d'une ligne parallèle, ou une alimentation via des condensateurs quis'éteignent dans les disjoncteurs. Cette tension peut atteindre plus de 50% de la tensionde base de la ligne. Normalement, pour les disjoncteurs avec des éléments simples(<330 kV) le niveau se situe bien en dessous de 30%.

Lorsque le sens de mise sous tension correspond aux paramètres, la situation doit êtreconstante pendant un certain temps avant que le signal de fermeture ne soit autorisé.L'objectif de la temporisation de fonctionnement est de s'assurer que le côté mort restehors tension et que la situation ne résulte pas d'une interférence temporaire.

12.1.2.4 Sélection de tension

La fonction de sélection de tension est utilisée pour la connexion de tensionsappropriées aux fonctions de contrôle de synchronisme, de synchronisation et decontrôle de mise sous tension. Par exemple lorsque le DEI est utilisé dans une



configuration de double jeu de barres, la tension qui doit être sélectionnée, dépend del'état des disjoncteurs et/ou sectionneurs. En vérifiant l'état des contacts auxiliaires dessectionneurs, les tensions correctes pour les fonctions de synchronisation, contrôle desynchronisme et contrôle de mise sous tension peuvent être sélectionnées.

Les catégories de choix de tension disponibles sont pour les disjoncteurs simples avecdouble jeu de barres et les configurations à 1½ disjoncteur. Les configurations avec undouble disjoncteur et un disjoncteur simple avec un simple jeu de barres ne nécessitentaucune fonction de sélection de tension. Également, un disjoncteur simple avec undouble jeu de barres utilisant une sélection de tension externe ne requiert aucunesélection de tension interne.

La mise sous tension manuelle d'un diamètre complètement ouvert dans un poste à 1½disjoncteur est autorisée par logique interne.

Les tensions provenant des jeux de barres et des lignes doivent être connectéesphysiquement aux entrées de tension dans le DEI et connectées, via les logiciels dePCM, à chacune des fonctions de SESRSYN disponibles dans le DEI.

12.1.2.5 Fusion de fusible externe

Soit les signaux de fusion fusible externes ou soit les signaux de fusible déclenché (oud'un disjoncteur miniature) sont connectés aux entrées binaires HW du DEI ; cessignaux sont connectés aux entrées de la fonction SESRSYN dans l'outil deconfiguration des applications de PCM600. La fonction de surveillance interne defusion fusible peut également être utilisée en présence d'une tension triphasée. Lesignal BLKU, de la fonction de surveillance interne de fusion fusible, est donc utiliséet connecté aux entrées de supervision de fusible du bloc fonctionnel de SESRSYN.En cas de fusion fusible, la fonction SESRSYN - mise sous tension est bloquée.

Les entrées UB1OK/UB2OK et UB1FF/UB2FF sont liées à la tension de jeu de barreet les entrées ULN1OK/ULN2OK et ULN1FF/ULN2FF sont liées à la tension deligne.

Sélection externe du sens de mise sous tensionLa mise sous tension peut être sélectionnée en utilisant les blocs fonctionnels delogique disponibles. Ci-dessous, voici un exemple dans lequel le choix de mode se faitvia un bloc fonctionnel de bouton de sélection grâce à un symbole, créé dans l'outild'Éditeur de Concept Graphique (GDE) sur l'IHM locale. Mais alternativement, unbouton physique de sélection peut être placé en façade du panneau qui est connecté àun bloc fonctionnel de conversion binaire/entier (BI16).

Si l'entrée PSTO est utilisée, connectée au bouton Local-À Distance sur l'IHM locale,le choix peut également être à partir du système de la station IHM, d'utiliser ABBMicroscada via la communication CEI 61850–8–1.

L'exemple de connexion pour la sélection du mode de mise sous tension manuel estillustré dans la figure 104. Les noms sélectionnés ne sont que des exemples, mais vousnoterez que le symbole sur l'IHM locale ne peut montrer que la position active dusélecteur virtuel.



IEC07000118 V3 FR

Figure 104: Sélection du sens de mise sous tension à partir d'un symbole del'IHM locale via un bloc fonctionnel de bouton de sélection.

12.1.3 Exemples d'application

Le bloc fonctionnel de synchronisation peut également être utilisé dans quelquesconfigurations de poste d'interconnexion, mais avec d'autres réglages de paramètres.Voici ci-dessous quelques exemples montrant comment différentes configurationssont connectées aux entrées analogiques de DEI et au bloc fonctionnel SESRSYN. Unseul bloc fonctionnel est utilisé par disjoncteur.

Les entrées utilisées dans l'exemple ci-dessous sont des exemplestypes et peuvent être changées en utilisant les outils de configurationet de matrice des signaux.

Les instances de SESRSYN et du bloc fonctionnel SMAI doiventavoir le même temps de cycle dans la configuration de l'application.



12.1.3.1 Disjoncteur simple avec jeu de barres simple

WA1_MCB

LIGNE

WA1

QB1

QA1

=IEC10000093=4=fr=Or

iginal.vsd

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

GRP_OFF

UB1OK

UB1FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT

WA1_VT

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

IEC10000093 V4 FR

Figure 105: Connexion du bloc fonctionnel SESRSYN dans une configurationavec un jeu de barre simple

La figure 105 illustre les principes de connexion pour un jeu de barres simple. Pour lafonction SESRSYN il y a un transformateur de tension de chaque côté du disjoncteur.Les connexions du circuit de transformateur de tension sont très simples et nenécessitent aucune sélection de tension.

La tension du TT de jeu de barre est connectée à U3PBB1 et la tension du TT de laligne est connectée à U3PLN1. Les positions des fusibles de TT doivent égalementêtre connectées comme indiqué ci-dessus. Le paramètre de sélection de tensionCBConfig est réglé sur No voltage sel (Pas de sélection de tension).



12.1.3.2 Disjoncteur simple pour double jeu de barres, sélection de tensionexterne

WA1

WA2

QB1

QB2

LIGNE

QA1

=IEC10000094=4=fr=O

riginal.vsd

WA2_MCBWA1_MCB

LINE_VT

LINE_MCB

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

GRP_OFF

UB1OK

UB1FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT/

WA2_VT

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB/

WA2_MCBWA1_MCB / WA2_MCB

WA1_VT / WA2_VT

IEC10000094 V4 FR

Figure 106: Connexion du bloc fonctionnel SESRSYN dans une configurationavec un disjoncteur simple et double jeu de barres avec sélection detension externe.

Dans ce type de configuration, aucune sélection de tension interne n'est nécessaire. Lasélection de tension est assurée par des relais externes qui sont généralementconnectés selon la figure 106. Une surveillance adéquate de la tension et de fusionfusible de TT pour les deux jeux de barres est sélectionnée d'après la position dessectionneurs de jeux de barre. Cela signifie que les connexions au bloc fonctionnelseront les mêmes que pour la configuration à un jeu de barres simple. Le paramètre desélection de tension CBConfig est réglé sur No voltage sel (Pas de sélection detension).



12.1.3.3 Disjoncteur simple pour double jeu de barres, sélection de tensioninterne

WA1WA2

QB1

QB2

LIGNE

QA1


WA1_MCB WA2_MCB

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

WA1_VT

WA2_VT

QB2

QB1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

B1QOPENB1QCLDB2QOPENB2QCLD

UB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FF

WA1_VT

WA2_VT

LINE_VT

QB1

QB2

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE_MCB

IEC10000095 V4 FR

Figure 107: Connexion du bloc fonctionnel SESRSYN dans une configurationavec un disjoncteur simple et double jeu de barres avec sélection detension interne.

Lorsqu'une sélection de tension interne est nécessaire, les connexions du circuit detransformateur de tension sont réalisées selon la figure 107. La tension du TT de jeude barres 1 est connectée à U3PBB1 et la tension du jeu de barres 2 est connectée àU3PBB2. La tension du TT de la ligne est connecté à U3PLN1. Les positions dessectionneurs et des fusibles de TT doivent être connectées comme illustré dans lafigure 107. Le paramètre de sélection de tension CBConfig est réglé sur Double jeu debarres.



12.1.3.4 Disjoncteur double

WA1

WA2

WA1_QA1

WA2_QA1

LIGNE

WA1_MCBWA2_MCB

LINE_MCB

LINE_MCB

WA1_VT

WA1_QA1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

WA1_VT

LINE_VT

UB1OKUB1FF

ULN1OKULN1FF

WA1_MCB

LINE_MCB

WA2_QA1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

WA2_VT

LINE_VT

UB1OKUB1FF

ULN1OKULN1FF

WA2_MCB

LINE_MCB

WA2_MCB

WA1_MCB

WA2_VT

LINE_VT


IEC10000096 V4 FR

Figure 108: Connexion du bloc fonctionnel SESRSYN dans une configurationavec disjoncteur double

Une configuration avec un disjoncteur double nécessite deux blocs fonctionnels, l'unpour le disjoncteur WA1_QA1 et l'autre pour le disjoncteur WA2_QA1. Aucunesélection de tension n'est nécessaire, parce que la tension du TT de jeu de barres 1 estconnectée à U3PBB1 sur SESRSYN pour WA1_QA1 et la tension du TT de jeu debarres 2 est connectée à U3PBB1 sur SESRSYN pour WA2_QA1. La tension du TTde la ligne est connecté à U3PLN1 sur les deux blocs fonctionnels. La condition desfusibles de TT doit également être connectée comme indiqué dans la figure 107. Leparamètre de sélection de tension CBConfig est réglé sur No voltage sel (Pas desélection de tension) pour les deux blocs fonctionnels.

12.1.3.5 1 1/2 disjoncteur

La figure 109 décrit une configuration à 1 ½ disjoncteur avec trois fonctionsSESRSYN dans le même DEI, chacune traitant la sélection de tension pour lesdisjoncteurs WA1_QA1, TIE_QA1 et WA2_QA1 respectivement. La tension du TTde jeu de barres 1 est connecté à U3PBB1 sur les trois blocs fonctionnels et la tensiondu TT de jeu de barres 2 est connectée à U3PBB2 sur les trois blocs fonctionnels. Latension du TT de la ligne1 est connectée à U3PLN1 sur les trois bloc fonctionnels etla tension du TT de la ligne2 est connectée à U3PLN2 sur les trois blocs fonctionnels.Les positions des sectionneurs et des fusibles de TT doivent être connectées commeillustré dans la Figure 109.



LINE1

QB2QB1

QB61 QB62

WA1

WA2

=IEC10000097=4=fr=Original.

vsd

Paramètre de réglage CBConfig = 1 1/2 disj. JdB

Paramètre de réglage CBConfig = Disj. de Liaison

Paramètre de réglage CBConfig = 1 ½ disj. alt. JdB

WA2_QA1

TIE_QA1

LINE1_QB9

WA1_QA1

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

TIE_QA1

WA2_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*

B1 QOPENB1 QCLDB2 QOPENB2 QCLDLN1 QOPENLN1 QCLDLN2 QOPENLN2 QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FF

U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

WA1_QA1

WA2_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*


U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

WA1_QA1

TIE_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*


U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

LINE1_MCB

TIE_QA1

LINE2

LINE2_MCB

LINE2_VT

LINE1_VT

LINE2_QB9

WA1_QA1

WA2_QA1

WA2_VT

WA2_MCB

WA1_MCB

WA1_VT

WA1_QB6 WA2_QB6

LINE1_QB9

WA1_QA1

TIE_QA1

WA2_QA1

LINE2_QB9

IEC10000097 V4 FR

Figure 109: Connexion du bloc fonctionnel SESRSYN dans une configuration avec un 1 ½ disjoncteur avecsélection de tension interne.



Les connexions sont similaires dans toutes les fonctions SESRSYN, sauf lesindications de position de disjoncteur. Les connexions physiques analogiques detensions et la connexion au DEI et aux blocs fonctionnels SESRSYN doivent êtresoigneusement vérifiées dans PCM600. Dans toutes les fonctions SESRSYN, lesconnexions et configurations doivent obéir aux règles suivantes : Normalement laposition de l'appareil est connectée avec des contacts montrant à la fois la positionouverte (de type b) et la position fermée (de type a).

WA1_QA1 :

• B1QOPEN/CLD = Position du disjoncteur TIE_QA1 et des sectionneurs luiappartenant

• B2QOPEN/CLD = Position du disjoncteur WA2_QA1 et des sectionneurs luiappartenant

• LN1QOPEN/CLD = Position du sectionneur de LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position du sectionneur de LINE2_QB9• UB1OK/FF = Surveillance du fusible WA1_MCB• UB2OK/FF = Surveillance du fusible WA2_MCB• ULN1OK/FF = Surveillance du fusible LINE1_MCB• ULN2OK/FF = Surveillance du fusible LINE2_MCB• Le réglage CBConfig = Disjoncteur à 1 1/2 jeu de barres

TIE_QA1 :



• LN1QOPEN/CLD = Position du sectionneur de LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position du sectionneur de LINE2_QB9• UB1OK/FF = Surveillance du fusible WA1_MCB• UB2OK/FF = Surveillance du fusible WA2_MCB• ULN1OK/FF = Surveillance du fusible LINE1_MCB• ULN2OK/FF = Surveillance du fusible LINE2_MCB• Le réglage CBConfig = Tie CB

WA2_QA1 :


• B2QOPEN/CLD = Position du disjoncteur TIE_QA1 et des sectionneurs luiappartenant

• LN1QOPEN/CLD = Position du sectionneur de LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position du sectionneur de LINE2_QB9• UB1OK/FF = Surveillance du fusible WA1_MCB• UB2OK/FF = Surveillance du fusible WA2_MCB• ULN1OK/FF = Surveillance du fusible LINE1_MCB• ULN2OK/FF = Surveillance du fusible LINE2_MCB• Le réglage CBConfig = 1 1/2 jeu de barres alt. CB



Si seulement deux fonctions SESRSYN sont fournies dans le même DEI, lesconnexions et réglages se font selon les fonctions SESRSYN pour WA1_QA1 etTIE_QA1.


Les paramètres de réglage de la fonction de Synchronisation, contrôle desynchronisme et de contrôle de mise sous tension SESRSYN sont définis via l'IHMlocale ou le PCM600.

Ces directives de réglage décrivent les réglages de la fonction SESRSYN via l'IHMlocale.

La valeur de base commune IED pour la tension primaire ( UBase ) est réglée dans unefonction de valeur de Base Globale GBASVAL, que l'on trouve sous Menuprincipal//Configuration/Système de Puissance/Valeur de Base Globale(GlobalBaseValue)/GBASVAL_X/UBase. La fonction SESRSYN dispose d'unréglage pour la tension de référence de jeu de barres (GblBaseSelBus) et d'un réglagepour la tension de référence de la ligne (GblBaseSelLine) qui indépendamment l'unede l'autre peuvent être réglées pour sélectionner l'une des douze fonctions GBASVALutilisées comme référence des valeurs de base. Cela signifie que la tension deréférence du jeu de barre et de la ligne peuvent être réglées à différentes valeurs. Lesréglages pour la fonction SESRSYN qui se trouvent sous Menu principal/Réglages/Réglages DEI/Contrôle/Synchronisation(25,SC/VC)/SESRSYN(25,SC/VC):Xont été divisés en quatre groupes de réglages différents : Général, Synchronisation,Contrôle de Synchronisme et Contrôle de Mise sous Tension

Réglages générauxFonctionnement : Le mode de fonctionnement peut être réglé sur On ou Off. Leréglage Off désactive toute la fonction.

GblBaseSelBus et GblBaseSelLine

Ces réglages de configuration sont utilisés pour sélectionner l'une des douze fonctionsde GBASVAL ; cette dernière est ensuite utilisée comme tension de référence - valeurde base, pour le jeu de barres et la ligne respectivement.

SelPhaseBus1 et SelPhaseBus2

Paramètres de configuration pour la sélection de la phase de mesure de la tension dujeu de barres 1 et 2 respectivement, qui peut être une tension monophasée (phaseneutre), biphasée (phase-phase) ou tension directe.

SelPhaseLine1 et SelPhaseLine2

Paramètres de configuration pour la sélection de la phase de mesure de la tension dela ligne 1 et 2 respectivement, qui peut être une tension monophasée (phase neutre),biphasée (phase-phase) ou tension directe.



CBConfig

Ce réglage de configuration est utilisé afin de définir le type de sélection de tension.Le type de sélection de tension peut être choisi comme :

• no voltage selection, (pas de sélection de tension) No voltage sel. (pas de sél. detension)

• Disjoncteur simple avec double jeu de barres, Double jeu de barres• Configuration avec1 1/2 disjoncteur connecté au jeu de barres 1, 1 1/2

Disjoncteur de bus• Configuration avec1 1/2 disjoncteur connecté au jeu de barres 2, 1 1/2 alt. de bus

CB• Configuration avec1 1/2 disjoncteur connecté à la ligne 1 et 2, Disjoncteur de

liaison

PhaseShift (Changement de phase)

Ce réglage est utilisé afin de compenser un changement de phase provoqué par untransformateur de puissance entre deux points de mesure pour la tension de jeu debarres (bus) et la tension de ligne. La valeur définie est ajoutée au déphasage mesuréde la ligne. La tension du jeu de barres est la tension de référence.

Réglages de synchronisationOperationSynch (Synchronisation de Fonctionnement)

Le réglage Off désactive la fonction de Synchronisation. Avec le réglage On, lafonction est en mode de service et le signal de sortie dépend des conditions d'entrée.

UHighBusSynch et UHighLineSynch

Les réglages de niveau de tension doivent être choisis en fonction de la tension duréseau pour le jeu de barres/ligne. Les tensions de seuil UHighBusSynch etUHighLineSynch doivent être définies avec des valeurs inférieures à la valeur duréseau dont on attend la synchronisation. La valeur type est 80 % de la tensionnominale.

UDiffSynch

Réglage de la différence de tension entre la tension de la ligne et la tension du jeu debarres. La différence est réglée en fonction de la configuration réseau et des tensionsattendues dans les deux réseaux fonctionnant de manière asynchrone. Un réglagestandard est de 0,10-0,15 secondes.

FreqDiffMin

Le paramètre FreqDiffMin est la différence de fréquence minimum pour laquelle lessystèmes sont définis comme asynchrones. À une différence de fréquence inférieureà cette valeur, les systèmes sont considérés comme parallèles. La valeur type deFreqDiffMin est 10 mHz. Généralement, la valeur doit être basse si les fonctions desynchronisation et de contrôle de synchronisme sont toutes deux fournies. Il vaut



mieux laisser la fonction de synchronisation se fermer car elle se fermera à l'instanceprécise et exacte, si les réseaux fonctionnent avec une différence de fréquence.

Afin d'éviter que les fonctions de synchronisation et contrôle desynchronisme ne se chevauchent, le réglage FreqDiffMin doit êtredéfini à une valeur supérieure au réglage utilisé FreqDiffM, etrespectif de FreqDiffA utilisé pour le contrôle de synchronisme.

FreqDiffMax

Le paramètre FreqDiffMax indique la fréquence de glissement maximum à laquelle lasynchronisation est acceptée. 1/FreqDiffMax montre le temps mis par le vecteur pourfaire 360 degrés, un tour sur le synchronoscope, que l'on appelle le temps deBattement. La valeur type standard de FreqDiffMax se situe entre 200-250 mHz, cequi donne des temps de battement de 4-5 secondes. Les valeurs plus élevées doiventêtre évitées, les deux réseaux étant normalement régulés à des fréquences nominalesindépendantes l'une de l'autre, de façon à minimiser la différence de fréquence.

FreqRateChange

Taux maximum de changement de fréquence autorisé.

tBreaker

Le paramètre tBreaker doit être défini pour correspondre au temps de fermeture dudisjoncteur et doit également inclure les éventuels relais auxiliaires dans le circuit defermeture. Il est important de vérifier qu'aucun composant à logique lente n'est utilisédans la configuration du DEI, ceux-ci pouvant entraîner d'importantes variations dutemps de fermeture. Le réglage habituel est généralement compris entre 80-150 msselon le temps de fermeture du disjoncteur.

tClosePulse

Réglage de la durée de pulsation de fermeture du disjoncteur.

tMaxSynch

Le paramètre tMaxSynch est défini pour réinitialiser le fonctionnement de la fonctionde synchronisation si le fonctionnement ne reprend pas pendant cette durée depulsation. Le réglage doit également permettre de définir FreqDiffMin, qui déciderade la durée maximum nécessaire pour atteindre l'égalité de phase. Pour un réglage de10 mHz, le temps de battement est de 100 secondes. Le paramètre doit alors être aumoins égal à tMinSynch (Temps min synchro) + 100 secondes. Si les fréquences réseausont susceptibles de se trouver hors limites dès le départ, une marge doit être ajoutée.Le réglage standard est de 600 secondes.

tMinSynch

Le paramètre tMinSynch (Temps min synchro) permet de réduire la durée minimumnécessaire à émettre la tentative de fermeture de synchronisation. La fonction de



synchronisation ne donnera aucune commande de fermeture durant cette durée detemps, à partir du moment où commence la synchronisation, même si une condition desynchronisation est remplie. Le réglage standard est de 200 ms.

Réglages de contrôle de synchronismeFonctionnementSC

Le réglage de FonctionnementSC sur Off désactive la fonction contrôle desynchronisme et règle les sorties AUTOSYOK, MANSYOK, TSTAUTSY etTSTMANSY sur des valeurs basses. Avec le réglage On, la fonction est en mode deservice et le signal de sortie dépend des conditions d'entrée.

UHighBusSC et UHighLineSC

Les réglages de niveau de tension doivent être choisis en fonction de la tension duréseau pour le jeu de barres ou la ligne. Les tensions de seuil UHighBusSC etUHighLineSC doivent être définies avec des valeurs inférieures à la valeur du réseaudont on attend la fermeture avec le contrôle de synchronisme. Une valeur type est parexemple 80 % des tensions de base.

UDiffSC

Réglage de la différence de tension entre la ligne et le jeu de barres en p.u. Ce réglageen p.u. est défini comme (U-Bus/GblBaseSelBus) - (U-Line/GblBaseSelLine). Unréglage standard est de 0,10-0,15 p.u.

FreqDiffM et FreqDiffA

Les réglages du niveau de différence de la fréquence, FreqDiffM et FreqDiffA, serontchoisis selon les conditions de réseau. Lors de conditions stables, un réglage avec unedifférence basse fréquence est nécessaire, là où le réglage FreqDiffM est utilisé. Pourle réenclenchement automatique, un réglage avec une différence de fréquence plusgrande est à préférer, là où le réglage FreqDiffA est utilisé. La valeur type deFreqDiffM peut être de 10 mHz, et la valeur type de FreqDiffA peut être de 100-200mHz.

PhaseDiffM et PhaseDiffA

Les réglages du niveau de différence de déphasage, PhaseDiffM et PhaseDiffA, serontégalement choisis selon les conditions de réseau. Le réglage du déphasage doit êtrechoisi afin de permettre la fermeture en condition de charge maximale. En général lavaleur maximum dans des réseaux avec une forte charge peut être de l'ordre de 45degrés tandis que dans la plupart des réseaux l'angle maximum pouvant se produire estinférieur à 25 degrés. Le réglage PhaseDiffM est une limitation au réglage dePhaseDiffA. Fluctuations survenant à la limite du réglage de réenclenchement grandevitesse PhaseDiffA.

tSCM et tSCA

Le but des réglages de temporisation, tSCM et tSCA,est de s'assurer que les conditionsde contrôle de synchronisme restent constantes et que la survenue d'une situation n'est



pas simplement due à une interférence temporaire. Si les conditions ne persistent paspendant la durée spécifiée, la temporisation est réinitialisée et la procédure estredémarrée lorsque les conditions sont à nouveau remplies. La fermeture dudisjoncteur n'est alors pas permise tant que la situation de contrôle de synchronismen'est pas restée constante pendant la temporisation définie. La fermeture manuelle sefait normalement dans des conditions plus stables et un réglage plus long de latemporisation est nécessaire, là où le paramètre tSCM est utilisé. Durant leréenclenchement automatique, une réglage plus court de la temporisation defonctionnement est préférable avec l'utilisation du réglage tSCA. La valeur standardde tSCM peut être 1 seconde et la valeur standard de tSCA peut être 0.1 seconde.

Réglages de contrôle de mise sous tensionAutoEnerg et ManEnerg

Deux réglages différents peuvent être utilisés pour la fermeture automatique etmanuelle du disjoncteur. Les réglages pour chacun des deux modes sont :

• Off, la fonction de mise sous tension est désactivée.• DLLB, Ligne Morte Jeu de barres sous tension, la tension de la ligne est inférieure

à la valeur définie de ULowLineEnerg et la tension du jeu de barres est supérieureà UHighBusEnerg.

• DBLL, Jeu de barres hors tension Ligne sous Tension, la tension du jeu de barresest inférieure à la valeur de ULowBusEnerg et la tension de la ligne est supérieureà UHighLineEnerg.

• Both (Les deux sens), la mise sous tension peut être effectuée dans les deux sens,DLLB ou DBLL.

ManEnergDBDL

Si le paramètre est réglé sur On, la fermeture manuelle est également activée lorsqueles deux tensions, celle de la ligne et du Jeu de barres sont inférieures àULowLineEnerg et ULowBusEnerg respectivement, et ManEnerg est réglé sur DLLB,DBLL ou Both ((Les Deux Sens).

UHighBusEnerg et UHighLineEnerg

Les réglages de niveau de tension doivent être choisis en fonction de la tension duréseau pour le jeu de barres ou la ligne. Les tensions de seuil UHighBusEnerg etUHighLineEnerg doivent être réglées avec des valeurs inférieures à la valeur àlaquelle le réseau est considéré comme étant sous tension. Une valeur type est parexemple 80 % des tensions de base.

ULowBusEnerg et ULowLineEnerg

Les tensions de seuil ULowBusEnerg et ULowLineEnerg, doivent être réglées avecune valeur supérieure à la valeur à laquelle le réseau n'est pas considéré comme étantsous tension. Une valeur typique est par exemple 40% des tensions de base.



Une ligne déconnectée peut avoir un potentiel considérable dû, parexemple, à l'induction d'une ligne parallèle, ou une alimentation viades condensateurs qui s'éteignent dans les disjoncteurs. Cette tensionpeut atteindre et dépasser 30 % de la tension de base de la ligne.

Étant donné que les plages de réglage des tensions de seuil UHighBusEnerg/UHighLineEnerg et ULowBusEnerg/ULowLineEnerg se chevauchent partiellement,les conditions de réglage peuvent être telles que le réglage de la valeur d'un seuil quin'est pas sous tension est plus élevée que la valeur d'un seuil sous tension. Parconséquent, les paramètres doivent être réglés avec soin afin d'éviter toutchevauchement.

UMaxEnerg

Ce réglage est utilisé pour bloquer la fermeture lorsque la tension sur le coté soustension est supérieure à la valeur définie de UMaxEnerg.

tAutoEnerg et tManEnerg

L'objectif des réglages de la temporisation, tAutoEnerg et tManEnerg, est de s'assurerque le côté mort reste hors tension et que la situation ne relève pas d'une interférencetemporaire. Si les conditions ne persistent pas pendant la durée spécifiée, latemporisation est réinitialisée et la procédure est redémarrée lorsque les conditionssont à nouveau remplies. La fermeture du disjoncteur n'est alors pas permise tant quela condition de mise sous tension ne reste pas constante durant toute la durée de latemporisation définie.

12.2 Réenclencheur automatique pour fonctionnementmono/bi et/ou triphasé SMBRREC




Réenclencheur automatique pourfonctionnement mono/bi et/ou triphasé

SMBRREC

O->I

SYMBOL-L V1 FR

79

12.2.2 Application

Dans certains pays, la pratique courante est de restaurer la fourniture avec unetemporisation après le fonctionnement de la protection de jeu de barres pour défaut



interne, la raison étant que de nombreux défauts de jeux de barres sont de naturetransitoire causés par des animaux, des oiseaux, tempêtes, objets volants, etc. Dans cesapplications en général, une ligne d'alimentation pré-sélectionnée estautomatiquement fermée avec une certaine temporisation de façon à essayer deremettre sous tension le jeu de barres défectueux. Généralement, la ligne aérienne laplus longue est sélectionnée de façon à limiter le courant de défaut en cas de défaut dejeu de barres permanent. Si la première ligne d'alimentation est correctement fermée,toutes les autres lignes qui on été connectées au même jeu de barres, serontautomatiquement remises en service.

Le niveau de protection différentielle sensible disponible dans REB670 peut êtreutilisé durant cette opération, si une plus grande sensibilité de la protection de jeu debarres est nécessaire. Cette logique de restauration de jeu de barres peut être mise enœuvre en utilisant les fonctions de réenclenchement automatique disponibles enoption et intégrées dans des portails logiques. Deux fonctions de réenclenchementautomatique sont disponibles, une pour chaque zone.

Le réenclenchement automatique est une méthode bien établie pour la remise enservice d'éléments dans le système de puissance électrique après un défaut de lignetransitoire. La majorité des défauts de ligne sont dus aux décharges d'arc électrique, etsont transitoires par nature. Lorsque la ligne de courant est coupée par l'action de laprotection de ligne et les disjoncteurs de ligne, l'arc se désionise et retrouve sa capacitéde résistance à la tension à un taux relativement variable. C'est pourquoi, un certaintemps mort est nécessaire avec une ligne hors tension. La ligne peut ensuite reprendredu service par réenclenchement automatique des disjoncteurs de ligne. Le temps mortsélectionné doit être suffisamment long afin d'assurer une haute probabilité dedésionisation de l'arc et un réenclenchement réussi.

Pour l'équipement de réenclenchement des disjoncteurs de ligne individuels, le tempsd'ouverture du réenclenchement est utilisé pour définir le "temps mort" de la ligne.Lorsqu'un déclenchement et un réenclenchement se produisent simultanément auxdeux extrémités de la ligne, le temps d'ouverture du réenclenchement automatique estapproximativement égal au "temps mort" de la ligne. Si le temps d'ouverture et letemps mort sont différents, la ligne sera remise sous tension jusqu'à ce que lesdisjoncteurs aux deux extrémités se soient ouverts.



Ouvert

Fermé

Temps de fonctionnement

Protection de ligne

Disjoncteur

Temps de coupure

Com

man

de d

e dé

clen

chem

ent

Con

tact

s sé

paré

s

Extin

cteu

rs

Durée du défaut Temps d’ouverture RA pour disj. Durée du défaut

Réi

nitia

lisat

ion

Inst

ant d

u dé

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Fonc

tionn

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t

Temps de coupure

Temps de fermeture

Temps de fonctionnement

Déf

aut

Fonc

tionn

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t

Réi

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ion

Com

man

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ferm

é

Temps d’ouverture RA assigné Temps de récupérationFonction de réenclenche-

ment auto (RA)

Dém

arr.

RA

Com

man

de

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encl

en-

chem

ent

Réi

nit.

RA

=IEC04000146=2=fr=Original.vsdIEC04000146 V2 FR

Figure 110: Réenclenchement automatique à un cycle pour un défaut permanent

Un déclenchement monophasé et un réenclenchement automatique monophaséconstituent une façon de limiter l'effet d'un défaut de ligne monophasé sur lefonctionnement du système de puissance. Plus particulièrement à des niveaux detension plus élevés, la majorité des défauts (environ 90%) sont des défauts de typemonophasés. Afin de maintenir la stabilité du système dans des systèmes de puissanceavec un maillage limité ou des lignes parallèles, le réenclenchement automatiquemonophasé est particulièrement bien adapté. Durant le temps mort de la monophase,le système est toujours capable de transmettre la charge sur les deux phases saines etle système est toujours synchronisé. Cela nécessite que chacun des disjoncteursfonctionne individuellement, ce qui est normalement le cas pour les tensions detransmission plus élevées.

Un temps mort quelque peu plus long peut être nécessaire pour le réenclenchementmonophasé par rapport à un réenclenchement triphasé à haute vitesse. Cela est du àl'influence de la tension et du courant dans les phases non déclenchées sur l'arc dudéfaut.

Afin de donner tout son potentiel de disponibilité au système de puissance, il estpossible de choisir le déclenchement monophasé et le réenclenchement automatiquedurant les défauts monophasés et un déclenchement triphasé avec réenclenchementautomatique durant les défauts multiphases. Le réenclenchement triphasé



automatique peut être effectué avec ou sans l'utilisation du contrôle de synchronisme,et du contrôle de présence de tension, tel que le contrôle de ligne morte ou de jeu debarres mort.

Pendant le temps d'ouverture de la phase unipolaire, il y a un défaut équivalent "séries"dans le système qui est le résultat d'un flux de courant homopolaire. Il est doncnécessaire de coordonner les protections de courant résiduel (protection contre lesdéfauts de terre) avec le déclenchement unipolaire et la fonction de réenclenchement.L'attention doit également être portée sur la "discordance de pôles" qui se produitlorsque les disjoncteurs sont équipés de dispositifs de fonctionnement unipolaires.Ces disjoncteurs on besoin de protection contre la discordance de pôles. Ils doiventégalement être coordonnés avec le réenclenchement automatique unipolaire etbloqués durant le temps mort lorsqu'une discordance normale se produit. Dansl'alternative, il faudrait leur attribuer un temps de déclenchement plus long que letemps mort de monophase défini.

Pour les disjoncteurs de ligne individuels et l'équipement de réenclenchementautomatique, l'expression" temps d'ouverture de réenclenchement automatique" estutilisée. Il s'agit en fait du réglage de temps mort pour le Réenclenchementautomatique. Lors d'un déclenchement et d'un réenclenchement se produisantsimultanément aux deux extrémités de la ligne, le temps d'ouverture duréenclenchement automatique est approximativement égal au "temps mort" de laligne. Sinon, ce deux temps peuvent être différents car l'une des extrémités de la lignepeut déclencher plus lentement que l'autre extrémité, ce qui signifie que la ligne nesera pas morte jusqu'à ce que les deux extrémités soient ouvertes.

Si le défaut est permanent, la protection de ligne déclenchera à nouveau à la prochainetentative de réenclenchement dans le but d'éliminer le défaut.

Ordinairement, on utilise une fonction de réenclenchement automatique pardisjoncteur de ligne. Lorsqu'un disjoncteur est utilisé par extrémité de ligne, il y a alorsune fonction de réenclenchement automatique par extrémité. Si les fonctions deréenclenchement automatique sont intégrées dans une double protection de ligne, cequi signifie deux fonctions de réenclenchement par Disjoncteur, il sera nécessaire deprendre des mesures afin d'éviter une mauvaise coordination des commandes deréenclenchement. Dans les configurations à 1 1/2 disjoncteur, à double-disjoncteur etjeu de barres en anneau, deux disjoncteurs par extrémité de ligne sont enfonctionnement. Une fonction de réenclenchement automatique par Disjoncteur estrecommandée. Dans une telle configuration, le réenclenchement séquentiel des deuxdisjoncteurs peut être mis en place avec un circuit prioritaire disponible dans lafonction de réenclenchement automatique. Dans le cas d'un défaut permanent et d'unéchec de réenclenchement du premier Disjoncteur, le réenclenchement du secondDisjoncteur est annulé limitant ainsi les contraintes sur le système de puissance. Unautre avantage avec le réenclenchement automatique connecté au disjoncteur est quele contrôle de la fermeture du disjoncteur avant la séquence, de la préparation dudisjoncteur à la séquence de réenclenchement automatique etc., est largementsimplifié.

La fonction de réenclenchement automatique peut être sélectionnée afin d'effectuer unréenclenchement automatique monophasé et/ou triphasé à partir de programmes avec



plusieurs cycles simples ou à cycles multiples. Le temps d'ouverture duréenclenchement triphasé peut être réglé de façon à donner soit un RéenclenchementAutomatique Haute Vitesse (HSAR) ou un Réenclenchement AutomatiqueTemporisé (DAR). Ces expressions, HSAR et DAR sont essentiellement utiliséespour les Réenclenchements triphasés puisqu'en monophasé, le Réenclenchement seratoujours à haute vitesse afin d'éviter de maintenir la condition asymétrique. HSARsignifie en général un temps mort de moins d'1 seconde.

Dans les systèmes de transmission de puissance, il est pratique courante d'appliquer leRéenclenchement automatique à un seul cycle pour un réenclenchement monophaséet/ou triphasé. Dans les Sous-systèmes de transmission et les systèmes deDistribution, le déclenchement et le réenclenchement automatique sont généralementtriphasés. Le mode de réenclenchement automatique varie toutefois. On utilise lescycles simples et les cycles multiples. Le premier cycle peut avoir une temporisationcourte, HSAR, ou une temporisation plus longue, DAR. Le deuxième cycle et lescycles de réenclenchement suivants ont une temporisation plutôt longue. Lorsque descycles multiples sont utilisés, le temps mort doit s'harmoniser avec la capacité encycles de travail du disjoncteur.

Le réenclenchement automatique est habituellement lancé par la protection de ligne eten particulier par le déclenchement instantané de cette protection. La fonction deréenclenchement automatique peut être inhibée (bloquée) lorsque certaines fonctionsde protection détectant des défauts permanents, tels qu'un réacteur shunt, uneprotection de câble ou de jeu de barres, sont en fonction. Des zones de protection desecours indiquant des défauts en dehors de leur propre ligne, sont égalementconnectées afin de bloquer le Réenclenchement Automatique.

On ne doit pas tenter un réenclenchement automatique lors de la fermeture d'unDisjoncteur et de la mise sous tension d'une ligne sur un défaut (SOTF), sauf si descycles multiples sont utilisés avec le cycle 2 et suivants démarrés sur SOTF. De lamême manière, un Disjoncteur dans une configuration de jeu de barres à disjoncteursmultiples, qui n'a pas été fermé lorsqu'un défaut est apparu, ne devra pas être fermé enactionnant la fonction de Réenclenchement Automatique. Le Réenclenchementautomatique se présente souvent en combinaison avec une condition d'autorisationvenant du contrôle de synchronisme et du contrôle de ligne morte ou de jeu de barresmort. Afin de limiter les contraintes sur les groupes de turbo-génération provenant duRéenclenchement Automatique suite à un défaut permanent, il est possible deconfigurer une combinaison entre Réenclenchement Automatique et contrôle desynchronisme sur les bornes de ligne proches des centrales et tenter une mise soustension à partir du coté le plus éloigné de la centrale et effectuer le contrôle desynchronisme à l'extrémité locale si la mise sous tension a réussi.

Les systèmes de protection de transmission sont normalement sous-divisés et équipésde deux DEI de protection redondants. Dans ce type de système, il est fréquent defournir le réenclenchement automatique à seulement l'un des sous-systèmes car lanécessité est d'éliminer le défaut alors que l'échec de fermeture du au fait que leréenclenchement automatique est hors service, n'est pas considéré comme unproblème majeur. Si le même disjoncteur comporte deux réenclencheursautomatiques, l'application doit être contrôlée attentivement et normalement l'un doit



être le dominant et doit être connecté afin d'inhiber l'autre réenclencheur s'il adémarré. Cette inhibition peut par exemple être effectuée à partir du RéenclencheurAutomatique pour fonctionnement triphasé (SMBRREC) en progrès.

Lorsqu'un réenclenchement automatique monophasé ou triphasé est envisagé, les cassont nombreux où le déclenchement sera en triphasé de toutes façons. Par exemple :

• Défaut évolutif où le défaut s'étend à une autre phase pendant le temps mort. Lesdeux autres phases doivent alors être déclenchées et un temps mort etréenclenchement triphasés démarrés.

• Défaut permanent• Défaut pendant le temps mort triphasé• Réenclenchement automatique hors service ou Disjoncteur n'est pas prêt pour un

cycle de réenclenchement automatique.

"Préparer déclenchement triphasé" est alors utilisé pour commuter le déclenchementsur triphasé. Le signal est généré par le réenclencheur automatique et connecté au blocfonctionnel de déclenchement et connecté également via les E/S à l'extérieur du DEIlorsqu'un réenclencheur ordinaire est fourni pour deux sous-systèmes. Un autre signal"Préparer déclenchement monophasé" est également fourni et peut servir d'alternativelorsque le réenclencheur automatique est partagé avec un autre sous-système. Uneconnexion de sécurité est ainsi offerte de sorte que même un défaut de réenclencheurautomatique dans le DEI signifiera que l'autre sous-système démarrera undéclenchement triphasé.

Un défaut permanent entrainera un nouveau déclenchement de la protection de lignelorsqu'il se réenclenche dans le but de remettre la ligne sous tension.

La fonction de réenclenchement automatique autorise le réglage d'un certain nombrede paramètres.

Par exemple :

• Nombre de cycles de réenclenchement automatique• Programme de réenclenchement• Temps d'ouverture (temps mort) pour chaque cycle

12.2.2.1 Fonctionnement de réenclenchement OFF et ON

La fonction de réenclenchement automatique peut être réglée sur OFF ou sur ON viaun paramètre de réglage et par contrôle-commande externe. Le paramètreFonctionnement= Off, ou On règle la fonction OFF et ON. Avec les réglagesFonctionnement = On et ExternalCtrl (Contrôle externe) = On , le contrôle-commande est effectué par les impulsions des signaux d'entrée vers les entrées ON etOFF, tel que par exemple, depuis le système de contrôle commande ou depuis l'entréebinaire (et d'autres systèmes).

Lorsque la fonction est positionnée sur ON, la sortie SETON est réglée, et elle devientopérationnelle si d'autres conditions telles que Disjoncteur fermé et Disjoncteur prêt



sont également remplies, ce qui active la sortie READY (Prêt). Conditions pour quela fonction soit prête à accepter le démarrage d'un réenclenchement.

12.2.2.2 Démarrage du réenclenchement automatique et conditions pourdémarrer un cycle de réenclenchement

La manière habituelle de démarrer un cycle de réenclenchement, ou séquence, est dele démarrer lorsque le déclenchement d'une protection sélective de ligne s'estproduite, en appliquant un signal à l'entrée START. Les signaux de démarragepeuvent être soit des signaux de Déclenchement Général ou, simplement lesconditions pour le déclenchement de la protection Différentielle à Distance de Zone1 et le déclenchement aidé de la protection à Distance. Dans certains cas, ledéclenchement aidé de la fonction directionnelle de défaut de Terre peut être connectépour démarrer un essai de réenclenchement automatique. Si le déclenchement généralest utilisé pour lancer le réenclenchement automatique, il est important de le bloquerdes autres fonctions qui ne doivent pas démarrer une séquence de réenclenchement.

Dans le cas où l'on veut différencier "le temps d'ouverture de réenclenchementautomatique", ("temps mort") pour différentes configurations du système depuissance ou lors du déclenchement par différents stades de protection, il estégalement possible d'utiliser l'entrée STARTHS (Démarrage RéenclenchementGrande Vitesse). Au démarrage STARTHS, le temps d'ouverture du réenclenchementautomatique pour le cycle 1 triphasé, t1 3PhHS est utilisé et la fermeture est effectuéesans vérification de la condition de contrôle de synchronisme.

Un certain nombre de conditions doivent être remplies pour que le démarrage soitautorisé et un nouveau cycle de réenclenchement lancé. Elles sont liées à des entréesdédiées. Les entrées sont :

• CBREADY, Disjoncteur (CB) prêt pour un cycle de réenclenchement, parexemple, mécanisme de manœuvre chargé.

• CBPOS pour s'assurer que le Disjoncteur était bien fermé lorsque le défaut deligne s'est produit et que le démarrage a été appliqué.

• Aucun signal à l'entrée INHIBIT (Blocage), c'est-à-dire aucune présence designal de blocage ou d'inhibition. Après que le démarrage ait été accepté, il estverrouillé et un signal interne “Démarré” est émis. Il peut être interrompu parcertains évènements, tel qu'un signal "inhibit" de blocage.

12.2.2.3 Démarrage du réenclenchement à partir de l'information de Disjoncteur(CB) ouvert

Si un utilisateur veut démarrer le réenclenchement automatique à partir de la positionde "Disjoncteur ouvert" au lieu des signaux de déclenchement de protection, lafonction permet cette possibilité. Ce mode de démarrage est sélectionné par leparamètre de réglage StartByCBOpen = On. Il est alors nécessaire de bloquer leréenclenchement pour toutes les opérations de déclenchement manuelles.Généralement, CBAuxContType (Contact Auxiliaire de Disjoncteur (CB) deType=NormClosed (Normalement Fermé) est également réglé et un contact auxiliaire



de Disjoncteur de type NC (normalement fermé) est connecté aux entrées CBPOS etSTART. Lorsque le signal change de "Disjoncteur fermé" à "Disjoncteur ouvert", uneimpulsion de démarrage du réenclenchement automatique est générée et verrouillée àla fonction, une fois les vérifications habituelles accomplies. La séquence deréenclenchement se poursuit ensuite comme d'habitude. Il est nécessaire de connecterles signaux de déclenchement manuel et d'autres fonctions, qui ne devront pas êtreréenclenchés automatiquement à l'entrée INHIBIT.

12.2.2.4 Blocage de la fonction de réenclenchement

Des essais de réenclenchement automatique devraient se produire seulement lors dedéfauts sur la ligne propre. Le réenclenchement automatique doit être bloqué enactivant l'entrée INHIBIT pour les conditions suivantes :

• Déclenchement provenant des zones de protection de Distance Temporisée• Déclenchement provenant des fonctions de protection de Secours• Déclenchement provenant de la fonction de défaut de Disjoncteur• Interdéclenchement reçu depuis la fonction de défaut de Disjoncteur à l'extrémité

lointaine• Déclenchement de la protection de jeu de barres

Selon le choix de principe de démarrage (Déclenchement Général ou DéclenchementInstantané) fait ci-dessus, les zones temporisées et de secours pourraient ne pas êtrenécessaires. Le déclenchement de défaut de Disjoncteur local et lointain doitcependant toujours être connecté.

12.2.2.5 Contrôle du temps d'ouverture du réenclenchement pour le tir 1

Pour le permier tir, il est possible d'utiliser jusqu'à quatre réglages de temps différents,et un temps d'extension. Il y a des réglages séparés pour chaque temps d'ouverture deréenclenchement mono-, bi- ou triphasé, t1 1Ph, t1 2Ph, t1 3Ph. Si aucun signald'entrée n'est appliqué, et qu'un programme de réenclenchement automatiquemonophasé est sélectionné, le temps d'ouverture de réenclenchement automatique t11Ph sera utilisé. Si l'une des entrées TR2P ou TR3P est activée en liaison avec ledémarrage, le temps d'ouverture de réenclenchement pour un réenclenchementbiphasé ou triphasé est alors utilisé. Il existe également une autre possibilité de réglagetemps pour un réenclenchement triphasé, haute vitesse, sans contrôle desynchronismet1 3PhHS disponible pour l'utilisateur, à la demande. Il est activé parl'entrée STARTHS.

Un délai d'extension du temps d'ouverture du réenclenchement automatique,tExtended t1, peut être ajouté au délai normal du tir 1. Il sera utilisé si le canal decommunication pour la protection permissive de ligne est perdue. Dans un tel cas, ilpeut exister une importante différence de temps dans l'élimination d'un défaut auxdeux extrémités de la ligne. Un temps d'ouverture de réenclenchement automatiqueplus long, peut donc être utile. Cette prolongation de temps est contrôlée par réglagedu paramètre Extended t1=O (extension de temps t1= On)n et l'entrée PLCLOST. Sicette fonction est utilisée, le démarrage du réenclenchement automatique doit



également être autorisé à partir du déclenchement temporisé de la Zone de protectionde distance 2.

12.2.2.6 Signal de déclenchement long

Lors de circonstances normales, la commande de déclenchement se réinitialiserapidement du fait de l'élimination du défaut. L'utilisateur peut définir une duréed'impulsion maximum tTrip.Si l'extension de t1=Off, un long signal dedéclenchement interrompt la séquence de réenclenchement de la même manière qu'unsignal allant à l'entrée INHIBIT. Si Extend t1 (extension de t1)=On l'inhibition dutemps long de déclenchement est desactivée et Extend t1 est utilisé en remplacement.

12.2.2.7 Nombre maximum de tirs de réenclenchement

Le nombre maximum de tirs de réenclenchement dans un cycle de réenclenchementautomatique est sélectionné par le paramètre de réglage NoOfShots. Le type deréenclenchement utilisé lors du premier tir de réenclenchement est réglé par leparamètre ARMode. La première alternative est un réenclenchement triphasé. Lesautres alternatives comportent des réenclenchements mono- et biphasés.Normalement, il n'y a pas de déclenchement bi-phasé et donc il n'y aura pas deréenclenchement biphasé.

La décision d'un déclenchement mono et triphasé est également effectuée dans le blocfonctionnel de logique de déclenchement (SMPTTRC) où le réglage 3Ph, 1/3Ph(or1/2/3Ph) est sélectionné.

12.2.2.8 ARMode=3ph, (paramétrage normal pour un tir unique triphasé)

Réenclenchement triphasé, un à cinq tirs selon le réglage NoOfShots (Nombre detirs). La sortie Préparation de déclenchement tri-phasé PREP3P est toujours activé(haut). Toute opération de déclenchement s'effectue sous la forme d'undéclenchement tri-phasé en réponse à tous les types de défaut. Le réenclenchement sefait sous la forme de Réenclenchement triphasé tel que dans le mode 1/2/3ph décrit ci-dessous. Tous les signaux, blocages, inhibitions, temporisateurs, conditionsnécessaires etc., sont les mêmes que dans l'exemple décrit ci-dessous.

12.2.2.9 ARMode=1/2/3ph

Premier tir de réenclenchement mono-, bi-ou tri-phasé, suivi de tirs deréenclenchement triphasés, si sélectionnés. Ici, la fonction de réenclenchementautomatique est supposée être réglée sur "On" et "Ready" (Prêt). Le disjoncteur estfermé et l'équipement prêt pour le fonctionnement (l'énergie nécessaire aufonctionnement est stockée). L'entrée START (ou STARTHS) est reçue etverrouillée. La sortie READY est réinitialisée (réglée sur faux). La sortie ACTIVE estréglée.

• Si les entrées TR2P et TR3P sont basses (déclenchement mono-phasé ) : Letemporisateur pour le temps d'ouverture du réenclenchement monophasé estdémarré et la sortie 1PT1 (réenclenchement monophasé en cours) est activée. Il



peut être utilisé pour supprimer les divergences de pôles et le déclenchement dela protection contre les défauts de terre-durant l'intervalle d'ouverture de la phase1.

• Si l'entrée TR2P est haute et l'entrée TR3P est basse (déclenchement bi-phasé ) :Le temporisateur pour le temps d'ouverture du réenclenchement biphasé estdémarré et la sortie 2PT1 (réenclenchement biphasé en cours) est activée.

• Si TR3P est haut (déclenchement triphasé ) : Le temporisateur pour le tempsd'ouverture du réenclenchement automatique triphasé, t1 3Ph est démarré et lasortie 3PT1 (tir 1 du réenclenchement automatique triphasé en cours) est activée.

• Si STARTHS est haut (déclenchement triphasé) : Le temporisateur pour le tempsd'ouverture du réenclenchement automatique triphasé, t1 3PhHS est démarré et lasortie 3PT1 (tir 1 du réenclenchement automatique triphasé en cours) est activée.

Pendant que l'un des temporisateurs de réenclenchement automatique est enfonctionnement, la sortie INPROGR est activée. Lorsque le temporisateur "tempsd'ouverture" s'épuise, le signal interne respectif est transmis au module de sorties pourde nouvelles vérifications et pour émettre une commande de fermeture au disjoncteurde circuit.

Lorsqu'une commande de fermeture de Disjoncteur est émise, la sortie préparant ledéclenchement tri-phasé est activée. Lors de l'émission d'une commande de fermeturede Disjoncteur, un temporisateur de “réinitialisation” tReclaim est démarré. Si aucundéclenchement ne se produit durant ce temps, la fonction de réenclenchementautomatique est réinitialisée sur l'état "Ready" (prêt) et le signal ACTIVE seréinitialise. Si le premier tir de réenclenchement échoue, un déclenchement tri-phasésera généré et un réenclenchement triphasé pourra suivre suivra,s'il est sélectionné.

12.2.2.10 ARMode=1/2ph, réenclenchement monophasé ou biphasé dans lepremier tir.

Dans le déclenchement monophasé ou bi-phasé, le fonctionnement est comme dansl'exemple décrit ci-dessus, en mode programme 1/2/3ph. Si le premier tir deréenclenchement échoue, un déclenchement tri-phasé sera émis et unréenclenchement triphasé suivra, s'il est sélectionné. Dans le cas d'un déclenchementtri-phasé TR3P haut, le réenclenchement automatique sera bloqué et aucunréenclenchement ne se produira.

12.2.2.11 ARMode=1ph + 1*2ph, réenclenchement mono ou biphasé dans lepremier tir.

La tentative de réenclenchement monophasé peut être suivie d'un réenclenchementtriphasé, si sélectionné. Un échec de la tentative de réenclenchement biphasé bloquerala fonction de réenclenchement automatique. Si le premier déclenchement est undéclenchement tri-phasé, le réenclenchement automatique sera bloqué. Dans le casd'un déclenchement monophasé, (TR2P bas et TR3P bas), le fonctionnement est lemême que dans l'exemple décrit ci-dessus, en mode programme 1/2/3ph. Si le premiertir de réenclenchement échoue, un déclenchement tri-phasé sera émis et unréenclenchement triphasé suivra, s'il est sélectionné. Un maximum de quatre tirs



supplémentaires peut être effectué (grâce au paramètre NoOfShots). Avec undéclenchement bi-phasé (TR2P haut et TR3P bas), le fonctionnement est le même queci-dessus. Mais, en cas d'échec du premier réenclenchement, un déclenchementtriphasé sera émis et le réenclenchement automatique sera bloqué. Plus aucun tir n'estautorisé ! L'expression 1*2ph signifie "Seulement un tir pour le réenclenchementbiphasé". Durant un déclenchement tri-phasé (TR2P bas et TR3P haut), la fonction deréenclenchement automatique sera bloquée et aucun réenclenchement ne se produira.

12.2.2.12 ARMode=1/2ph + 1*3ph, Réenclenchement mono, bi ou triphasé dansle premier tir

Lors d'un déclenchement monophasé ou biphasé, le fonctionnement est tel que décritplus haut. En cas d'échec du premier tir de réenclenchement, un déclenchementtriphasé sera émis et un réenclenchement triphasé suivra, si sélectionné. Avec undéclenchement triphasé, le fonctionnement est similaire à la description ci-dessus.Mais, si le premier réenclenchement échoue, une commande de déclenchementtriphasé sera émise et le réenclenchement automatique sera bloqué. Plus aucun cyclen'est effectué ! Il faut comprendre « 1*3ph » comme « Un seul (tir) cycle lors d'unréenclenchement triphasé ».

12.2.2.13 ARMode=1ph + 1*2/3ph, Réenclenchement mono, bi ou triphasé dansle premier tir

Lors d'un déclenchement monophasé, le fonctionnement est tel que décrit plus haut.En cas d'échec du premier réenclenchement, un déclenchement triphasé sera émis etun réenclenchement triphasé suivra, si sélectionné. Lors d'un déclenchement biphaséou triphasé, le fonctionnement est tel que décrit plus haut. Mais, en cas d'échec dupremier réenclenchement, un déclenchement triphasé sera émis et le réenclenchementautomatique sera bloqué. Plus aucun cycle n'est effectué. Il faut comprendre« 1*2/3ph » comme « Un seul cycle lors d'un réenclenchement biphasé ou triphasé ».

Tableau 32: Type de cycles de réenclenchement pour différents réglages de ARMode ou entréesde nombre entier vers MODEINT

MODEINT (entier) ARMode Type de défaut 1er cycle 2e-5e cycle

1 3ph

1ph 3ph 3ph

2ph 3ph 3ph

3ph 3ph 3ph

2 1/2/3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph 3ph 3ph

3 1/2ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph ..... .....




MODEINT (entier) ARMode Type de défaut 1er cycle 2e-5e cycle

4 1ph + 1*2ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph .....

3ph ..... .....

5 1/2ph + 1*3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph 3ph .....

6 1ph + 1*2/3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph .....

3ph 3ph .....

Le démarrage d'un nouveau cycle de réenclenchement est bloqué pendant le temps derécupération après réalisation du nombre sélectionné de cycles de réenclenchement.

12.2.2.14 Sélection externe du mode de réenclencheur automatique

Le mode de réenclenchement automatique peut être sélectionnée en utilisant les blocsfonctionnels de logique disponibles. Ci-dessous, voici un exemple dans lequel lechoix de mode est effectué à partir d'une clé fonctionnelle matérielle située face auDEI avec seulement le mode triphasé ou le mode pour l'une des phases, maisautrement l'on peut également trouver un bouton de sélection physique sur la faceavant du panneau, qui est connecté à un bloc fonctionnel de conversion binaire/entier(BTIGAPC).

L'exemple de connexion pour la sélection du mode de réenclenchement automatiqueest illustré dans la Figure.


MODE RÉENCL. AUTOOff = RA 3phOn = RA 1 et 3ph

MODE RÉENCL. AUTOBI vers INT Réenclencheur automatique

VRAI

IEC07000119 V3 FR

Figure 111: Sélection du mode de réenclenchement automatique à partir d'uneclé matérielle fonctionnelle faisant face au DEI

12.2.2.15 Temporisateur de réinitialisation de réenclenchement

Le temporisateur de réinitialisationtReclaim définit le temps nécessaire à partir del'émission de la commande jusqu'à la réinitialisation de la fonction deréenclenchement. Si un nouveau déclenchement se produit durant ce temps, il esttraité comme la continuation du premier défaut. Le temporisateur de réinitialisationest démarré lorsque la commande de fermeture du Disjoncteur est donnée.



12.2.2.16 Envoi d'impulsions à la commande de fermeture de disjoncteur etCompteur

La commande de fermeture de Disjoncteur, CLOSECB est envoyée sous formed'impulsion dont la durée est réglée par le paramètre tPulse. Pour les disjoncteurs sansfonction anti-pompage, la coupure des impulsions de fermeture peut être utilisée. Elleest sélectionnée à l'aide du paramètre CutPulse=On. Dans le cas d'une nouvelleimpulsion de déclenchement (démarrage), l'impulsion de commande de fermeture estcoupée (interrompue). La longueur minimum d'impulsion de fermeture est toujours de50 ms. Lors de l'émission de la commande de Réenclenchement, le compteurcorrespondant d'opérations de Réenclenchement est incrémenté. Il existe un compteurpour chaque type de Réenclenchement et un compteur pour le nombre total decommandes de Réenclenchement émises.

12.2.2.17 Défaut transitoire

Après la commande de réenclenchement, le temporisateur de réinitialisation continuesa course pour la durée du temps assigné. Si aucun déclenchement ne se produit durantce temps : tReclaim, le Réenclenchement Automatique se réinitialisera. LeDisjoncteur reste fermé et l'équipement qui permet le fonctionnement se recharge. Lessignaux d'entrée CBPOS et CBREADY seront réinitialisés.

12.2.2.18 Défaut permanent et signal d'échec de réenclenchement

Si un nouveau déclenchement se produit, et que le nombre de tentatives deréenclenchement est réglé sur 1, un nouveau signal d'entrée START ou TRSOTFapparait, et après la commande de fermeture de Disjoncteur, la sortie UNSUCCL(échec fermeture) est réglée haute. Le temporisateur pour ce premier essai (tir) ne peutplus être démarré. Selon le réglage du nombre d'essais (tirs) de Réenclenchement,d'autres essais pourront être effectués ou la séquence de Réenclenchement pourra êtreterminée. Une fois le temps du temporisateur de réinitialisation écoulé, la fonction deRéenclenchement Automatique se réinitialise mais le Disjoncteur reste ouvert.L'information de “Disjoncteur fermé” via l'entrée CBPOS est manquante. La fonctionde réenclenchement n'est donc pas prête pour un nouveau cycle de réenclenchement.

Normalement le signal UNSUCCL apparait lorsqu'un nouveau déclenchement et undémarrage est reçu après avoir effectué le dernier essai de réenclenchement et que lafonction de réenclenchement automatique est bloquée. Le signal se réinitie après quela temporisation de réinitialisation soit écoulée. Le signal d'échec "unsuccessful" peutégalement être rendu dépendant de l'entrée de la position du Disjoncteur. Le paramètreUnsucClByCBChk devra ensuite être réglé sur CBCheck, et un temporisateurtUnsucCl devra également être réglé. Si le Disjoncteur ne répond pas à la commandede fermeture et ne se ferme pas, mais reste ouvert, la sortie UNSUCCL est réglée surposition haute après écoulement du temps tUnsucCl. La sortie d'Échec (Unsuccessful)peut par exemple être utilisée dans une configuration de Disjoncteurs Multiples afind'annuler la fonction de Réenclenchement Automatique pour le deuxième disjoncteur,si le premier disjoncteur s'est fermé sur un défaut persistant. Elle peut également êtreutilisée pour émettre un verrouillage (Lock-out) de la fermeture manuelle jusqu'à ce



que l'opérateur ait réinitialisé la fonction de verrouillage Lock-out, voir section dédiéeà ce sujet.

12.2.2.19 Lancement du verrouillage

Dans de nombreux cas, il est exigé d'émettre un Verrouillage (Lock-out) lorsque latentative de réenclenchement automatique échoue. Ceci est effectué via la logiqueconnectée aux E/S de la fonction de Réenclenchement et connectée aux E/S binairesadéquats. Différentes manières de mettre en œuvre la logique existent selon si lafermeture manuelle est ou non intervérrouillée dans le DEI, si un relais deVerrouillage externe physique existe et si la réinitialisation est filaire ou effectuée parvoie de communication. Il y a également différentes alternatives concernant l'élémentqui déclenchera le verrouillage (Lock-out). Voici quelques exemples de questions :

• Un déclenchement retardé par la temporisation de secours , peut-il donner lieu àun verrouillage (normalement oui) ?

• Est-ce-qu'une fermeture sur un défaut doit générer un verrouillage (affirmatif laplupart de temps) ?

• Le verrouillage doit-il être généré si le Réenclencheur Automatique se trouvaitpositionné sur OFF au moment du défaut, ou par exemple, en mode AR(Réenclenchement Automatique) monophasé alors que le défaut est multiphase(normalement non car aucune tentative de fermeture ne s'est produite) ?

• Le verrouillage soit-il se déclencher si le Disjoncteur n'avait pas suffisamment depuissance pour lancer une séquence de réenclenchement (normalement non caraucune tentative de fermeture n'a été lancée ?

Dans les figures 112 et 113 la logique montre comment une logique de verrouillagepeut être conçue avec le relais de verrouillage sous la forme d'un relais externe et avecl'alternative du verrouillage créée en interne avec la fermeture manuelle passant par lafonction de contrôle de synchronisme. Voici un exemple de logique de verrouillage.

Lock-out RXMD1

11

1221

MAIN ZAK CLOSE CLOSE COMMAND

SMBO

OR

SMBRREC

OR

CCRBRF

BU-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

IEC05000315-4-en.vsdIEC05000315-WMF V4 FR

Figure 112: Verrouillage configuré avec un relai externe de verrouillage



CLOSE COMMAND

OR

SMBRREC

OR

CCRBRF

BU-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

SMPPTRC

AND

RESET LOCK-OUT

OR

OR

SESRSYN

Clé fonctionnelle,

SOFTWARE OR

IO RESET

MANSYOK

MAN CLOSE

SMBRREC CLOSE

CLLKOUT

RSTLOUT

SETLKOUT

=IEC05000316-WMF=3=fr=Original.vsd

SMBO

MANENOK

IEC05000316-WMF V3 FR

Figure 113: Verrouillage configuré avec une logique interne avec fermeturemanuelle passant par le DEI

12.2.2.20 Défaut évolutif

Un défaut évolutif commence comme un défaut monophasé, ce qui produit undéclenchement monophasé et ensuite le défaut s'étend à une autre phase. Le deuxièmedéfaut est alors éliminé par un déclenchement triphasé.

La fonction de Réenclenchement Automatique recevra d'abord un signal dedéclenchement et de démarrage (START) sans aucun signal triphasé (TR3P). Lafonction de Réenclenchement Automatique lancera un réenclenchement monophasé,si elle est programmée à cet effet. Lors de l'élimination du défaut évolutif, un nouveausignal apparaitra START suivi de l'information de déclenchement triphasé, TR3P. Laséquence de réenclenchement monophasé sera alors arrêtée, et à sa place, letemporisateur, t1 3Ph, sera mis en route à partir de zéro pour un réenclenchementtriphasé. La séquence continuera comme une séquence de réenclenchement triphasé,si ce mode alternatif de réenclenchement a été sélectionné.

Le deuxième défaut qui peut être monophasé est déclenché en triphasé parce que lemodule de déclenchement (TR) dans le DEI a un temporisateur de défaut évolutif quigarantit que le deuxième défaut est toujours déclenché en triphasé. Pour d'autres typesde relais qui n'incluent pas cette fonction, la sortie PREP3PH (ou la sortie inverséePERMIT1PH) est utilisée pour préparer l'autre sous-système à un déclenchementtriphasé. Lors de situations de défaut évolutif, le signal sera activé un court instantaprès que le premier déclenchement se soit réinitialisé et garantira ainsi que lesprochains déclenchements seront triphasés.

12.2.2.21 Continuation automatique de la séquence de réenclenchement

La fonction SMBRREC peut être programmée pour effectuer les essais (tirs) deréenclenchement suivants (si des essais multiples ont été programmés) même lorsque



les signaux de démarrage ne sont pas reçus des fonctions de protection, et ledisjoncteur n'est pas encore fermé. Cela est effectué à l'aide du réglage de paramètreAutoCont = On et tAutoContWait réglé sur la temporisation voulue pour lancer lafonction sans nouveau démarrage.

12.2.2.22 Protection contre les surcharges thermiques avec retenue sur lafonction de réenclenchement automatique

Si l'entrée THOLHOLD (protection contre les surcharges thermiques avec retenue surle réenclenchement automatique) est activée, elle retiendra la fonction deréenclenchement jusqu'à sa réinitialisation. Cela peut donc se traduire par un décalageconsidérable entre le démarrage du Réenclenchement Automatique et la commandede réenclenchement au disjoncteur. Une logique externe qui limite le temps de délaiet envoie une inhibition à l'entrée INHIBIT peut être utilisée. Cette entrée peutégalement être utilisée pour régler le temps de retenue de la fonction deRéenclenchement Automatique sur une période de temps plus ou moins longue.


12.2.3.1 Configuration

Utiliser l'outil de configuration dans le PCM600 pour configurer les signaux.

Les paramètres de la fonction de Réenclenchement sont réglés via l'IHM locale oul'Outil de Réglage de Paramètre (PST). L'Outil de Réglage de Paramètre fait partie dePCM600.

Recommandations pour les signaux d'entréeVeuillez voir les exemples illustrés dans la figure 114, la figure 115 et la figure 116 deconfigurations d'usine par défaut.

ON et OFFCes entrées peuvent être connectées aux entrées binaires ou à un bloc d'interface decommunication pour contrôle externe.

STARTCette entrée doit être connectée à la fonction de protection de sortie de déclenchement,qui démarre la fonction de réenclencheur automatique pour fonctionnement mono/bi/triphasé (SMBRREC). Elle peut être connectée à une entrée binaire pour démarragedepuis un contact externe. Une porte OU logique peut être utilisée pour combiner lessources de démarrage.

Si StartByCBOpen est utilisé, la condition de disjoncteur ouvert doitégalement être connectée à l'entrée START.



STARTHS, Démarrage du réenclenchement rapideCette entrée est utile si l'on souhaite utiliser deux temps morts dans des opérations dedéclenchement de différentes protections. Cette entrée démarre le temps mort t13PhHS. Le cycle 1 de réenclenchement ultra rapide démarré par cette entrée necomporte pas de contrôle de synchronisation.

INHIBITSur cette entrée doivent être connectées des signaux capables d'interrompre un cyclede réenclenchement ou de refuser l'acceptation d'un démarrage. Ces signaux peuventprovenir de la protection d'un réacteur shunt connecté à la ligne, de la réception d'undéclenchement de transfert, de fonctions de protection de secours, du déclenchementde la protection de jeu de barres ou de la protection contre les défauts de disjoncteur.Lorsque la position de disjoncteur ouvert est réglée pour démarrer SMBRREC,l'ouverture manuelle doit également être connectée. L'inhibition est souvent unecombinaison de signaux issus de DEI externes via les fonctions d'E/S et internes. Uneporte OU est alors utilisée pour la combinaison.

CBPOS et CBREADYCes entrées doivent être connectées à des entrées binaires pour prélever desinformations du disjoncteur. L'entrée CBPOS est interprétée comme disjoncteurfermé si le paramètre CBAuxContType est défini sur NormOuvert (qui est le réglagepar défaut). Avec trois systèmes opérationnels dans un même disjoncteur(disjoncteurs à fonctionnement unipolaire), la connexion doit être "Tous pôlesfermés" (connexion séries des contacts NO) ou "Au moins un pôle ouvert" (connexionparallèle des contacts NC) si le type de contact des auxiliaires de disjoncteursCBAuxContType est réglé sur NormClosed, normalement fermé. Le signal de “CBReady” signifie que le Disjoncteur est prêt à réenclencher, soit sous la formeFermeture-Ouverture (Close-Open CO), ou sous la forme Ouverture FermetureOuverture ( Open-Close-Open-OCO). Si le signal disponible est de type "Disjoncteurnon chargé" ou "pas prêt", un inverseur peut être inséré à l'avant de l'entréeCBREADY.

SYNCCette entrée est connectée à la fonction interne de synchrocheck lorsque nécessaire.Elle peut également être connectée à une entrée binaire pour synchronisation depuisun dispositif externe. Si aucun contrôle de synchronisme ou de mise sous tension, niinterne ni externe, n'est requis, elle peut être connectée à une source haute permanente,VRAI. Le signal est nécessaire pour le déroulement des cycles 1-5 triphasés(Remarque : Pas l'étape ultra rapide).

PLCLOSTCette entrée concerne la perte (échec) du canal de signal à autorisation de la protectionde ligne, par exemple échec de téléaction de ligne. Elle peut être connectée lorsquenécessaire afin de prolonger la temporisation de la fonction de RéenclenchementAutomatique lorsque la communication ne fonctionne pas, c'est-à-dire qu'uneextrémité de ligne peut déclencher avec une temporisation de zone 2. Si cette entrée



est utilisée, le réenclencheur doit également être démarré à partir du déclenchementtemporisé deZone2.

TRSOTFCe signal est celui du"Déclenchement par Commutation sur Défaut". Il estgénéralement connecté sur la sortie "commutation sur défaut" de la protection de lignesi des tentatives "multi-essais (tirs)" de Réenclenchement Automatique sont misesœuvre. L'entrée démarrera les essais 2-5.

THOLHOLDSignal de "Protection contre la surcharge thermique avec retenue deRéenclenchement Automatique". Il peut être connecté à un signal de déclenchementde la protection contre la surcharge thermique qui ne se réinitialise que lorsque lavaleur thermique est retombée à un niveau acceptable, par exemple, 70%. Tant que lesignal est élevé, indiquant que la ligne est chaude, le Réenclenchement Automatiqueest retenu. Lorsque le signal se réinitialise, un cycle de réenclenchement se poursuit.Vous observerez que cela produit un retard considérable. L'entrée peut être utilisée àd'autres fins si pour une raison quelconque l'essai de Réenclenchement Automatiquedoit être arrêté.

TR2P et TR3PSignaux pour déclenchement biphasé et triphasé. Ils sont généralement connectés à lasortie correspondante du bloc fonctionnel TRIP. Ils contrôlent le choix de temps mortet le cycle de réenclenchement selon le programme sélectionné. Le signal TR2P nedevra être connecté que si le déclenchement a été sélectionné pour donner undéclenchement de phase 1/2/3. et un cycle de réenclenchement biphasé est anticipé.

WAITUtilisé pour retarder le réenclenchement de "l'unité basse priorité" pendant leréenclenchement séquentiel. Voir "Recommandations pour configuration àdisjoncteurs multiples" ci-dessous. Le signal est activé à partir de la sortieWFMASTER sur le réenclenchement du deuxième disjoncteur dans lesconfigurations multi-disjoncteurs.

BLKONUtilisé pour le blocage du réenclenchement pour la fonction de fonctionnementtriphasé (SMBRREC) par exemple, lorsque certaines conditions spéciales seproduisent. Lorsqu'il est utilisé, le blocage doit être réinitialisé avec BLOCKOFF.

BLOCKOFFUtilisé pour débloquer la fonction SMBRREC lorsqu'elle s'est positionnée sur Block(Bloc) du fait de l'activation de l'entrée BLKON ou à cause de l'échec d'une tentativede Réenclenchement Automatique si le réglageBlockByUnsucCl est positionné surOn.



RESETUtilisé pour la réinitialisation de SMBRREC à son état de démarrage. La Retenued'une surcharge thermique possible sera réinitialisée Les positions, réglages On-Off,seront démarrés et vérifiés à l'aide des temps définis.

Recommandations pour les signaux de sortieVoir la figure 114, la figure 115 et la figure 116 ainsi que la configuration d'usine pardéfaut pour des exemples.

SETONIndique que la fonction de réenclencheur pour fonctionnement mono/bi/triphasé(SMBRREC) est sous tension et opérationnelle.

BLOCKEDIndique que la fonction SMRREC est bloquée de manière temporaire ou permanente.

ACTIVEIndique que SMBRREC est active, depuis le démarrage jusqu'à la fin du temps derécupération.

INPROGRIndique qu'une séquence est en cours, depuis le démarrage jusqu'à la commande deréenclenchement.

UNSUCCLIndique un échec du réenclenchement.

CLOSECBConnexion à une sortie binaire pour commande de fermeture de disjoncteur.

READYIndique que la fonction SMBRREC est prête pour une nouvelle séquence complète deréenclenchement. Peut être connectée à l'extension de zone si une protection de lignedoit étendre la portée de la zone avant le réenclenchement automatique.

1PT1 et 2PT1Indique qu'un réenclenchement automatique monophasé ou biphasé est en cours. Estutilisé pour bloquer temporairement un défaut de terre et/ou une fonction dedivergences de pôles pendant l'intervalle d'ouverture monophasée ou biphasée.

3PT1, 3PT2, 3PT3, 3PT4 et 3PT5Indique que les cycles de réenclenchement automatique triphasé 1-5 sont en cours.Ces signaux peuvent être utilisés comme une indication de progression ou pour unelogique propre.



PREP3PPrépare le déclenchement triphasé ; est habituellement connecté au blocdéclenchement pour forcer la nature triphasée d'un prochain déclenchement. Si lafonction ne peut pas effectuer un réenclenchement monophasé ou biphasé, ledéclenchement doit être triphasé.

PERMIT1PPermet un déclenche monophasé ; est le signal inverse de PREP3P. Peut être connectéà un relais de sortie binaire pour connexion à une protection externe ou des relais dedéclenchement. En cas de perte totale d'alimentation auxiliaire, le relais de sortiechute et n'autorise pas de déclenchement monophasé.

WFMASTERLe signal « Wait for master » (« Attendre le maître ») est utilisé dans les unités à hautepriorité pour retarder le réenclenchement de l'unité basse priorité pendant leréenclenchement séquentiel. Se référer aux recommandations pour configurationsmulti-disjoncteur à la figure 116.

Autres sortiesLes autres sorties peuvent être connectées pour indication, pour enregistrement desperturbations, selon le besoin.



ONOFFBLKONBLOCKOFFINHIBIT

BLOCKEDSETON

INPROGRACTIVE

UNSUCCLSUCCL

CLOSECB

CBREADYCBPOSPLCLOST

1PT1

WFMASTER

RESET

START

THOLHOLD

READY

TRSOTF

SYNC

INPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

OR

OR

OUTPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

PROTECTIONxxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS-TRIP

SESRSYN-AUTOOK

IOM IOMSMBRREC


PERMIT1PPREP3P

F

FT

STARTHSSKIPHS

FF

TR2PTR3P

FT

WAITRSTCOUNT

FF

3PT12PT1

3PT23PT33PT43PT5

F

IEC04000135 V3 FR

Figure 114: Exemple de connexions de signaux d'E/S sur une fonction deréenclenchement triphasé

Recommandations de réglages pour les configurations multi-disjoncteurLe réenclenchement séquentiel dans les configurations multi-disjoncteur (telles queun disjoncteur et demi, disjoncteur double et jeu de barres en anneau) s'obtient enattribuant aux deux disjoncteurs de ligne des priorités différentes. Se référer à lafigure 116. Dans une configuration à disjoncteur simple, le réglage est Priorité =Aucune. Dans une configuration multi-disjoncteur, le réglage pour le premierdisjoncteur (le maître) est Priorité = Haute, et pour l'autre disjoncteur Priorité =Basse.

Pendant que le réenclenchement du maître est en cours, celui-ci émet le signalWFMASTER. Un délai de réinitialisation d'une seconde permet de s'assurer que lesignal WAIT est maintenu haut pendant toute la durée du temps de fermeture dudisjoncteur. Après un échec de réenclenchement, il est également maintenu par lesignal UNSUCCL. Dans l'unité esclave, le signal WAIT retarde une opération deréenclenchement. Lorsque le signal WAIT est réinitialisé au moment d'unréenclenchement réussi du premier disjoncteur, l'unité esclave est libérée de manière



à poursuivre la séquence de réenclenchement. Un paramètre tWait définit le tempsd'attente maximum pour la réinitialisation du signal WAIT. Au moment de sonexpiration, le cycle de réenclenchement de l'unité esclave est interrompu. Si leréenclenchement du premier disjoncteur est un échec, le signal de la sortie UNSUCCLconnectée à l'entrée INHIBIT de l'unité esclave interrompt la séquence ce dernier.

Les signaux peuvent être interconnectés afin de simplifier leschangements de priorité en réglant simplement les priorités High(Hautes) et Low (Basses) sans avoir à changer la configuration. Lesentrées CBPOS pour chaque disjoncteur sont importantes dans lesconfigurations multi-disjoncteur afin de garantir que le Disjoncteurétait bien fermé au démarrage du cycle. Si le disjoncteur à Hautepriorité n'est pas fermé, la Haute priorité se déplace sur un disjoncteurbasse priorité.

ONOFFBLKONBLOCKOFFINHIBIT

BLOCKEDSETON

INPROGRACTIVE

UNSUCCLSUCCL

CLOSECBPERMIT1P

CBREADYCBPOSPLCLOST

3PT1

WFMASTER

RESET

START1PT12PT1

TRSOTF

TR2PTR3PSYNC

INPUTxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

OR

OR

OUTPUTxx

OR

PROTECTIONxxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS--TRIP

TRIP-TR2PTRIP-TR3PSESRSYN-AUTOOK

EF4PTOC-BLOCK

IOM IOMSMBRREC


xxxxxxxxxx

xxxxxxxx

STARTHS

SKIPHSF

F

THOLHOLDF

WAIT

RSTCOUNTF

F

3PT23PT33PT43PT5

FT

F

READYPREP3P TRIP-P3PTR

IEC04000136 V3 FR

Figure 115: Exemple de connexions de signaux d'E/S sur une fonction deréenclenchement monophasé, biphasé et triphasé



=IEC04000137=3=fr=Ori

ginal.vsd

ACTIVE

UNSUCCL

READY

CLOSECB

3PT2

3PT3

WAIT

CBPOS

CBREADY

TRSOTF

START

RESET

BLOCKOFF

BLKON

OFF

ON BLOCKED

SETON

INPROGR

3PT4SYNC

INHIBIT

Terminal « maître »

Priorité = Haute

SMBRREC

CLOSECB

WAIT

Terminal « esclave »

Priorité = Basse

CB1

CB2

WFMASTER

WFMASTER

*) Autres signaux d’E/S comme dans précédentes

configurations à disjoncteur simple

PLCLOST

SUCCL

SKIPHS

STARTHS

RSTCOUNT

THOLHOLD

PERMIT1P

PREP3P

3PT1

2PT1

1PT1

3PT5

RESET

BLOCKOFF

BLKON

OFF

ON

INHIBIT

PLCLOST

START

SKIPHS

STARTHS

CBPOSCBREADY

SYNC

THOLHOLD

TRSOTF

3PT2

3PT33PT4

PERMIT1P

PREP3P

3PT1

2PT1

1PT1

3PT5

ACTIVE

UNSUCCL

READY

BLOCKED

SETON

INPROGR

x

x

SUCCL

SMBRREC

IEC04000137 V3 FR

Figure 116: Signaux d'entrée et de sortie supplémentaires pour une configurationmulti- disjoncteur. Les connexions peuvent être réaliséessymétriquement afin de permettre le contrôle de priorités par lesréglages, Priorité : Haute/Basse (High/Low)



12.2.3.2 Réglage des paramètres du réenclencheur automatique

FonctionnementLe fonctionnement du Réenclencheur Automatique pour la fonction d'exploitation1/2/3-phase (mono-, bi- et triphasé) (SMBRREC) peut être commuté sur On et Off. Leréglage ExternalCtrl (Contrôle externe) permet de commuter sa position sur On ouOff en utilisant un commutateur externe via les ports d'E/S ou de communication.

NoOfShots, Nombre de tirs (essais) de réenclenchementDans les systèmes de transport d'énergie, 1 essai (tir) est utilisé le plus fréquemment.Le plus souvent, un seul essai de réenclenchement est suffisant pour faire cesser lamajorité des défauts d'arc dès le premier réenclenchement. Dans les systèmes dedistribution de l'énergie comportant de nombreux autres types de défauts provoquéspar d'autres phénomènes, par exemple le vent, un plus grand nombre de tentatives deréenclenchement peut être justifié.

Premier essai et programme de réenclenchementIl y a six possibilités différentes de sélection de programmes de réenclenchement. Letype de réenclenchement utilisé pour différentes catégories de défauts dépend de laconfiguration du système de transport de puissance et des pratiques et préférences desutilisateurs. Lorsque les disjoncteurs n'ont qu'un fonctionnement triphasé, leréenclenchement triphasé doit alors également être choisi. C'est généralement le caspour les sous-systèmes de transport et les lignes de distribution. Les déclenchementset réenclenchements triphasées pour tous les types de défauts sont égalementlargement admis dans les systèmes de puissance totalement maillés. Dans lessystèmes de transport avec peu de circuits parallèles, le réenclenchement monophasépour des défauts monophasés, est une alternative intéressante afin de maintenir leservice et la stabilité du système.

Temps d'ouverture, temps mort du réenclenchement automatiqueTemps de réenclenchement monophasé : L'un des réglages types est t1 1Ph = 800ms.Due à l'influence des phases sous tension, l'extinction de l'arc peut ne pas êtreinstantanée. Sur les lignes longues à haute tension, l'utilisation de réacteurs shunt sousla forme d'étoile avec un réacteur neutre améliore l'extinction de l'arc.

Temporisation du cycle 1 triphasé : Pour le Réenclenchement Automatique HauteVitesse triphasé (HSAR), le temps d'ouverture type est de 400ms. Différentsphénomènes locaux, tels que l'humidité, le sel, la pollution, peuvent influencer letemps mort nécessaire. Certains utilisateurs appliquent le RéenclenchementAutomatique Retardé (DAR) avec des délais de 10s ou plus. Les délais deréenclenchement de l'essai 2 et potentiellement des essais suivants sont réglés à 30s ouplus. Une vérification doit être effectuée afin de contrôler que le cycle de travail dudisjoncteur peut gérer le réglage sélectionné. Le réglage peut dans certains cas êtrelimité par la législation du pays. Pour les essais multiples, le réglage des essais 2-5 doitêtre plus long que le temps du cycle de travail du disjoncteur.



Extended t1 et tExtended t1, Extension du temps d'ouverture du réenclenchementautomatique pour l'essai 1.

Le lien de communication dans un dispositif de protection de ligne permissif (passtrict), tel que par exemple une liaison courants porteurs en ligne (PLC -Power LineCarrier) n'est pas forcément toujours disponible. S'il est perdu, cela peut se traduire parun déclenchement retardé à l'une des extrémités de ligne. Il y a une possibilité derallonger le temps d'ouverture du réenclenchement automatique dans un tel cas, enutilisant une entrée vers PLCLOST, et les paramètres de réglage. Réglage type dansce cas particulier : Extended t1 = On et tExtended t1 = 0.8 s.

tSync, Temps d'attente maximum pour contrôle de synchronisationLa fenêtre de temps doit être coordonnée avec le temps de fonctionnement et autresréglages de la fonction de contrôle de synchronisation. Il faudra également porterl'attention sur la possibilité d'une oscillation de puissance lors du réenclenchementaprès un défaut de ligne. Un temps trop court peut faire échouer un réenclechementpotentiellement réussi.

tTrip, Longue impulsion de déclechementNormalement la commande de déclenchement et le signal de démarrage duréenclenchement automatique se réinitialisent rapidement une fois le défaut éliminé.Une commande de déclenchement prolongée peut dépendre d'un Disjoncteur quiéchoue dans l'élimination d'un défaut. Un signal de déclenchement présent au momentoù le Disjoncteur est réenclenché résultera en un nouveau déclenchement. Selon leréglage Extended t1 = Off ou On, une impulsion dedémarrage de déclenchement pluslongue que le temps défini de tTrip soit bloquera le réenclenchement ou rallongera letemps d'ouverture du réenclenchement automatique. Une impulsion dedéclenchement plus longue que le temps défini de tTrip inhibera le réenclenchement.Avec un réglage plus long que le temps d'ouverture du réenclenchement automatique,ce mécanisme n'influera pas sur le réenclenchement. Un bon réglage de tTrip pourraitêtre assez proche du temps d'ouverture de réenclenchement automatique.

tInhibit, Inhibe la temporisation de réinitialisationUne réglage type est tInhibit = 5.0 s afin de garantir une interruption fiable et unblocage temporaire de la fonction. La fonction sera bloquée durant ce temps définiaprès que tinhibit ait été activé.

tReclaim, Temps de RéinitialisationLe temps de Réinitialisation règle le temps nécessaire à la réinitialisation de lafonction dans son état original, après quoi un défaut de ligne et un déclenchementseront traités comme un nouveau cas indépendant des précédents avec un nouveaucycle de réenclenchement. Considérons un cycle nominal de travail de Disjoncteur depar exemple : O-0.3sec CO- 3 min. – CO. Le temps de récupération de 3 minutes (180s) cependant n'est pas critique car les niveaux de défaut sont généralement plus bas quela valeur nominale et le risque d'un nouveau défaut survenant l'instant suivant estnégligeable. Le temps adéquat de réinitialisation tReclaim peut être = 60 ou 180 sselon le niveau de défaut et le cycle de travail du disjoncteur.



StartByCBOpenLe réglage normal est Off. Il est utilisé lorsque la fonction est démarrée par des signauxde déclenchement de protection. Si positionné sur On le démarrage du réenclencheurest contrôlé par un contact auxiliaire de Disjoncteur.

FollowCBLe réglage habituel est Follow CB = Off. Le réglage On peut être utilisé pour unréenclenchement temporisé avec un long délai, afin de prendre en compte le cas où unDisjoncteur serait fermé manuellement durant "le temps d'ouverture duréenclenchement automatique" avant que la fonction de Réenclenchementautomatique n'ait émis sa commande de fermeture de Disjoncteur.

tCBClosedMinLe réglage type est de 5.0 s. Si le Disjoncteur n'a pas été fermé au moins durant cetemps minimum, un démarrage du réenclenchement ne sera pas accepté.

CBAuxContType, Type de contact d'auxiliaire de DisjoncteurIl devra être réglé de façon à correspondre au contact auxiliaire de disjoncteur utilisé.Un contact NormOpen (Normalement Ouvert) est recommandé de façon à émettre unsignal positif lorsque le Disjoncteur est en position fermée.

CBReadyType, Type de signal de Disjoncteur prêt connectéCette sélection dépend de la capacité de performance des systèmes d'exploitation duDisjoncteur. Sur le réglage de OCO (Disjoncteur prêt pour un cycle Ouvert– Fermé –Ouvert), l'état est contrôlé seulement au démarrage du cycle de réenclenchement. Lesignal disparaitra après déclenchement, mais le Disjoncteur sera encore en capacitéd'exécuter la séquence de C-O (Close-Open : Fermeture - Ouverture). Pour lasélection CO (Disjoncteur prêt pour un cycle de Fermeture - Ouverture), l'état estcontrôlé après le temps mort défini du réenclenchement automatique. La sélection ade l'intérêt en premier lieu pour un réenclenchement à essais multiples afin de garantirque le Disjoncteur est fin prêt pour une séquence C-O de fermeture - ouverture audeuxième essai et essais suivants. Durant un réenclenchement à un seul essai (tir), lasélection OCO (OuvertureFermetureOuverture) peut être utilisée. Un disjoncteurdoit, selon son cycle de travail, toujours avoir de l'énergie emmagasinée pour uneopération de CO (FermetureOuverture) après son premier déclenchement. (Le cyclede travail de l'IEC 56 est de O-0.3sec CO-3minCO).

tPulse, Durée de l'impulsion de la commande de fermeture duDisjoncteurLa durée d'impulsion doit être suffisamment longue de façon à garantir unfonctionnement fiable du disjoncteur. Le réglage type peut être tPulse=200 ms. Unréglage avec une impulsion plus longue pourra faciliter le mode d'indicationdynamique pendant les essais, par exemple dans le mode "Debug" de l'Outil deConfiguration des Applications (ACT). Dans les Disjoncteurs sans relais anti-pompage, le réglage CutPulse (Couper Impulsion) = On peut être utilisé pour éviter



des fermetures à répétition lors du réenclenchement sur un défaut. Un nouveaudémarrage coupera ensuite l'impulsion en cours.

BlockByUnsucClRéglage pour bloquer ou non le Réenclenchement Automatique suite à une tentativede réenclenchement échouée. Si utilisées, les entrées BLOCKOFF doivent êtreconfigurées afin de débloquer la fonction suite à une tentative de Réenclenchementéchouée. Le réglage normal est Off.

UnsucClByCBCheck, Échec de fermeture par contrôle de DisjoncteurLe réglage normal est NoCBCheck. L'évènement "échec de réenclenchementautomatique" fait ensuite l'objet d'une décision via un nouveau déclenchement dans lecadre du temps de réinitialisation après le dernier essai de réenclenchement. Si l'onsouhaite avoir le signal UNSUCCL (Échec de Fermeture) dans le cas où la commandede fermeture de Disjoncteur ne réponde pas, CLOSECB, il est possible de faire leréglage UnsucClByCBCheck= CB Check et de positionner tUnsucCl sur 1.0 s parexemple.

Priorité et durée de tWaitForMasterDans les applications à Disjoncteur unique, le réglage est Priorité = Aucune. Lors d'unréenclenchement séquentiel, la fonction du premier Disjoncteur, c'est-à-dire près dujeu de barres, est réglée sur Priorité = Haute et pour le deuxième Disjoncteur Priorité= Basse. Le temps d'attente maximum, tWaitForMaster (temps d'Attente du Maitre)du deuxième disjoncteur est réglé pour être plus long que le “temps d'ouverture duréenclenchement automatique” et que la marge pour le contrôle de synchronisme dupremier Disjoncteur. Le réglage type est tWaitForMaster=2sec.

AutoCont et tAutoContWait, Continuation automatique vers le prochainessai, si le Disjoncteur n'est pas fermé durant la durée de tempsdéfinie.Le réglage normal est AutoCont = Off. Le réglage tAutoContWait est la durée de tempspendant laquelle SMBRREC attend de voir si le disjoncteur est fermé lorsqueAutoCont est réglé sur On. Normalement, le réglage peut être tAutoContWait = 2 sec.

12.3 Contrôle d'appareils (APC)

12.3.1 Application

Le contrôle d'appareils de coupure est une fonction de commande et de supervisiondes disjoncteurs, des sectionneurs et des sectionneurs de terre d'une cellule.L'autorisation de manœuvre est donnée après évaluation des conditions d'autresfonctions, comme l'interverrouillage, le synchrocheck, la sélection d'emplacementd'opérateur et les blocages externes ou internes.



La Figure 117 montre une vue d'ensemble des emplacements dont la fonction decontrôle d'appareil reçoit des commandes. Les commandes peuvent être transmises àun appareil de coupure depuis le centre de contrôle (CC), l'IHM du poste ou l'IHMlocale sur la face avant du DEI.

IHM du poste

GW

cc

Jeu de barres du poste

Disjoncteurs, sectionneurs, sectionneurs de terre=IEC08000227=1

=fr=Original.vsd

Contrôle d’appareils

DEI

E/S

IHM locale


DEI

E/S


DEI

E/S

IHM locale

IHM locale

IEC08000227 V1 FR

Figure 117: Vue d'ensemble des fonctions de contrôle d'appareil

Fonctions de contrôle d'appareils :

• Fonctionnement des appareils de coupure primaires• Principe sélection-exécution pour une sécurité élevée• Fonction de sélection et de réservation pour prévenir les fonctionnements

simultanés• Sélection et supervision de l'emplacement de l'opérateur• Supervision des commandes• Blocage/déblocage du fonctionnement• Blocage/déblocage de la mise à jour des indications de position• Substitution des indications de position• Neutralisation des fonctions d'interverrouillage• Neutralisation du synchrocheck• Surveillance des discordances de pôles• Compteur de fonctionnement• Suppression de la position intermédiaire



La fonction de contrôle des appareils de coupure est réalisée au moyen d'un certainnombre de blocs fonctionnels désignés :

• Contrôleur de commutation SCSWI• Disjoncteur SXCBR• Sectionneur SXSWI• Contrôle de cellule QCBAY• Évaluation de position POS_EVAL• Réservation de cellule QCRSV• Entrée de réservation RESIN• Local/distant LOCREM• Contrôle local/distant LOCREMCTRL

La Figure 118 illustre le flux des signaux entre ces blocs fonctionnels. Pour réaliser lafonction de réservation, les blocs fonctionnels Entrée de réservation (RESIN) etRéservation de cellule (QCRSV) sont également inclus dans la fonction de contrôledes appareils de coupure. Les applications de ces fonctions sont décrites ci-dessous.La fonction SCILO dans la Figure ci-dessous est le nœud logique pourl'interverrouillage.

L'opération de contrôle peut être effectuée depuis l'IHM locale du DEI. Sil'administrateur a défini des utilisateurs avec l'outil d'utilisateurs de DEI dans lePCM600, alors le commutateur local/distant est sous contrôle d'autorisation. Sinon,l'utilisateur par défaut (usine) est le superutilisateur, qui peut réaliser des opérations decontrôle depuils l'IHM locale du DEI sans se connecter. La position du commutateurlocal/distant est réglée par défaut sur distant.



en05000116.vsd

SXCBRSCSWI

SCILO

SXCBRSXCBR

SCSWI

SCILO

SXSWI

-QA1

-QB1

-QB9

IEC 61850

QCBAY

IEC05000116 V1 FR

Figure 118: Flux de signaux entre blocs fonctionnels de contrôle d'appareil

Catégories d'émetteur pour PSTOSi la commande demandée est acceptée par l'autorité, la valeur est modifiée. Sinon,l'attribut blocked-by-switching-hierarchy est établi dans le signal cause. Si la valeurde PSTO est modifiée pendant une commande, la commande est annulée.

Le Tableau 33 présente les catégories d'émetteurs acceptées pour chaque valeur dePSTO.

Tableau 33: Catégories d'émetteur pour chaque PSTO

Source autorisée au fonctionnement Émetteur (orCat)

0 = Off 4,5,6

1 = Local 1,4,5,6

2 = Distant 2,3,4,5,6

3 = Défaut 4,5,6

4 = Non utilisé 4,5,6




5 = Tout 1,2,3,4,5,6

6 = Poste 2,4,5,6

7 = Distant 3,4,5,6

Si PSTO = Tout, alors il n'y a pas aucune priorité entre les emplacements d'opérateur.Tous les emplacements d'opérateur sont autorisés à fonctionner.

Le Tableau 34 définit les attributs orCat des catégories d'émetteur selon la normeCEI 61850.

Tableau 34: Attribut orCat selon CEI 61850

Valeur Description

0 not-supported (non supporté)

1 bay-control (contrôle cellule)

2 station-control (contrôle poste)

3 remote-control (contrôle distant)

4 automatic-bay (cellule automatique)

5 automatic-station (poste automatique)

6 automatic-remote (distant automatique)

7 maintenance

8 process

12.3.1.1 Contrôle de cellule (QCBAY)

La fonction Contrôle de cellule (QCBAY) est utilisée pour gérer la sélection del'emplacement de l'opérateur pour chaque cellule. La fonction autorise lefonctionnement depuis deux principaux types d'emplacement : distant (par exemple,centre de contrôle ou IHM du poste) ou local (IHM locale sur le DEI), ou tout (localet distant). Le commutateur local/distant peut également être positionné sur Off, cequi signifie qu'aucun poste opérateur n'est sélectionné (le fonctionnement estimpossible depuis tout emplacement local et tout emplacement distant).

Pour la norme de communication CEI 61850-8-1, la fonction de contrôle de cellulepeut être réglée de manière à distinguer les commandes avec attribut orCat « poste »de celles avec attribut orCat « distant » (2 et 3). La sélection est alors effectuée via lacommande LocSta de la norme CEI 61850-8-1 édition 2.

QCBAY permet également de bloquer les fonctions susceptibles d'être distribuées àdifférents appareils de la cellule. Il existe deux options de blocage :

• Blocage des mises à jour des positions• Blocage des commandes




IEC13000016 V2 FR

Figure 119: APC - Bloc fonctionnel local/distant

12.3.1.2 Contrôleur de commutation (SCSWI)

SCSWI peut gérer et opérer sur un appareil triphasé ou trois appareils de coupure ousectionnement monophasés.

Après la sélection d'un appareil et avant l'exécution, le contrôleur de commutationeffectue les vérifications et actions suivantes

• Une requête est émise en vue de réserver d'autres cellules afin d'empêcher touteopération simultanée.

• Les entrées de position actuelle pour les informations d'interverrouillage sontlues et évaluées si l'opération est autorisée.

• Les conditions de synchrocheck et synchronisation sont lues et vérifiées, etl'opération est effectuée après une réponse positive.

• Les conditions de blocage sont évaluées.• Les indications de position sont évaluées en fonction de la commande donnée et

de sa direction requise (ouverte ou fermée).

La séquence de commandes est supervisée en ce qui concerne la durée entre :



• Sélection et exécution.• Sélection et jusqu'à l'accord de la réservation.• Exécution et position d'extrémité finale de l'appareil de coupure.• Exécution et conditions de fermeture valides issues du synchrocheck.

En cas d'erreur, la séquence de commandes est annulée.

Si trois appareils de coupure ou sectionnement monophasés (SXCBR) sont connectésà la fonction de contrôleur de commutation, celui-ci « fusionnera » la position de cestrois appareils en une position triphasée résultante. En cas de discordance de pôle, parexemple si les positions des appareils de coupure ou sectionnement monophasés nesont pas égales pendant une temporisation réglable ; un signal d'erreur sera émis.

Le contrôleur de commutation ne dépend pas du type d'appareil de de coupureSXCBR ou SXSWI. Le contrôleur de commutation représente le contenu du nœudlogique SCSWI (selon CEI 61850) avec les fonctionnalités obligatoires.

12.3.1.3 Commutateurs (SXCBR/SXSWI)

Les fonctions Commutateurs sont utilisées pour fermer et interrompre un circuitélectrique ca en conditions normales, ou pour interrompre le circuit en conditions dedéfaut ou d'urgence. Il s'agit avec ces fonctions de représenter le niveau le plus basd'un dispositif de commutation électrique avec ou sans pouvoir de coupure en court-circuit (par exemple disjoncteurs, sectionneurs, sectionneurs de terre, etc.).

Le but de ces fonctions est de fournir l'état réel des positions et d'effectuer lesopérations de contrôle, à savoir transmettre toutes les commandes à l'appareil primairevia les cartes de sortie et superviser l'opération et la position du disjoncteur.

Les commutateurs disposent des fonctionnalités suivantes :

• Commutateur local/distant destiné au poste d'interconnexion• Blocage/déblocage pour commande d'ouverture/fermeture (respectivement)• Mise à jour du blocage/déblocage de l'indication de position• Substitution de l'indication de position• Temporisation surveillant l'entrée en action de l'appareil primaire après une

commande• Surveillance du temps autorisé pour la position intermédiaire• Définition de la durée d'impulsion pour commande d'ouverture/fermeture

Ces fonctionnalités sont réalisées via SXCBR, représentant un disjoncteur, et SXSWI,représentant un sectionneur ou un sectionneur de terre.

Le Disjoncteur (SXCBR) peut être mis en œuvre sous la forme de trois commutateursmonophasés ou un commutateur triphasé.

Le contenu de cette fonction est représenté par les définitions CEI 61850 pour lesnœuds logiques Disjoncteur (SXCBR) et Sectionneur (SXSWI) avec lesfonctionnalités obligatoires.



12.3.1.4 Fonction de réservation (QCRSV et RESIN)

L'objectif de la fonction de réservation est principalement de transférer de façon sûredes informations d'interverrouillage d'un DEI à un autre, et d'empêcher deuxopérations simultanées dans une cellule, une partie d'un poste ou un poste complet.

Pour l'évaluation de l'interverrouillage dans un poste, les informations de positionissues des appareils de coupure, tels que disjoncteurs, sectionneurs et sectionneurs deterre, peuvent être requises depuis la même cellule ou depuis plusieurs autres cellules.Lorsque des informations sont requises depuis d'autres cellules, elles sont échangéesvia le bus de poste entre les différents DEI distribués. Le problème qui survient, mêmeavec une vitesse de communication élevée, est l'intervalle de temps pendant lequel lesinformations de position des appareils de coupure sont incertaines. La fonctiond'interverrouillage utilisent ces informations à des fins d'évaluation, ce qui signifieque les conditions d'interverrouillage sont également incertaines.

Pour s'assurer que les informations d'interverrouillage sont correctes au moment del'opération, une méthode de réservation unique est disponible dans les DEI. Cetteméthode de réservation fait en sorte que la cellule qui souhaite réserver envoie unedemande de réservation aux autres cellules, puis attend en retour un signal deréservation accordée par ces autres cellules. Les indications de position effectivesissues de ces cellules sont alors transférées via le bus de poste pour être évaluées dansle DEI. Après évaluation, l'opération peut être exécutée avec sécurité élevée.

Cette fonctionnalité est mise en œuvre sur le bus de poste par le biais des blocsfonctionnels QCRSV et RESIN. La Figure 120 montre le principe d'application.

Le bloc fonctionnel QCRSV gère la réservation. Il envoie soit une demande deréservation aux autres cellules, soit l'acquittement si la cellule a reçu une demandeissue d'une autre cellule.

L'autre bloc fonctionnel, RESIN, reçoit les informations de réservation issues desautres cellules. Le nombre d'instances est identique au nombre de cellules concernées(60 instances maximum sont disponibles). Les signaux reçus sont soit la demande deréservation issue d'une autre cellule, soit l'acquittement issu de chaque cellulerespective ayant reçu une demande de la cellule courante. Il faut également recevoirl'information de bonne validité de la transmission sur le bus de poste.



en05000117.vsd

DEIDEI

Depuis autreSCSWI dans

la cellule Vers autreSCSWIdans lacellule

3

bus de poste

. . .

. . .

. . .

3

RESIN

EXCH_OUTEXCH_IN

RESIN

EXCH_OUTEXCH_IN

..

SCSWI

RES_RQRES_GRT

RES_DATA

QCRSV

RES_RQ1

RES_RQ8

RES_GRT1

RES_GRT8

..

2

IEC05000117 V2 FR

Figure 120: Principes d'application pour la réservation via le bus de poste

La réservation peut également être mise en œuvre avec un câblage externeconformément à l'exemple d'application à la Figure 121. Cette solution est réaliséeavec des relais auxiliaires externes ainsi que des entrées et sorties binairessupplémentaires dans chaque DEI, mais sans usage des blocs fonctionnels QCRSV etRESIN.

SCSWI

SELECTEDRES_EXT

+

DEI

BI BO

DEI

BI BO

ORAutre SCSWI dans la cellule

en05000118.vsd

IEC05000118 V2 FR

Figure 121: Principes d'application pour la réservation avec un câblage externe

La solution dans la Figure 121 peut également être mise en œuvre sur le bus de posteconformément à l'exemple d'application à la Figure 122. Les solutions dans lesFigures 121 et 122 n'ont pas le même niveau de sécurité élevé comparé à la solutiondans la Figure 120, mais elles dispose d'une plus grande disponibilité, puisqu'elles nenécessitent aucun acquittement.



IEC05000178 V3 FR

Figure 122: Principe d'application pour une solution de réservation alternative

12.3.2 Interactions entre modules

Une cellule typique avec fonction de contrôle d'appareil de coupure consiste en uneassociation de nœuds logiques ou de fonctions décrites ici :

• Contrôleur de commutation (SCSWI) : initialise toutes les opérations pour unappareil. Il s'agit de l'interface de commandes de l'appareil. Il inclut le rapport dela position ainsi que le contrôle de la position.

• Disjoncteur (SXCBR) : l'interface de processus vers le disjoncteur pour lafonction de contrôle d'appareil.

• Sectionneur (SXSWI) : l'interface de processus vers le sectionneur ou lesectionneur de terre pour la fonction de contrôle d'appareil.

• Le Contrôle de cellule (QCBAY) remplit les fonctions de niveau cellule pour lesappareils, telles que la sélection et le blocage de l'emplacement opérateur pourtoute la cellule.

• La Réservation (QCRSV) porte sur la fonction de réservation.• La Logique de déclenchement de protection (SMPPTRC) connecte les sorties de

« déclenchement » d'une ou plusieurs fonctions de protection à un« déclenchement » commun qui sera transmis à SXCBR.

• Le Réenclencheur automatique (SMBRREC) se compose des dispositifs utiliséspour fermer automatiquement un disjoncteur déclenché, en fonction d'un certainnombre de conditions configurables.

• Le nœud logique Interverrouillage (SCILO) fournit à SCSWI des informationsindiquant si le fonctionnement est autorisé en raison de la topologie du poste. Lesconditions d'interverrouillage sont évaluées avec une logique séparée, connectéeà SCILO .

• Synchrocheck, contrôle de mise sous tension, et synchronisation (SESRSYN) :calcule et compare la différence de phaseurs de tension sur les deux côtés d'undisjoncteur ouvert, avec des conditions de commutation prédéfinies



(synchrocheck). Le cas où un côté est mort (contrôle de mise sous tension) estégalement pris en compte.

• La fonction de Contrôle de process automatique générique (GAPC) gère lescommandes génériques émises par l'opérateur du système.

Ci-dessous, la Figure 123 montre une vue d'ensemble des interactions entre cesdifférentes fonctions.


SXCBR(Disjoncteur)

Bloc fonctionnel

d’inter-verrouillage (Pas un LN)

SCSWI(Contrôle de coupure)

QCBAY (contrôle de

cellule)

SMBRREC

(Réencl. auto)

E/S

déclenchement

Rel. ferm.

Dem. de réserv.

Dém

arra

ge ré

encl

. aut

o.

Ferm. Disj.

Position

Réserv. accordée

Sélection emplacement

opérateur

SCSWI(Contrôle de coupure)

SXSWI(Sectionneur)

Cmd ouv.

Cmd ferm.

Position

SESRSYN(Synchrocheck & Synchroniseur)

SCILO

SCILO

Synchrocheck OK

QCRSV(Réservation) Dem. de réserv.

Réserv. accordée

GAPC

(Contrôle de process auto.

générique)Ouv./Ferm.Ouv./Ferm.

Activ. ferm.

Activ. ouv.

Rel. ouv.

Rel. ferm.Rel. ouv.

SMPPTRC (logique de

déclenchement)

Position

Activ

.ou

v.

Activ

.fe

rm.

Pos

. dep

uis

autre

s ce

llule

s

E/S

Cmd ouv.Cmd ferm.

(Interverrouillage)

(Interverrouillage)

Synchronisation en cours

IEC05000120 V2 FR

Figure 123: Exemple de vue d'ensemble des interactions entre fonctions d'unecellule typique




Les paramètres de réglage de la fonction de contrôle d'appareils de coupure sontdéfinis via l'IHM locale ou le PCM600.

12.3.3.1 Contrôle de cellule (QCBAY)

Si le paramètre AllPSTOValid est réglé sur Aucune priorité, tous les émetteurs locauxet distants sont acceptés sans aucune priorité.

Si le paramètre RemoteIncStation est réglé sur Oui, les commandes issues de clientsCEI 61850-8-1 aux niveaux locaux comme distants sont acceptées, lorsque la fonctionQCBAY est réglée sur Distant. Si le paramètre est réglé sur Non, la commande LocStadétermine quel emplacement d'opérateur est accepté lorsque QCBAY est réglé surDistant. Si LocSta est vrai, seules les commandes émises depuis le niveau poste sontacceptées ; sinon, seules les commandes émises depuis le niveau distant sontacceptées.

Le paramètre RemoteIncStation a un effet uniquement sur lacommunication CEI 61850-8-1. En outre, en cas d'utilisation de lacommunication CEI 61850 édition 1, le paramètre doit être réglé surOui, puisque la commande LocSta n'est pas définie dans la normeCEI 61850-8-1 édition 1.

12.3.3.2 Contrôleur de commutation (SCSWI)

Le paramètre CtlModel spécifie le type de modèle de contrôle conformément àCEI 61850. Le modèle de contrôle des disjoncteurs, sectionneurs et sectionneurs deterre est réglé par défaut sur SBO Enh (sélection avant exécution avec sécuritéavancée).

Si l'opération doit être réalisée en une seule étape, et qu'aucune surveillance du résultatde la commande n'est souhaité, le modèle de contrôle direct avec sécurité normale estutilisé.

Dans le cas du contrôle avec sécurité avancée, il y a en plus une supervision de lavaleur d'état, par l'objet de contrôle, ce qui signifie que chaque séquence decommandes doit se terminer par une commande de fin.

Le paramètre PosDependent donne l'autorisation de fonctionner en fonction del'indication de position ; si le paramètre est réglé sur Toujours permis, lefonctionnement est toujours autorisé quelque soit la valeur de la position. Si leparamètre est réglé sur 00/11 non autorisé, le fonctionnement n'est pas autorisé si laposition est dans un état erroné ou intermédiaire.

tSelect est le délai autorisé maximum entre les signaux select (sélection) et executecommand (commande d'exécution), c'est-à-dire la durée dont dispose l'opérateur pour



exécuter la commande après la sélection de l'objet à commander. À l'expiration de cedélai, le signal de sortie sélectionné est réglé sur faux et un code de cause est donné.

Le paramètre temporel tResResponse est le délai autorisé entre la demande deréservation et la réservation en retour accordée par toutes les autres cellulesconcernées dans la fonction de réservation. À l'expiration de ce délai, la fonction decontrôle est réinitialisée et un code de cause est donné.

tSynchrocheck est le délai alloué à la fonction de synchrocheck pour remplir lesconditions de fermeture. À l'expiration de ce délai, la fonction essaie de démarrer lafonction de synchronisation. Si tSynchrocheck est réglé sur 0, aucun contrôle desynchronisme n'est effectué avant le démarrage de la fonction de synchronisme.

Le délai tSynchronizing surveille la bonne obtention du signal de « synchronisation encours » dans SCSWI après le démarrage de la fonction de synchronisation. Le signalde démarrage de la synchronisation est défini si les conditions de synchrocheck nesont pas remplies. À l'expiration de ce délai, la fonction de contrôle est réinitialisée etun code de cause est donné. Si aucune fonction de synchronisation n'est incluse, ledélai est réglé sur 0, ce qui signifie qu'aucun démarrage de fonction de synchronisationn'est effectué et que, à l'expiration de tSynchrocheck, la fonction de contrôle estréinitialisée et un code de cause est donné.

tExecutionFB est le délai maximum entre le signal de commande d'exécution et la finde la commande. À l'expiration de ce délai, la fonction de contrôle est réinitialisée etun code de cause est donné.

tPoleDiscord est le délai autorisé avant la survenue de divergence entre les pôles aucontrôle de trois disjoncteurs monophasés. Lors d'une divergence, un signal de sortieest activé afin d'être utilisé pour un déclenchement ou une alarme ; pendant unecommande, la fonction de contrôle est réinitialisée et un code de cause est donné.

SuppressMidPos : si défini sur On, ce paramètre supprime la position intermédiairedurant la temporisation tIntermediate des commutateurs connectés.

Le paramètre InterlockCheck détermine si la vérification d'interverrouillage doit êtreeffectué à la sélection et à l'exécution (Sél & Fonct phase) ou uniquement à l'exécution(Phase fonct).

12.3.3.3 Commutateur (SXCBR/SXSWI)

tStartMove est la temporisation pour la surveillance de l'entrée en action de l'appareilaprès l'exécution d'une commande. À l'expiration de ce délai, la fonctionCommutateur est réinitialisée et un code de cause est donné.

Pendant la temporisation tIntermediate, l'indication de position a l'autorisation de setrouver dans un état intermédiaire (00). À l'expiration de ce délai, la fonctionCommutateur est réinitialisée et un code de cause est donné. L'indication de positionintermédiaire dans SCSWI est supprimée pendant la période dans laquelle la positionpasse d'ouverte à fermée ou inversement, si le paramètre SuppressMidPos est réglé surOn dans la fonction SCSWI.



Si le paramètre AdaptivePulse est réglé sur Adaptatif, l'impulsion de sortie decommande est réinitialisée lorsqu'une nouvelle position d'extrémité correcte estatteinte. Si le paramètre est réglé sur Non adaptatif, l'impulsion de sortie decommande reste active jusqu'à expiration de la temporisationtOpenPulsetClosePulse.

tOpenPulse est la durée d'impulsion de sortie pour une commande d'ouverture. SiAdaptivePulse est réglé sur Adaptatif, il s'agit de la durée d'impulsion de sortiemaximum pour une commande d'ouverture. La durée par défaut est réglée sur 200 mspour un disjoncteur (SXCBR) et 500 ms pour un sectionneur (SXSWI).

tClosePulse est la durée d'impulsion de sortie pour une commande de fermeture. SiAdaptivePulse est réglé sur Adaptatif, il s'agit de la durée d'impulsion de sortiemaximum pour une commande d'ouverture. La durée par défaut est réglée sur 200 mspour un disjoncteur (SXCBR) et 500 ms pour un sectionneur (SXSWI).

12.3.3.4 Réservation de cellule (QCRSV)

La temporisation tCancelRes définit le temps de surveillance pour annuler laréservation, lorsqu'il n'est pas possible d'annuler par demande à la cellule en raison parexemple d'une défaillance de communication.

Si le paramètre ParamRequestx (x=1-8) est réglé sur Seulement la propre travée estréservée, de manière individuelle pour chaque appareil (x) de la cellule, la sortie pourdemande de réservation d'autres cellules (RES_BAYS) ne sera pas activée à lasélection de l'appareil x.

12.3.3.5 Entrée de réservation (RESIN)

Si le paramètre FutureUse est réglé sur Cellule future, la fonction peut gérer lescellules non encore installées dans le système de contrôle-commande du poste.

12.4 Commutateur rotatif logique pour la sélection defonctions et présentation de l'IHML (SLGGIO)




Commutateur rotatif logique pour lasélection de fonctions et la présentationsur l'IHML

SLGAPC - -



12.4.2 Application

La fonction de commutateur rotatif logique pour la sélection de fonctions etprésentation de l'IHML (SLGAPC) (ou le bloc fonctionnel sélecteur, commeégalement appelé) est utilisé pour offrir une fonctionnalité de commutateur desélection multi-positions, similaire à celle offerte par un commutateur de sélectionmatériel. Les sélecteurs matériels sont très largement utilisés par les compagniesd'électricité afin de faire fonctionner différentes fonctions sur des valeurs prédéfinies.Toutefois, les sélecteurs matériels sont source de problèmes de maintenance, et defourniture (nombreux modèles) et réduisent la fiabilité du système. Les sélecteursvirtuels éliminent tous ces problèmes.

Le bloc fonctionnel SLGAPC possède deux entrées de fonctionnement (UP etDOWN), un bloc de blocage (BLOCK) et une entrée de position d'opérateur (PSTO).

SLGAPC peut être activée depuis l'IHM locale et depuis des sources externes(commutateur) via les entrées binaire du DEI. Il permet également le fonctionnementà distance (comme l'ordinateur du poste). SWPOSN est une sortie à nombre entier,donnant le numéro de sortie effectif. Comme le nombre de positions du commutateurpeut être établi par réglages (voir ci-dessous), il faut prendre soin de coordonner lesréglages avec la configuration. Par exemple, si le nombre de positions est réglé à xdans les réglages, alors seules les x premières sorties seront disponibles sur le blocdans la configuration. En outre, la fréquence des impulsions (UP ou DOWN) doit êtreinférieure au réglage tPulse.

Depuis l'IHM locale, le sélecteur peut être activé à partir du schéma unifilaire.


Les réglages suivants sont disponibles pour la fonction Commutateur rotatif logiquepour la sélection de fonctions et présentation de l'IHML (SLGAPC) :

Fonctionnement : Règle le fonctionnement de la fonction, On ou Off.

NrPos : Règle le nombre de positions dans le commutateur (max 32).

OutType : Fixe ou Pulse.

tPulse: Dans le cas d'une sortie impulsionnelle, donne la longueur de l'impulsion (ensecondes).

tDelay : La temporisation entre le front positif du signal d'activation UP ou DOWN etl'activation de la sortie.

StopAtExtremes : Règle le comportement du commutateur aux positions d'extrémités.Si défini sur Désactivé, lorsqu'on appuie sur UP la première position, le commutateursautera vers la dernière position ; lorsqu'on appuie sur DOWN à la dernière position,le commutateur sautera vers la première position. position. Si définit sur Activé, aucunsaut n'est autorisé.



12.5 Commutateur miniature de sélection VSGAPC




Commutateur miniature de sélection VSGAPC - -

12.5.2 Application

Le bloc fonctionnel de mini-sélecteur (VSGAPC) est une fonction polyvalenteutilisée dans le PCM600 pour de nombreuses applications, en tant que commutateurà usage général. VSGAPC peut être utilisé pour acquérir une position de commutateurexterne (via les entrées IPOS1 et IPOS2) et la représenter par des symboles du schémaunifilaire (ou l'utiliser dans la configuration via les sorties POS1 et POS2), ainsi qu'entant que fonction de commande (contrôlée par l'entrée PSTO), émettant descommandes de commutation via les sorties CMDPOS12 et CMDPOS21.

La sortie POSITION indique la position réelle sous la forme d'un nombre entiercompris entre 0 et 3.

La figure 124 montre un exemple dans lequel VSGAPC est configuré pour commuterle réenclencheur automatique (on–off) à partir d'un symbole bouton sur l'IHM locale.Les boutons E et S sur l'IHM locale sont normalement utilisés pour commuter (on–off) le fonctionnement du disjoncteur.


PSTO

CMDPOS12

IPOS1

NAM_POS1NAM_POS2

IPOS2

CMDPOS21OFFON

VSGAPC

SMBRRECONOFF

SETON

INTONE

INVERTERINPUT OUT

IEC07000112 V3 EN

Figure 124: Commande du réenclencheur automatique à partir de l'IHM localevia mini-sélecteur

VSGAPC est également équipé de la communication CEI 61850 afin de pouvoir êtrecommandé également depuis le système de contrôle-commande.




La fonction de mini-sélecteur (VSGAPC) peut émettre des commandesimpulsionnelles ou maintenues (en réglant le paramètre Mode). En cas d'émission decommandes impulsionnelles, la longueur de l'impulsion peut être réglée à l'aide duparmaètre tPulse. Par ailleurs, étant accessible sur le schéma unifilaire, ce blocfonctionnel possède deux modes de commande (réglables via CtlModel) : Dir Norm etSBO Enh.

12.6 Fonction de communication générique pourindication point double DPGAPC




Fonction de communication génériquepour indication point double

DPGAPC - -

12.6.2 Application

Le bloc fonctionnel DPGAPC est utilisé pour combiner trois signaux d'entréeslogiques en une indication de position à 2 bits, et pour publier l'indication de positiondans d'autres systèmes, équipements ou fonctions du poste. Les trois entrées sontnommées OPEN, CLOSE et VALID. DPGAPC est destiné à servir de bloc indicateurde position dans les logiques d'interverrouillage du poste.

Les entrées OPEN et CLOSE (ouverture et fermeture) définissent un bit chacun dansl'indication de position à 2 bits, POSITION. Si OPEN et CLOSE sont définiessimultanément, la qualité de la sortie est définie comme invalide. La qualité de lasortie est également définie comme invalide si l'entrée VALID n'est pas définie.


La fonction n'a aucun paramètre disponible dans l'IHM locale ou le PCM600.

12.7 Contrôle générique à point unique, 8 signauxSPC8GAPC






Contrôle générique à point unique, 8signaux

SPC8GAPC - -

12.7.2 Application

Le bloc fonctionnel de contrôle générique à point unique, 8 signaux (SPC8GAPC) estun ensemble de 8 commandes à point unique, conçu pour l'entrée des commandes deREMOTE (SCADA) vers les éléments de la configuration logique qui ne nécessitentpas de blocs fonctionnels complexes capables de recevoir des commandes (parexemple SCSWI). De cette façon, des commandes simples peuvent être envoyéesdirectement aux sorties de DEI, sans confirmation. La confirmation (état) du résultatdes commandes est supposée être obtenue par d'autres moyens, comme les entréesbinaires et les blocs fonctionnels SPGGIO.

PSTO est le sélecteur universel d'emplacement d'opérateur pourtoutes les fonctions de contrôle. Même si PSTO peut être configurépour autoriser les positions d'opérateur LOCAL ou ALL (local outout), la seule position utilisable avec le bloc fonctionnel SPC8GAPCest REMOTE (distant).


Les paramètres de la fonction de contrôle générique à point unique, 8 signaux(SPC8GAPC) se règlent via l'IHM locale ou le PCM600.

Fonctionnement : définit le fonctionnement de la fonction, On/Off.

Il y a deux réglages pour chaque sortie de commande (8 au total) :

Latchedx : définit si le signal de commande pour la sortie x est Automaintenu(permanent) ou Pulse (impulsionnel).

tPulsex : si Latchedx est défini sur Pulse, alors tPulsex définira la longueur del'impulsion (en secondes).

12.8 Bits d'automation, fonction de commande pourDNP3.0 AUTOBITS






Bits d'automation, fonction decommande pour DNP3 AUTOBITS - -

12.8.2 Application

Le bloc fonctionnel de bits d'automation, fonction de commande pour DNP3,(AUTOBITS) est utilisé dans l'outil PCM600 pour accéder à la configuration descommandes passant par le protocole DNP3.0.La fonction AUTOBITS joue le mêmerôle que les fonctions GOOSEBINRCV (pour CEI 61850) et MULTICMDRCV (pourLON).Le bloc fonctionnel AUTOBITS possède 32 sorties individuelles, chacuned'entre elles pouvant être affectée comme point de sortie binaire dans DNP3. La sortieest commandée par un « Object 12 » dans DNP3. Cet objet contient les paramètrespour le code de commande, count, on-time et off-time. Pour commander un point desortie AUTOBITS, il suffit d'envoyer un code de commande latch-On (verrouillageactivé), latch-Off (verrouillage désactivé), pulse-On (impulsion activée), pulse-Off(impulsion désactivée), Trip (déclencher) ou Close (fermer). Les paramètres restantsont pris en compte selon le besoin. Par exemple, pulse-On, on-time=100, off-time=300, count=5 donneraient 5 impulsions positives de 100 ms, à 300 msd'intervalle.

Pour une description de la mise en place du protocole DNP3, se reporter au manuel decommunication.


Le bloc fonctionnel AUTOBITS possède un réglage, (Fonctionnement : On/Off) quiactive ou désactive la fonction. Ces noms seront visibles dans l'outil de configurationde communication DNP3 dans le PCM600.

12.9 Commande simple, 16 signaux (SINGLECMD)




Commande simple, 16 signaux SINGLECMD - -



12.9.2 Application

La fonction de commande simple, 16 signaux (SINGLECMD) est une fonctioncommune, toujours incluse dans le DEI.

Les DEI peuvent être pourvus d'une fonction destinée à recevoir des commandesdepuis un contrôle-commande de poste ou depuis l'IHM locale. Ce bloc fonctionnelrécepteur dispose de sorties utilisables, par exemple, pour contrôler des appareillageshaute tension dans des tableaux électriques. Pour les fonctions de contrôle-commandelocales, l'IHM locale peut également être utilisée. Conjointement avec les circuitslogiques de configuration, l'utilisateur peut régir les signaux de sortie impulsionnelsou fixes à des fins de contrôle au sein du DEI ou via des sorties binaires.

La figure 125 montre un exemple d'application dans laquelle l'utilisateur connecteSINGLECMD via le circuit logique de configuration afin de contrôler un appareilhaute tension. Ce type de contrôle-commande est normalement effectué en envoyantune impulsion vers les sorties binaires du DEI. La figure 125 montre unfonctionnement en fermeture. Une ouverture du disjoncteur s'effectue de manièresimilaire mais sans la condition de synchro-check.

Fonction de commande

simpleSINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Ferm. CB1

&Conditions définies par l’utilisateur

Synchro-check

Circuits logiques de config.

en04000206.vsdIEC04000206 V2 FR

Figure 125: Exemple d'application montrant un schéma logique de contrôle d'undisjoncteur via circuits logiques de configuration

Les figures 126 et 127 montrent d'autres manières de contrôler les fonctions, quinécessitent des signaux On/Off. Ici, la sortie est utilisée pour contrôler des fonctionsintégrées ou des dispositifs externes.




simpleSINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Fonction n

en04000207.vsd

Fonction n

IEC04000207 V2 FR

Figure 126: Exemple d'application montrant un schéma logique de contrôle pourfonctions intégrées


simpleSINGLESMD

CMDOUTy

OUTy

Dispositif 1

Conditions définies par l’utilisateur

Circuits logiques de config.

en04000208.vsd

&

IEC04000208 V2 FR

Figure 127: Exemple d'application montrant un schéma logique de contrôle pourdispositifs externes via circuits logiques de configuration


Les paramètres de la fonction de commande simple, 16 signaux (SINGLECMD) seréglent via l'IHM locale ou le PCM600.



Les paramètres à régler sont MODE, qui est commun à tout le bloc, et CMDOUTy, quiinclue le nom (défini par l'utilisateur) de chaque signal de sortie. L'entrée MODEdétermine si les sorties sont de type Off, Fixe, ou Pulse.

• Offdéfinit à zéro toutes les sorties, indépendamment des valeurs envoyées depuisle niveau poste (c'est-à-dire le poste de l'opérateur ou la passerelle de commandeà distance).

• Fixe définit les sorties sur un signal fixe 0 ou 1, en fonction des valeurs envoyéesdepuis le niveau poste.

• Pulse donne une impulsion d'une durée de 100 ms, si une valeur envoyée depuisle niveau poste passe de 0 à 1. Cela signifie que la logique configurée connectéeau bloc fonctionnel de commande peut ne pas avoir un temps de cycle d'une duréesupérieure au temps de cycle pour le bloc fonctionnel de commande.

12.10 Interverrouillage

L'interverrouillage des appareils de coupure a pour principal but :

• D'éviter un fonctionnement dangereux ou endommageant des appareils decoupure

• D'appliquer des restrictions sur le fonctionnement du poste pour d'autres raisons,par exemple la configuration de charge. De tels exemples consistent à limiter lenombre de transformateurs parallèles à un maximum de deux, ou de garantir quela mise sous tension se fait toujours depuis un côté, par exemple le côté hautetension d'un transformateur.

Cette section porte uniquement sur le premier point, et uniquement avec desrestrictions causées par des appareils de coupure autres que celui à contrôler. Celasignifie que l'interverrouillage dû à des alarmes des dispositifs n'est pas inclus danscette section.

Les sectionneurs et sectionneurs de terre ont un pouvoir de coupure limité. Lessectionneurs peuvent par conséquent fonctionner uniquement :

• À courant nul essentiellement. Le circuit est ouvert d'un côté et dispose d'unepetite extension. Le courant capacitif est faible (< 5A, par exemple) et lestransformateurs de puissance avec courant d'appel ne sont pas autorisés.

• Pour connecter ou déconnecter un circuit parallèle portant un courant de charge.La tension de coupure sur les contacts ouverts est donc quasi nulle, grâce aucircuit parallèle (< 1% de la tension nominale, par exemple). La mise en parallèlede transformateurs de puissance n'est pas autorisée.

Les sectionneurs de terre sont autorisés à connecter et déconnecter la mise à la terre depoints isolés. En raison d'un couplage capacitif ou inductif, il peut exister une certainetension (< 40 % de la charge nominale, par exemple) avant la mise à la terre et uncertain courant (< 100A, par exemple) après la mise à la terre d'une ligne.



Les disjoncteurs ne sont généralement pas interverrouillés. La fermeture estuniquement interverrouillée vis-à-vis de sectionneurs en marche dans la mêmecellule, et l'ouverture du couplage de barres est interverrouillée pendant un transfert dejeu de barres.

Les positions de tous les appareils de coupure dans une cellule et issues de certainesautres cellules déterminent les conditions pour un interverrouillage opérationnel. Lesconditions issues d'autres postes ne sont généralement pas disponibles. Parconséquent, un sectionneur de terre de ligne n'est généralement pas interverrouilléentièrement. L'opérateur doit être sûr que la ligne n'est pas sous tension depuis l'autrecôté avant de fermer le sectionneur de terre. En option, une indication de tension peutêtre utilisée pour l'interverrouillage. Veiller à éviter une condition d'activationdangereuse lors de la perte d'une tension secondaire de TT, due par exemple à la fusiond'un fusible.

Les positions de commutation utilisées par la logique d'interverrouillage opérationnelsont obtenues à partir de contacts auxiliaires ou de capteurs de position. Pour chaqueposition finale (ouvert ou fermé), une indication vraie est requise, ce qui forme ainsiune double indication. La fonction de contrôle d'appareil de coupure vérifie enpermanence cette cohérence. Si aucune des conditions n'a une valeur élevée (1 ouVRAI), l'appareil de coupure est peut-être en position intermédiaire, par exemple encours de déplacement. Cet état dynamique peut persister pendant un temps, qui dansle cas de sectionneurs peut aller jusqu'à 10 secondes. Si les deux indications restentbasses pendant une durée plus longue, l'indication de position sera interprétée commeinconnue. Si les deux indications restent élevées, quelque chose est incorrect, et l'étatest également traité comme inconnu.

Dans les deux cas, une alarme est envoyée à l'opérateur. Les indications issues decapteurs de position doivent être auto-vérifiées, et les défauts système indiquées parun signal de défaut. Dans la logique d'interverrouillage, les signaux sont utilisés pouréviter des conditions dangereuses d'activation ou de libération. Lorsque l'état decommutation d'un appareil de coupure ne peut pas être déterminée, le fonctionnementn'est pas autorisé.

Pour les appareils de coupure avec un dispositif individuel par phase, l'évaluation doittenir compte des éventuelles divergences entre phases. Cela s'effectue à l'aide d'unefonction ET pour chacune des trois phases de chaque appareil pour les indicationsd'ouverture et de fermeture. Des divergences entre phases entraînent un état inconnude double indication.

12.10.1 Directives de configuration

Les sections qui suivent décrivent comment mettre en œuvre l'interverrouillage pourune configuration de poste donnée dans le DEI, en utilisant des modulesd'interverrouillage standards et leurs interconnexions. Elles indiquent également lesréglages de configuration. Les entrées pour des conditions spécifiques de livraison(Qx_EXy) sont définies sur 1=VRAI si elles ne sont pas utilisées, sauf dans les cassuivants :



• QB9_EX2 et QB9_EX4 dans les modules BH_LINE_A et BH_LINE_B• QA1_EX3 dans le module AB_TRAFO

où elles sont définies sur 0=FAUX.

12.10.2 Interverrouillage pour cellule ligne ABC_LINE

12.10.2.1 Application

La fonction d'interverrouillage pour cellule de ligne (ABC_LINE) est utilisée pourune ligne connectée à une configuration à jeu de barres double avec un jeu de barresde transfert, conformément à la figure 128. La fonction peut également être utiliséepour une configuration à jeu de barres double sans jeu de barres de transfert, ou uneconfiguration à jeu de barres simple avec/sans jeu de barres de transfert.

QB1 QB2QC1

QA1

QC2

QB9QC9

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7

en04000478.vsdIEC04000478 V1 EN

Figure 128: Schéma de poste d'interconnexion pour ABC_LINE

Les signaux issus d'autres cellules connectées au module ABC_LINE sont décrits ci-dessous.

12.10.2.2 Signaux issus du jeu de barres de bypass

Pour calculer les signaux :

Signal BB7_D_OP Tous les sectionneurs de ligne sur le bypass WA7, sauf dans la cellule courante, sont

ouverts.

VP_BB7_D L'état de commutation des sectionneurs situés sur le jeu de barres de bypass WA7 estvalide.

EXDU_BPB Aucune erreur de transmission depuis toute cellule qui comporte des sectionneurs surle jeu de barres de bypass WA7.



Les signaux suivants issus de chaque cellule de ligne (ABC_LINE), sauf ceux de lacellule courante, sont requis :

Signal QB7OPTR Q7 est ouvert

VPQB7TR L'état de commutation de QB7 est valide.

EXDU_BPB Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.

Pour la cellule n, les conditions suivantes sont valides :

IEC04000477 V1 FR

Figure 129: Signaux issus du jeu de barres de bypass dans cellule de ligne n

12.10.2.3 Signaux issus du coupleur de barres

Si le jeu de barres est divisé par des sectionneurs de sectionnement de barres, laconnexion jeu de barres-jeu de barres peut exister via le sectionneur de sectionnementde barres et le coupleur de barres situés sur l'autre section de barres.

Section 1 Section 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS)

ABC_LINE ABC_BCABC_LINE ABC_BC

(WA1)A1(WA2)B1(WA7)C C

B2A2

en04000479.vsd

IEC04000479 V1 FR

Figure 130: Jeux de barres divisés par des sectionneurs de sectionnement debarres (disjoncteurs)




Signal BC_12_CL Une connexion de couplage de barres existe entre les jeux de barres WA1 et WA2.

BC_17_OP Aucune connexion de couplage de barres entre les jeux de barres WA1 et WA7.

BC_17_CL Une connexion de couplage de barres existe entre les jeux de barres WA1 et WA7.

BC_27_OP Aucune connexion de couplage de barres entre les jeux de barres WA2 et WA7.

BC_27_CL Une connexion de couplage de barres existe entre les jeux de barres WA2 et WA7.

VP_BC_12 L'état de commutation de BC_12 est valide.



EXDU_BC Aucune erreur de transmission depuis toute cellule de couplage (BC).

Les signaux suivants issus de chaque cellule de couplage (ABC_BC) sont requis :

Signal BC12CLTR Une connexion de couplage de barres via le coupleur de barres courant existe entre

les jeux de barres WA1 et WA2.

BC17OPTR Aucune connexion de couplage de barres via le coupleur de barres courant n'existeentre les jeux de barres WA1 et WA7.

BC17CLTR Une connexion de couplage de barres via le coupleur de barres courant existe entreles jeux de barres WA1 et WA7.

BC27OPTR Aucune connexion de couplage de barres via le coupleur de barres courant n'existeentre les jeux de barres WA2 et WA7.

BC27CLTR Une connexion de couplage de barres via le coupleur de barres courant existe entreles jeux de barres WA2 et WA7.

VPBC12TR L'état de commutation de BC_12 est valide.



EXDU_BC Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.

Les signaux suivants issus de chaque cellule de sectionneur de sectionnement debarres (A1A2_DC) sont également requis. Pour B1B2_DC, les signauxcorrespondants issus du jeu de barres B sont utilisés. Le même type de module(A1A2_DC) est utilisé pour différents jeux de barres, c'est-à-dire pour lessectionneurs de sectionnement de barres A1A2_DC et B1B2_DC.

Signal DCOPTR Le sectionneur de sectionnement de barres est ouvert.

DCCLTR Le sectionneur de sectionnement de barres est fermé.

VPDCTR L'état de commutation du sectionneur de sectionnement de barres DC est valide.

EXDU_DC Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.



Si le jeu de barres est divisé par des disjoncteurs de sectionnement de barres, il faututiliser les signaux issus de la cellule de coupleur de sectionnement de barres(A1A2_BS), plutôt que ceux issus de la cellule de sectionneur de sectionnement debarres (A1A2_DC). Pour B1B2_BS, les signaux correspondants issus du jeu de barresB sont utilisés. Le même type de module (A1A2_BS) est utilisé pour différents jeuxde barres, c'est-à-dire pour les disjoncteurs de sectionnement de barres A1A2_BS etB1B2_BS.

Signal S1S2OPTR Aucune connexion de coupleur de sectionnement de barres entre les sections de

barres 1 et 2.

S1S2CLTR Une connexion de coupleur de sectionnement de barres existe entre les sections debarres 1 et 2.

VPS1S2TR L'état de commutation du coupleur de sectionnement de barres BS est valide.

EXDU_BS Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.

Pour une cellule de ligne dans la section 1, les conditions suivantes sont valides :



BC12CLTR (sect.1)

DCCLTR (A1A2)DCCLTR (B1B2)

>1&

BC12CLTR (sect.2)

&VPBC12TR (sect.1)

VPDCTR (A1A2)VPDCTR (B1B2)

VPBC12TR (sect.2)

>1&

BC17OPTR (sect.1)

DCOPTR (A1A2)BC17OPTR (sect.2)

>1&

BC17CLTR (sect.1)

DCCLTR (A1A2)BC17CLTR (sect.2)

&VPBC17TR (sect.1)

VPDCTR (A1A2)VPBC17TR (sect.2)

>1&

>1&

&

&

BC27OPTR (sect.1)

DCOPTR (B1B2)BC27OPTR (sect.2)

BC27CLTR (sect.1)

DCCLTR (B1B2)BC27CLTR (sect.2)

VPBC27TR (sect.1)VPDCTR (B1B2)

VPBC27TR (sect.2)

EXDU_BC (sect.1)EXDU_DC (A1A2)EXDU_DC (B1B2)EXDU_BC (sect.2)

BC_12_CL

VP_BC_12

BC_17_OP

BC_17_CL

VP_BC_17

BC_27_OP

BC_27_CL

VP_BC_27

EXDU_BC

en04000480.vsd

IEC04000480 V1 FR

Figure 131: Signaux vers une cellule de ligne dans la section 1, depuis lescellules de couplage de chaque section

Pour une cellule de ligne dans la section 2, les mêmes conditions que ci-dessus sontvalides en remplaçant la section 1 par la section 2 et vice versa.

12.10.2.4 Réglage de configuration

S'il n'y a pas de jeu de barres de bypass et donc aucun sectionneur QB7, alorsl'interverrouillage pour QB7 n'est pas utilisé. Les états de QB7, QC71, BB7_D,BC_17, BC_27 sont définis sur ouverts en réglant les entrées du module adéquat



comme suit. Dans le schéma du bloc fonctionnel, 0 et 1 sont désignés 0=FAUX and1=VRAI :

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0

• BB7_D_OP = 1

• BC_17_OP = 1• BC_17_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0

• EXDU_BPB = 1

• VP_BB7_D = 1• VP_BC_17 = 1• VP_BC_27 = 1

S'il n'y a pas de deuxième jeu de barres WA2 et donc aucun sectionneur QB2, alorsl'interverrouillage pour QB2 n'est pas utilisé. Les états de QB2, QC21, BC_12, BC_27sont définis sur ouverts en réglant les entrées du module adéquat comme suit. Dans leschéma du bloc fonctionnel, 0 et 1 sont désignés 0=FAUX and 1=VRAI :

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0

• VP_BC_12 = 1

12.10.3 Interverrouillage pour cellule de couplage ABC_BC




La fonction d'interverrouillage pour cellule de couplage (ABC_BC) est utilisée pourune cellule de couplage connectée à une configuration à jeu de barres double,conformément à la figure 132. La fonction peut également être utilisée pour uneconfiguration à jeu de barres simple avec jeu de barres de transfert, ou uneconfiguration à jeu de barres double sans jeu de barres de transfert.

QB1 QB2

QC1

QA1

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7QB20

QC2

en04000514.vsdIEC04000514 V1 EN

Figure 132: Schéma de poste d'interconnexion pour ABC_BC


Les signaux issus des autres cellules connectées au module de coupleur de barresABC_BC sont décrits ci-dessous.

12.10.3.3 Signaux issus de tous les départs


Signal BBTR_OP Aucun transfert de jeu de barres n'est en cours en ce qui concerne ce coupleur de

barres.

VP_BBTR L'état de commutation est valide pour tous les appareils impliqués dans le transfert dejeu de barres.

EXDU_12 Aucune erreur de transmission depuis toute cellule connectée aux jeux de barresWA1/WA2.

Les signaux suivants issus de chaque cellule de ligne (ABC_LINE), chaque cellule detransformateur (AB_TRAFO) et cellule de couplage (ABC_BC), sauf ceux de lacellule ce couplage courante, sont requis :



Signal QQB12OPTR QB1 et/ou QB2 sont ouverts.

VPQB12TR L'état de commutation de QB1 et celui de QB2 sont valides.

EXDU_12 Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.

Pour la cellule de couplage n, les conditions suivantes sont valides :

QB12OPTR (cell. 1)QB12OPTR (cell. 2)

. . .

. . .QB12OPTR (cell. n-1)

& BBTR_OP

VPQB12TR (cell. 1)VPQB12TR (cell. 2)

. . .

. . .VPQB12TR (cell. n-1)

& VP_BBTR

EXDU_12 (cell. 1)EXDU_12 (cell. 2)

. . .

. . .EXDU_12 (cell. n-1)

& EXDU_12


IEC04000481 V1 FR

Figure 133: Signaux issus de toute cellule dans cellule de couplage n

Si le jeu de barres est divisé par des sectionneurs de sectionnement de barres, et queles deux sectionneurs de sectionnement de barres sont fermés, alors les signaux BBTRsont connectés en parallèles. Ainsi pour la logique de base de BBTR propre au projet,ajouter la logique suivante :

Section 1 Section 2


ABC_LINEABC_BC

ABC_LINE ABC_BC


B2A2

en04000482.vsd

AB_TRAFO

IEC04000482 V1 FR


Les signaux suivants issus de chaque cellule de sectionneur de sectionnement debarres (A1A2_DC) sont requis. Pour B1B2_DC, les signaux correspondants issus du



jeu de barres B sont utilisés. Le même type de module (A1A2_DC) est utilisé pourdifférents jeux de barres, c'est-à-dire pour les sectionneurs de sectionnement de barresA1A2_DC et B1B2_DC.




Si le jeu de barres est divisé par des disjoncteurs de sectionnement de barres, lessignaux issus de la cellule de coupleur de sectionnement de barres (A1A2_BS)doivent être utilisés, au lieu des signaux issus de la cellule de sectionneur desectionnement de barres (A1A2_DC). Pour B1B2_BS, les signaux correspondantsissus du jeu de barres B sont utilisés. Le même type de module (A1A2_BS) est utilisépour différents jeux de barres, c'est-à-dire pour les disjoncteurs de sectionnement debarres A1A2_BS et B1B2_BS.


barres 1 et 2.



Pour une cellule de couplage dans la section 1, les conditions suivantes sont valides :

BBTR_OP (sect.1)

DCOPTR (A1A2)DCOPTR (B1B2)

BBTR_OP (sect.2)

&VP_BBTR (sect.1)


VP_BBTR (sect.2)

EXDU_12 (sect.1)

EXDU_DC (B1B2)EXDU_12 (sect.2)

VP_BBTR

EXDU_12

en04000483.vsd

&EXDU_DC (A1A2)

BBTR_OP

>1&

IEC04000483 V1 FR

Figure 135: Signaux vers une cellule de couplage dans la section 1, depuis toutecellule de chaque section

Pour une cellule de couplage dans la section 2, les mêmes conditions que ci-dessussont valides en remplaçant la section 1 par la section 2 et vice versa.




Si le jeu de barres est divisé par des sectionneurs de sectionnement de barres, et queles deux sectionneurs sont fermés, alors les signaux BC_12 issus du coupleur de barresde l'autre section de barres doivent être transmis au coupleur de barres courant.

Section 1 Section 2


ABC_BCABC_BC


B2A2

en04000484.vsd

IEC04000484 V1 FR



Signal BC_12_CL Une autre connexion de couplage de barres existe entre les jeux de barres WA1 et

WA2.


EXDU_BC Aucune erreur de transmission depuis toute cellule de couplage (BC).

Les signaux suivants issus de chaque cellule de couplage (ABC_BC), sauf ceux de lacellule courante, sont requis :

Signal BC12CLTR Une connexion de couplage de barres via le coupleur de barres courant existe entre

les jeux de barres WA1 et WA2.




Signal DCCLTR Le sectionneur de sectionnement de barres est fermé.





Si le jeu de barres est divisé par des disjoncteurs de sectionnement de barres, il faututiliser les signaux issus de la cellule de coupleur de sectionnement de barres(A1A2_BS), plutôt que ceux issus de la cellule de sectionneur de sectionnement debarres (A1A2_DC). Pour B1B2_BS, les signaux correspondants issus du jeu de barresB sont utilisés. Le même type de module (A1A2_BS) est utilisé pour différents jeuxde barres, c'est-à-dire pour les disjoncteurs de sectionnement de barres A1A2_BS etB1B2_BS.

Signal S1S2CLTR Une connexion de coupleur de sectionnement de barres existe entre les sections de

barres 1 et 2.


EXDU_BS Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui contient les informations ci-dessus.

Pour une cellule de couplage dans la section 1, les conditions suivantes sont valides :

DCCLTR (A1A2)DCCLTR (B1B2)

BC12CLTR (sect.2)


VPBC12TR (sect.2)

EXDU_DC (A1A2)EXDU_DC (B1B2)EXDU_BC (sect.2)

& BC_12_CL

VP_BC_12

EXDU_BC

en04000485.vsd

&

&

IEC04000485 V1 FR

Figure 137: Signaux vers une cellule de couplage dans la section 1, depuis unecellule de couplage d'une autre section

Pour une cellule de couplage dans la section 2, les mêmes conditions que ci-dessussont valides en remplaçant la section 1 par la section 2 et vice versa.


S'il n'y a pas de jeu de barres de bypass et donc aucun sectionneur QB2 et QB7, alorsl'interverrouillage pour QB2 et QB7 n'est pas utilisé. Les états de QB2, QB7, QC71sont définis sur ouverts en réglant les entrées du module adéquat comme suit. Dans leschéma du bloc fonctionnel, 0 et 1 sont désignés 0=FAUX and 1=VRAI :

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0



• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0

S'il n'y a pas de second jeu de barres B et donc aucun sectionneur QB2 et QB20, alorsl'interverrouillage pour QB2 et QB20 n'est pas utilisé. Les états du QB2, QB20,QC21, BC_12, BBTR sont définis sur ouverts en réglant les entrées du moduleadéquat comme suit. Dans le schéma du bloc fonctionnel, 0 et 1 sont désignés0=FAUX and 1=VRAI :

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB20_OP = 1• QB20_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1

12.10.4 Interverrouillage pour cellule transformateur AB_TRAFO


La fonction d'interverrouillage pour cellule de transformateur (AB_TRAFO) estutilisée pour une cellule de transformateur connectée à une configuration à jeu debarres double, conformément à la figure 138. La fonction est utilisée en cas d'absencede sectionneur entre le disjoncteur et le transformateur. Sinon, la fonctiond'interverrouillage pour cellule de ligne (ABC_LINE) peut être utilisée. Cettefonction peut également être utilisée dans des configurations à jeu de barres simple.



QB1 QB2

QC1

QA1

QC2

WA1 (A)

WA2 (B)

QA2

QC3

T

QC4

QB4QB3

QA2 et QC4 ne sont

pas utilisés dans cet

interverrouillage

AB_TRAFO

en04000515.vsdIEC04000515 V1 FR

Figure 138: Schéma de poste d'interconnexion pour AB_TRAFO

Les signaux issus d'autres cellules connectées au module AB_TRAFO sont décrits ci-dessous.


Si le jeu de barres est divisé par des sectionneurs de sectionnement de barres, laconnexion jeu de barres-jeu de barres peut exister via le sectionneur de sectionnementde barres et le coupleur de barres situés sur l'autre section de barres.

Section 1 Section 2


AB_TRAFO ABC_BCAB_TRAFO ABC_BC


B2A2

en04000487.vsd

IEC04000487 V1 FR




La logique propre au projet pour les signaux d'entrée qui concernent le coupleur debarres est la même que celle pour la logique propre à la cellule de ligne (ABC_LINE).

Signal BC_12_CL Une connexion de couplage de barres existe entre les jeux de barres WA1 et WA2.


EXDU_BC Aucune erreur de transmission depuis cellule de couplage (BC).

La logique est identique à celle pour la configuration à jeu de barres double, « Signauxissus du coupleur de barres ».


S'il n'y a pas de deuxième jeu de barres B et donc aucun sectionneur QB2, alorsl'interverrouillage pour QB2 n'est pas utilisé. Les états de QB2, QC21, BC_12 sontdéfinis sur ouverts en réglant les entrées du module adéquat comme suit. Dans leschéma du bloc fonctionnel, 0 et 1 sont désignés 0=FAUX and 1=VRAI :

• QB2_OP = 1• QB2QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

S'il n'y a pas de deuxième jeu de barres B sur l'autre côté du transformateur et doncaucun sectionneur QB4, alors l'état de QB4 est défini sur ouvert en réglant les entréesdu module adéquat comme suit :

• QB4_OP = 1• QB4_CL = 0

12.10.5 Interverrouillage pour disjoncteur de sectionnement debarres A1A2_BS


La fonction d'interverrouillage pour disjoncteur de sectionnement de barres(A1A2_BS) est utilisée pour un disjoncteur de sectionnement de barres situé entre lasection 1 et la section 2, conformément à la figure 140. La fonction peut être utiliséepour différents jeux de barres, incluant un disjoncteur de sectionnement de barres.



QA1

WA1 (A1)

QB2

QC4

QB1

QC3

WA2 (A2)

en04000516.vsd

QC2QC1

A1A2_BS

IEC04000516 V1 EN

Figure 140: Schéma de poste d'interconnexion pour A1A2_BS

Les signaux issus d'autres cellules connectées au module A1A2_BS sont décrits ci-dessous.

12.10.5.2 Signaux issus de tous les départs

Si le jeu de barres est divisé par des disjoncteurs de jeu de barres, et que les deuxcircuits sont fermés, l'ouverture du disjoncteur doit être bloquée s'il existe uneconnexion de coupleur de barres entre les jeux de barres d'un côté du sectionnementde barres et qu'un transfert de jeu de barres est en cours de l'autre côte dusectionnement de barres.

Section 1 Section 2

A1A2_BSB1B2_BS

ABC_LINEABC_BC

ABC_LINEABC_BC


B2A2

en04000489.vsd

AB_TRAFOAB_TRAFO

IEC04000489 V1 FR

Figure 141: Jeux de barres divisés par des disjoncteurs de sectionnement debarres


Signal BBTR_OP Aucun transfert de jeu de barres n'est en cours en ce qui concerne cette section de

barres.

VP_BBTR L'état de commutation de BBTR est valide.

EXDU_12 Aucune erreur de transmission depuis toute cellule connectée au jeu de barres 1(A) et2(B).



Les signaux suivants issus de chaque cellule de ligne (ABC_LINE), chaque cellule detransformateur (AB_TRAFO) et cellule de couplage (ABC_BC) sont requis :

Signal QB12OPTR QB1 et/ou QB2 sont ouverts.

VPQB12TR L'état de commutation de QB1 et celui de QB2 sont valides.

EXDU_12 Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.

Les signaux suivants issus de chaque cellule de couplage (ABC_BC) sont requis :

Signal BC12OPTR Aucune connexion de couplage de barres via le coupleur de barres courant n'existe

entre les jeux de barres WA1 et WA2.



Les signaux suivants issus de la cellule de disjoncteur de sectionnement de barres(A1A2_BS, B1B2_BS) sont requis.


barres 1 et 2.



Pour un disjoncteur de sectionnement de barres situé entre les jeux de barres dessections A1 et A2, les conditions suivantes sont valides :



S1S2OPTR (B1B2)BC12OPTR (sect.1)

QB12OPTR (cell.1/sect.2)

QB12OPTR (cell.n/sect.2)

S1S2OPTR (B1B2)BC12OPTR (sect.2)


QB12OPTR (cell.n /sect.1)

BBTR_OP

VP_BBTR

EXDU_12


>1&

>1&

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

VPS1S2TR (B1B2)VPBC12TR (sect.1)

VPQB12TR (cell.1/sect.2)

VPQB12TR (cell.n/sect.1). . .. . .

VPBC12TR (sect.2)VPQB12TR (cell.1/sect.1)

VPQB12TR (cell.n/sect.1)

. . .

. . .

&

EXDU_12 (cell.1/sect.2)

EXDU_12 (cell.n /sect.2)

EXDU_12(cell.1/sect.1)


EXDU_BS (B1B2)EXDU_BC (sect.1)

EXDU_BC (sect.2)

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000490 V1 FR

Figure 142: Signaux issus de toute cellule pour un disjoncteur de sectionnementde barres situé entre les sections A1 et A2

Pour un disjoncteur de sectionnement de barres situé entre les jeux de barres dessections B1 et B2, les conditions suivantes sont valides :



S1S2OPTR (A1A2)BC12OPTR (sect.1)


QB12OPTR (cell.n/sect.2)

S1S2OPTR (A1A2)BC12OPTR (sect.2)


QB12OPTR (cell.n /sect.1)

BBTR_OP

VP_BBTR

EXDU_12


>1&

>1&

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

VPS1S2TR (A1A2)VPBC12TR (sect.1)

VPQB12TR (cell.1/sect.2)

VPQB12TR (cell.n/sect.1). . .. . .

VPBC12TR (sect.2)VPQB12TR (cell.1/sect.1)

VPQB12TR (cell.n/sect.1)

. . .

. . .

&

EXDU_12(cell.1/sect.2)


EXDU_12 (cell.1/sect.1)


EXDU_BS (A1A2)EXDU_BC (sect.1)

EXDU_BC (sect.2)

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000491 V1 FR

Figure 143: Signaux issus de toute cellule pour un disjoncteur de sectionnementde barres situé entre les sections B1 et B2


S'il n'y a pas d'autres jeux de barres via les boucles de jeux de barres possibles, alorssoit l'interverrouillage du disjoncteur ouvert QA1 n'est pas utilisé, soit l'état de BBTR



est réglé sur ouvert. C'est-à-dire qu'aucun transfert de jeu de barres n'est en cours danscette section de barres :

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1

12.10.6 Interverrouillage pour sectionneur de sectionnement debarres A1A2_DC


La fonction d'interverrouillage pour sectionneur de sectionnement de barres(A1A2_DC) est utilisée pour un sectionneur de sectionnement de barres situé entre lasection 1 et la section 2, conformément à la figure 144. A1A2_DC peut être utiliséepour différents jeux de barres, incluant un sectionneur de sectionnement de barres.

WA1 (A1) WA2 (A2)

QB

QC1 QC2

A1A2_DC en04000492.vsd

IEC04000492 V1 EN

Figure 144: Schéma de poste d'interconnexion pour A1A2_DC

Les signaux issus d'autres cellules connectées au module A1A2_DC sont décrits ci-dessous.

12.10.6.2 Signaux dans configuration à disjoncteur simple

Si le jeu de barres est divisé par des sectionneurs de sectionnement de barres, lacondition Aucun sectionneur connecté à la section de barres doit être établie par unelogique propre au projet.

Le même type de module (A1A2_DC) est utilisé pour différents jeux de barres, c'est-à-dire pour les sectionneurs de sectionnement de barres A1A2_DC et B1B2_DC. Enrevanche, pour B1B2_DC, les signaux correspondants issus du jeu de barres B sontutilisés.



Section 1 Section 2


ABC_LINEABC_BC

ABC_LINE


B3A3

en04000493.vsd

AB_TRAFOAB_TRAFO

A2B2

IEC04000493 V1 FR



Signal S1DC_OP Tous les sectionneurs sur la section de barres 1 sont ouverts.

S2DC_OP Tous les sectionneurs sur la section de barres 2 sont ouverts.

VPS1_DC L'état de commutation des sectionneurs situés sur la section de barres 1 est valide.


EXDU_BB Aucune erreur de transmission depuis toute cellule qui contient les informations ci-dessus.

Les signaux suivants issus de chaque cellule de ligne (ABC_LINE), chaque cellule detransformateur (AB_TRAFO) et chaque cellule de couplage (ABC_BC) sont requis :

Signal QB1OPTR QB1 est ouvert.

QB2OPTR QB2 est ouvert (AB_TRAFO, ABC_LINE).

QB220OTR QB2 et QB20 sont ouverts (ABC_BC).



VQB220TR L'état de commutation de QB2 et celui de QB20 sont valides.

EXDU_BB Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.

Si un sectionneur de sectionnement de barres est ajouté, il faut utiliser le signal issu dela cellule de sectionneur de sectionnement de barres (A1A2_DC) :






Si un disjoncteur de section le jeu de barres est ajouté plutôt qu'un sectionneur desectionnement, il faut utiliser les signaux issus de la cellule de disjoncteur desectionnement de barres (A1A2_BS), plutôt que ceux issus de la cellule desectionneur de sectionnement de barres (A1A2_DC).


QB2OPTR QB2 est ouvert.



EXDU_BS Aucune erreur de transmission depuis la cellule BS (cellule de coupleur desectionnement de barres) qui contient les informations ci-dessus.

Pour un sectionneur de sectionnement de barres, les conditions suivantes sont validespour la section de jeu de barres A1 :

QB1OPTR (cell.1/sect.A1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB


&

&

&

QB1OPTR (cell.n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

VPQB1TR (cell.1/sect.A1)

VPQB1TR (cell.n/sect.A1)

EXDU_BB (cell.1/sect.A1)

EXDU_BB (cell.n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000494 V1 FR

Figure 146: Signaux depuis toute cellule dans la section A1 vers un sectionneurde sectionnement de barres.





VPS2_DC

EXDU_BB



. . .

. . .

. . .


VPQB1TR (cell.n/sect.A2)VPDCTR (A2/A3)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A2/A3)


EXDU_DC (A2/A3)IEC04000495 V1 FR

Figure 147: Signaux depuis toute cellule dans la section A2 vers un sectionneurde sectionnement de barres.

Pour un sectionneur de sectionnement de barres, les conditions suivantes sont validespour la section de jeu de barres B1 :

QB2OPTR (QB220OTR)(cell.1/sect.B1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB


QB2OPTR (QB220OTR)(cell.n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (VQB220TR)(cell.1/sect.B1)

VPQB2TR (VQB220TR)(cell.n/sect.B1)

EXDU_BB (cell.1/sect.B1)

EXDU_BB (cell.n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

IEC04000496 V1 FR

Figure 148: Signaux depuis toute cellule dans la section B1 vers un sectionneurde sectionnement de barres.




QB2OPTR (QB220OTR)(cell.1/sect.B2) S2DC_OP

VPS2_DC

EXDU_BB



. . .

. . .

. . .

VPQB2TR(VQB220TR) (cell.1/sect.B2)

VPQB2TR(VQB220TR) (cell.n/sect.B2)VPDCTR (B2/B3)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B2/B3)


EXDU_DC (B2/B3)IEC04000497 V1 FR

Figure 149: Signaux depuis toute cellule dans la section B2 vers un sectionneurde sectionnement de barres.

12.10.6.3 Signaux dans configuration à disjoncteur double

Si le jeu de barres est divisé par des sectionneurs de sectionnement de barres, lacondition pour la cellule de sectionneur de barres Aucun sectionneur connecté à lasection de barres doit être établie par une logique propre au projet.


Section 1 Section 2


DB_BUS DB_BUSDB_BUS DB_BUS

(WA1)A1(WA2)B1 B2

A2

en04000498.vsd

IEC04000498 V1 FR







VPS1_DC L'état de commutation de tous les sectionneurs situés sur la section de barres 1 estvalide.

VPS2_DC L'état de commutation de tous les sectionneurs situés sur la section de barres 2 estvalide.

EXDU_BB Aucune erreur de transmission depuis la cellule à disjoncteur double (DB) qui contientles informations ci-dessus.

Les signaux suivants issus de chaque cellule à disjoncteur double (DB_BUS) sontrequis :





EXDU_DB Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.

La logique est identique à celle pour la configuration à jeu de barres double, « Signauxdans configuration à disjoncteur simple ».



VPS1_DC

EXDU_BB


&

&

&


. . .

. . .

. . .



EXDU_DB (cell.1/sect.A1)

EXDU_DB (cell.n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000499 V1 FR

Figure 151: Signaux depuis cellules à disjoncteur double dans la section A1 versun sectionneur de sectionnement de barres.





VPS2_DC

EXDU_BB


&

&

&


. . .

. . .

. . .



EXDU_DB (cell.1/sect.A2)

EXDU_DB (cell.n/sect.A2)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000500 V1 FR

Figure 152: Signaux depuis cellules à disjoncteur double dans la section A2 versun sectionneur de sectionnement de barres.


QB2OPTR (cell.1/sect.B1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB


&

&

&

QB2OPTR (cell.n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (cell.1/sect.B1)

VPQB2TR (cell.n/sect.B1)

EXDU_DB (cell.1/sect.B1)

EXDU_DB (cell.n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000501 V1 FR

Figure 153: Signaux depuis cellules à disjoncteur double dans la section B1 versun sectionneur de sectionnement de barres.




QB2OPTR (cell.1/sect.B2) S2DC_OP

VPS2_DC

EXDU_BB


&

&

&

QB2OPTR (cell.n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (cell.1/sect.B2)

VPQB2TR (cell.n/sect.B2)

EXDU_DB (cell.1/sect.B2)

EXDU_DB (cell.n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000502 V1 FR

Figure 154: Signaux depuis cellules à disjoncteur double dans la section B2 versun sectionneur de sectionnement de barres.

12.10.6.4 Signaux dans configuration à un disjoncteur et demi

Si le jeu de barres est divisé par des sectionneurs de sectionnement de barres, lacondition pour la cellule de sectionneur de barres Aucun sectionneur connecté à lasection de barres doit être établie par une logique propre au projet.


Section 1 Section 2


BH_LINE

(WA1)A1(WA2)B1 B2

A2

en04000503.vsd

BH_LINE BH_LINE BH_LINE

IEC04000503 V1 FR


La logique propre au projet est la même que celle pour une configuration à jeu debarres double.







EXDU_BB Aucune erreur de transmission depuis la configuration à un jeu de barres et demi (BH)qui contient les informations ci-dessus.

12.10.7 Interverrouillage pour sectionneur de terre de jeu de barresBB_ES


La fonction d'interverrouillage pour sectionneur de terre de jeu de barres (BB_ES) estutilisée pour un sectionneur de terre de jeu de barres sur toute partie de jeu de barre,conformément à la figure 156.

QC

en04000504.vsd

IEC04000504 V1 EN

Figure 156: Schéma de poste d'interconnexion pour BB_ES

Les signaux issus d'autres cellules connectées au module BB_ES sont décrits ci-dessous.

12.10.7.2 Signaux dans configuration à disjoncteur simple

Le sectionneur de terre de jeu de barres n'est autorisé à fonctionner que si tous lessectionneurs de la section de jeu de barres sont ouverts.

Section 1 Section 2


AB_TRAFO ABC_LINEBB_ES

ABC_LINE


B2A2

en04000505.vsd

BB_ESABC_BC

IEC04000505 V1 FR





Signal BB_DC_OP Tous les sectionneurs de cette partie du jeu de barres sont ouverts.

VP_BB_DC L'état de commutation de tous les sectionneurs de cette partie du jeu de barres estvalide.


Les signaux suivants issus de chaque cellule de ligne (ABC_LINE), chaque cellule detransformateur (AB_TRAFO) et chaque cellule de couplage (ABC_BC) sont requis :


QB2OPTR QB2 est ouvert (AB_TRAFO, ABC_LINE)

QB220OTR QB2 et QB20 sont ouverts (ABC_BC)




VQB220TR L'état de commutation de QB2 et celui de QB20 sont valides.


EXDU_BB Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.





Si aucun sectionneur de sectionnement de barres n'existe, les signaux DCOPTR,VPDCTR et EXDU_DC sont réglés sur 1 (vrai).

Si le jeu de barres est divisé par des disjoncteurs de sectionnement de barres, il faututiliser les signaux issus de la cellule de coupleur de sectionnement de barres(A1A2_BS), plutôt que ceux issus de la cellule de sectionneur de sectionnement debarres (A1A2_DC). Pour B1B2_BS, les signaux correspondants issus du jeu de barresB sont utilisés. Le même type de module (A1A2_BS) est utilisé pour différents jeux



de barres, c'est-à-dire pour les disjoncteurs de sectionnement de barres A1A2_BS etB1B2_BS.





EXDU_BS Aucune erreur de transmission depuis la cellule BS (cellule de coupleur desectionnement de barres) qui contient les informations ci-dessus.

Pour un sectionneur de terre de jeu de barres, les conditions suivantes sont validespour la section de jeu de barres A1 :

QB1OPTR (cell.1/sect.A1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB



. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A1/A2)


EXDU_DC (A1/A2)

IEC04000506 V1 FR

Figure 158: Signaux issus de toute cellule de la section A1, vers un sectionneurde terre dans la même section

Pour un sectionneur de terre de jeu de barres, les conditions suivantes sont validespour la section de jeu de barres A2 :



QB1OPTR (cell.1/sect.A2) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB



. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A1/A2)


EXDU_DC (A1/A2)

IEC04000507 V1 FR

Figure 159: Signaux issus de toute cellule de la section A2, vers un sectionneurde terre dans la même section

Pour un sectionneur de terre de jeu de barres, les conditions suivantes sont validespour la section de jeu de barres B1 :

QB2OPTR(QB220OTR)(cell.1/sect.B1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB



. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)


EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000508 V1 FR

Figure 160: Signaux issus de toute cellule de la section B1, vers un sectionneurde terre dans la même section

Pour un sectionneur de terre de jeu de barres, les conditions suivantes sont validespour la section de jeu de barres B2 :



QB2OPTR(QB220OTR) (cell.1/sect.B2) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB


QB2OPTR(QB220OTR) (cell.n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)


EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000509 V1 FR

Figure 161: Signaux issus de toute cellule de la section B2, vers un sectionneurde terre dans la même section

Pour un sectionneur de terre de jeu de barres sur le jeu de barres de bypass C, lesconditions suivantes sont valides :

QB7OPTR (cell. 1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB


&

&

&

QB7OPTR (cell. n)

. . .

. . .

. . .

VPQB7TR (cell. 1)

VPQB7TR (cell. n)

EXDU_BB (cell. 1)

EXDU_BB (cell. n)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000510 V1 FR

Figure 162: Signaux issus du jeu de barres de bypass, vers le sectionneur deterre de jeu de barres

12.10.7.3 Signaux dans configuration à disjoncteur double




Section 1 Section 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS) BB_ESBB_ES

DB_BUS

(WA1)A1(WA2)B1 B2

A2

en04000511.vsd

DB_BUS

IEC04000511 V1 FR






Les signaux suivants issus de chaque cellule à disjoncteur double (DB_BUS) sontrequis :





EXDU_DB Aucune erreur de transmission depuis la cellule qui comporte les informations ci-dessus.





La logique est identique à celle pour la configuration à jeu de barres double décritedans la section « Signaux dans configuration à disjoncteur simple ».



12.10.7.4 Signaux dans configuration à un disjoncteur et demi


Section 1 Section 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS) BB_ESBB_ES

BH_LINE

(WA1)A1(WA2)B1 B2

A2

en04000512.vsdBH_LINE

IEC04000512 V1 FR


La logique propre au projet est la même que celle pour la configuration à jeu de barresdouble décrite dans la section « Signaux dans configuration à disjoncteur simple ».




12.10.8 Interverrouillage pour cellule double disjoncteur DB


Les fonctions d'interverrouillage pour une cellule à jeu de barres double et disjoncteurdouble incluant DB_BUS_A, DB_BUS_B et DB_LINE sont utilisées pour une ligneconnectée à une configuration à jeu de barres double, conformément à la figure 165.



WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB61

QB9

QB2QC4

QA2

QC5

QC3

QB62

DB_BUS_B

DB_LINE

DB_BUS_A

en04000518.vsdIEC04000518 V1 EN

Figure 165: Schéma de poste d'interconnexion pour disjoncteur double

Trois types de modules d'interverrouillage sont définis par cellule à disjoncteurdouble. DB_BUS_A gère le disjoncteur QA1 qui est connecté au jeu de barres WA1,ainsi que les sectionneurs et sectionneurs de terre de cette section. DB_BUS_B gèrele disjoncteur QA2 qui est connecté au jeu de barres WA2, ainsi que les sectionneurset sectionneurs de terre de cette section.

Pour une cellule à disjoncteur double, les modules DB_BUS_A, DB_LINE etDB_BUS_B doivent être utilisés.


Pour une application sans QB9 et QC9, régler simplement les entrées adéquates sur unétat ouvert et ignorer les sorties. Dans le schéma du bloc fonctionnel, 0 et 1 sontdésignés 0=FAUX and 1=VRAI :

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Si, dans ce cas, la surveillance de tension de ligne est ajoutée, alors au lieu de réglerQB9 sur l'état ouvert, spécifier l'état de la surveillance de tension :



• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

En cas d'absence de surveillance de tension, régler les entrées correspondantes commesuit :

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

12.10.9 Interverrouillage pour configuration à un disjoncteur et demi


Les fonctions d'interverrouillage pour configuration à un disjoncteur etdemi(BH_CONN, BH_LINE_A, BH_LINE_B) sont utilisées pour les lignesconnectées à une configuration à un disjoncteur et demi, conformément à lafigure 166.

WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB6

QB9

QB2QC1

QA1

QC2

QC3

QB6

QC3

QB62QB61 QA1

QC1 QC2QC9

QB9

BH_LINE_A BH_LINE_B

BH_CONNen04000513.vsd

IEC04000513 V1 EN

Figure 166: Schéma de poste d'interconnexion pour un disjoncteur et demi

Trois types de modules d'interverrouillage sont définis par configuration.BH_LINE_A et BH_LINE_B sont les connexions depuis une ligne vers un jeu de



barres. BH_CONN est la connexion entre les deux lignes de la configuration dans leschéma de poste d'interconnexion à un disjoncteur et demi.

Pour une configuration à un disjoncteur et demi, les modules BH_LINE_A,BH_CONN et BH_LINE_B doivent être utilisés.


Pour une application sans QB9 et QC9, régler simplement les entrées adéquates sur unétat ouvert et ignorer les sorties. Dans le schéma du bloc fonctionnel, 0 et 1 sontdésignés 0=FAUX and 1=VRAI :

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Si, dans ce cas, la surveillance de tension de ligne est ajoutée, alors au lieu de réglerQB9 sur l'état ouvert, spécifier l'état de la surveillance de tension :

• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

En cas d'absence de surveillance de tension, régler les entrées correspondantes commesuit :

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

12.10.10 Communication horizontale via GOOSE pourl'interverrouillage GOOSEINTLKRCV

Tableau 35: GOOSEINTLKRCV Réglages de non-groupe (de base)

Nom Valeurs (plage) Unité Seuil Par défaut DescriptionOperation Off

On- - Off Fonctionnement Off/On



Section 13 Logique

13.1 Logique pour matrice de déclenchement TMAGAPC




Logique pour matrice de déclenchement TMAGAPC - -

13.1.2 Application

La logique pour matrice de déclenchement TMAGAPC permet d'acheminer lessignaux de déclenchement et les autres signaux de sortie logiques aux différentscontacts de sortie du DEI.

La logique pour matrice de déclenchement a 3 signaux de sortie. Ces sorties peuventêtre connectées aux sorties physiques de déclenchement suivant que l'applicationnécessite une sortie fixe ou à impulsion réglable.


Operation : Fonctionnement de la fonction On/Off.

PulseTime : Définit la durée d'impulsion en mode Pulsed. En cas d'utilisation pour ledéclenchement direct du(des) disjoncteur(s), la temporisation d'impulsion est régléesur environ 0,150 secondes afin d'obtenir une durée minimum satisfaisante del'impulsion de déclenchement pour les bobines de déclenchement de disjoncteur.

OnDelay : Utilisé pour que des signaux de sortie ne soient pas émis pour de faussesentrées. Généralement réglé sur 0 ou une valeur basse.

OffDelay : Définit une temporisation de la réinitialisation des sorties une fois que lesconditions d'activation ne sont plus remplies. Uniquement utilisé avec le modeSteady. En cas d'utilisation pour le déclenchement direct du(des) disjoncteur(s), ceparamètre doit être réglé sur au moins 0,150 secondes afin d'obtenir une duréeminimum satisfaisante de l'impulsion de déclenchement pour les bobines dedéclenchement de disjoncteur.

ModeOutputx : Définit si le signal de sortie OUTPUTx (où x=1-3) est Steady ouPulsed.

1MRK 505 302-UFR - Section 13Logique


13.2 Logique pour alarme de groupe ALMCALH




Logique pour alarme de groupe ALMCALH - -

13.2.2 Application

La fonction Logique d'alarme de groupe ALMCALH est utilisée pour envoyer dessignaux d'alarme vers différentes LED et/ou différents contacts de sortie sur le DEI.

Le signal de sortie ALMCALH et les sorties physiques permettent à l'utilisateurd'adapter le signal d'alarme aux sorties de déclenchement physiques en fonction desbesoins spécifiques de l'application.


Fonctionnement : On ou Off

13.3 Logique pour alarme de groupe WRNCALH




Logique pour avertissement de groupe WRNCALH - -


La fonction Logique pour avertissement de groupe WRNCALH est utilisée pourenvoyer des signaux d'avertissement vers des LED et/ou des contacts de sortie sur leDEI.

Le signal de sortie WARNING de WRNCALH et les sorties physiques permettent àl'utilisateur d'adapter le signal d'avertissement aux sorties de déclenchementphysiques en fonction des besoins spécifiques de l'application.

13.3.1.2 Directives sur les réglages

OperationOn ou Off

Section 13 1MRK 505 302-UFR -Logique


13.4 Logique d'indication de groupe INDCALH




Logique d'indication de groupe INDCALH - -


La fonction Logique d'indication de groupe INDCALH est utilisée pour envoyer dessignaux d'indication vers différentes LED et/ou différents contacts de sortie sur leDEI.

Le signal de sortie IND de la fonction INDCALH et les sorties physiques permettentà l'utilisateur d'adapter le signal d'indication aux sorties physiques en fonction desbesoins spécifiques de l'application.


Fonctionnement : On ou Off

13.5 Blocs logiques configurables

13.5.1 Application

Un ensemble de blocs logiques standard, par exemple AND, OR, etc., et destemporisateurs sont disponibles pour adapter la configuration du DEI aux besoinsspécifiques de l'application. En plus de la fonction logique normale, des blocslogiques supplémentaires qui ont la capacité de propager l'horodatage et la qualité sontégalement disponibles. Ces blocs ont une désignation comprenant les lettres QT (parexemple, ANDQT, ORQT, etc.).

Il n'existe pas de réglages pour les portes AND, les portes OR, les inverseurs ou lesportes XOR ainsi que pour les portes ANDQT, les portes ORQT ou les portesXORQT.

Pour la temporisation On/Off normale et les temporisations d'impulsions, lestemporisations et les durées d'impulsion sont réglées à partir de l'IHM locale ou vial'outil PST.

Les deux temporisations du même bloc logique (temporisation démarrage ettemporisation retombée) ont toujours une valeur de réglage commune.



Pour les portes contrôlables, les temporisations réglables et les bascules SR avecmémorisation, les paramètres de réglage sont accessibles via l'IHM locale ou vial'outil PST.


La logique est configurée à l'aide de l'outil de configuration ACT du PCM600.

Les fonctions définies par les blocs logiques configurables sont exécutées suivant uneséquence fixe avec différents temps de cycle.

Pour chaque temps de cycle, le bloc fonctionnel dispose d'un numéro d'exécution. Cenuméro apparaît lors de l'utilisation de l'outil de configuration ACT avec ladésignation du bloc fonctionnel et le temps de cycle (voir exemple ci-dessous).


IEC09000695 V2 FR

Figure 167: Exemple : désignation, numéro d'exécution et temps de cycle de lafonction logique

IEC09000310-1-en.vsdIEC09000310 V1 FR

Figure 168: Exemple : désignation, numéro d'exécution et temps de cycle de lafonction logique qui propage également l'horodatage et la qualité dessignaux d'entrée



L'exécution des différents blocs fonctionnels du même cycle est déterminée par l'ordrede leur numéro d'exécution. Toujours tenir compte de ceci lors de la connexion dedeux ou plusieurs blocs fonctionnels logiques en série.

Toujours faire attention lors de la connexion de blocs fonctionnelsavec un temps de cycle rapide à des blocs fonctionnels avec un tempsde cycle lent.Veiller à concevoir les circuits logiques avec soin et toujours vérifierla séquence d'exécution des différentes fonctions. Dans les autres cas,des temporisations supplémentaires doivent être introduites dans lesschémas logiques afin d'éviter toute erreur, par exemple une courseentre les fonctions.

13.6 Bloc fonctionnel Signaux fixes FXDSIGN




Signaux fixes FXDSIGN - -

13.6.2 Application

La fonction de signaux fixes FXDSIGN génère 9 signaux prédéfinis (fixes) quipeuvent être utilisés dans la configuration d'un DEI, soit pour forcer les entrées nonutilisées dans les autres blocs fonctionnels, à un(e) certain(e) niveau/valeur, soit pourcréer une certaine logique. Les types de signaux booléen, entier, à virgule flottante etchaîne sont disponibles.

Exemple d'utilisation du signal GRP_OFF dans FXDSIGNLa fonction de protection restreinte contre les défauts de terre REFPDIF peut êtreutilisée pour les autotransformateurs et les transformateurs normaux.

Lorsqu'elle est utilisée pour les autotransformateurs, les informations des deux partiesdes enroulements, ainsi que le courant au point neutre, doivent être mis à dispositionde la fonction. Cela signifie que trois entrées sont nécessaires.



I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF


IEC09000619 V3 FR

Figure 169: Entrées de la fonction REFPDIF pour application surautotransformateur

Pour les transformateurs normaux, seuls un enroulement et le point neutre sontdisponibles. Cela signifie que seulement deux entrées sont utilisées. Toutes lesconnexions de groupe devant être connectées, la troisième entrée doit être connectéeà quelque chose - en l'occurrence le signal GRP_OFF du bloc fonctionnel FXDSIGN.

I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF

GRP_OFFFXDSIGN


IEC09000620 V3 FR

Figure 170: Entrées de la fonction REFPDIF pour application sur transformateurnormal

13.7 Conversion de 16 valeurs booléennes en nombreentier B16I




Conversion binaire 16 bits en nombreentier

B16I - -



13.7.2 Application

La fonction de conversion binaire 16 bits en nombre entier B16I permet detransformer un ensemble de 16 signaux binaires (logiques) en un nombre entier. Ellepeut être utilisée, par exemple, pour connecter des signaux de sortie logiques d'unefonction (telle que la protection de distance) à des entrées "Nombre entier" d'une autrefonction (telle que la protection différentielle de ligne). B16I n'a pas d'affectation denœud logique.

La fonction de conversion binaire 16 bits en nombre entier (B16I) transforme unecombinaison d'un maximum de 16 entrées binaires INx (où 1≤x≤16) en un nombreentier. Chaque INx représente une valeur comprise entre 0 et 32768 conformément autableau ci-dessous. Selon l'application de la formule générale : INx = 2x-1 où 1≤x≤16.La somme de toutes les valeurs sur l'INx activée sera disponible sur la sortie OUT sousla forme de la somme des valeurs de toutes les entrées INx qui sont activées. OUT estun nombre entier. Lorsque toutes les INx (où 1≤x≤16) sont activées, c'est-à-dire = à lavaleur booléenne 1, la somme correspond au nombre entier 65535 disponible sur lasortie OUT. La fonction B16I est conçue pour recevoir un maximum de 16 entréesbooléennes localement. Si l'entrée BLOCK est activée, elle bloque la sortie sur ladernière valeur.

Valeurs de chacune des différentes OUTx du bloc fonctionnel B16I pour 1≤x≤16.

La somme des valeurs sur chaque INx correspond au nombre entier figurant sur lasortie OUT du bloc fonctionnel B16I.

Nom de l'entrée Type Valeur pardéfaut

Description Valeur siactivation

Valeur sidésactivation

IN1 BOOLEAN 0 Entrée 1 1 0


















La somme des nombres dans la colonne "Valeur si activation" lorsque toutes les INx(où 1≤x≤16) sont actives, c'est-à-dire =1, est de 65535. 65535 représente la valeurbooléenne la plus élevée qui peut être convertie en un nombre entier par le blocfonctionnel B16I.

13.8 Conversion binaire 16 bits en nombre entier avecreprésentation de nœud logique BTIGAPC




Conversion binaire 16 bits en nombreentier avec représentation de nœudlogique

BTIGAPC - -

13.8.2 Application

La fonction de conversion binaire 16 bits en nombre entier avec représentation denœud logique BTIGAPC permet de transformer un ensemble de 16 signaux binaires(logiques) en un nombre entier. BTIGAPC peut recevoir un nombre entier d'unordinateur de poste, par exemple via CEI 61850–8–1. Ces fonctions sont très utileslorsque vous souhaitez générer des commandes logiques (pour des sélecteurs ou desrégulateurs de tension) en entrant un nombre entier. BTIGAPC a une affectation denœud logique dans CEI 61850.

La fonction de conversion binaire 16 bits en nombre entier (BTIGAPC) transformeune combinaison d'un maximum de 16 entrées binaires INx (où 1≤x≤16) en un nombreentier. Chaque INx représente une valeur comprise entre 0 et 32768 conformément autableau ci-dessous. Selon l'application de la formule générale : INx = 2x-1 où 1≤x≤16.La somme de toutes les valeurs sur l'INx activée sera disponible sur la sortie OUT sousla forme de la somme des valeurs de toutes les entrées INx qui sont activées. OUT estun nombre entier. Lorsque toutes les INx (où 1≤x≤16) sont activées, c'est-à-dire = à lavaleur booléenne 1, la somme correspond au nombre entier 65535 disponible sur lasortie OUT. La fonction BTIGAPC est conçue pour recevoir un maximum de 16entrées booléennes localement. Si l'entrée BLOCK est activée, elle bloque la sortie surla dernière valeur.

Valeurs de chacune des différentes OUTx du bloc fonctionnel BTIGAPC pour1≤x≤16.

La somme des valeurs sur chaque INx correspond au nombre entier figurant sur lasortie OUT du bloc fonctionnel BTIGAPC.






















La somme des nombres dans la colonne "Valeur si activation" lorsque toutes les INx(où 1≤x≤16) sont actives, c'est-à-dire =1, est de 65535. 65535 représente la valeurbooléenne la plus élevée qui peut être convertie en un nombre entier par le blocfonctionnel BTIGAPC.

13.9 Conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bitsIB16




Conversion d'un nombre entier en motbinaire 16 bits

IB16 - -

13.9.2 Application

La fonction de conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bits (IB16) permet detransformer un nombre entier en un ensemble de 16 signaux binaires (logiques). Ellepeut être utilisée, par exemple, pour connecter des signaux de sortie "Nombre entier"



d'une fonction à des entrées binaires (logiques) d'une autre fonction. La fonction IB16n'a pas d'affectation de nœud logique.

La fonction de conversion binaire 16 bits en nombre entier (IB16) transforme unecombinaison d'un maximum de 16 entrées binaires INx (où 1≤x≤16) en un nombreentier. Chaque INx représente une valeur comprise entre 0 et 32768 conformément autableau ci-dessous. Selon l'application de la formule générale : INx = 2x-1 où 1≤x≤16.La somme de toutes les valeurs sur l'INx activée sera disponible sur la sortie OUT sousla forme de la somme des valeurs de toutes les entrées INx qui sont activées. OUT estun nombre entier. Lorsque toutes les INx (où 1≤x≤16) sont activées, c'est-à-dire = à lavaleur booléenne 1, la somme correspond au nombre entier 65535 disponible sur lasortie OUT. La fonction IB16 est conçue pour recevoir un maximum de 16 entréesbooléennes localement. Si l'entrée BLOCK est activée, elle bloque la sortie sur ladernière valeur.

Valeurs de chacune des différentes OUTx du bloc fonctionnel IB16 pour 1≤x≤16.

La somme des valeurs sur chaque INx correspond au nombre entier figurant sur lasortie OUT du bloc fonctionnel IB16.




















La somme des nombres dans la colonne "Valeur si activation" lorsque toutes les INx(où 1≤x≤16) sont actives, c'est-à-dire =1, est de 65535. 65535 représente la valeurbooléenne la plus élevée qui peut être convertie en un nombre entier par le blocfonctionnel IB16.



13.10 Conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bitsavec représentation de nœud logique ITBGAPC




Conversion d'un nombre entier en motbinaire 16 bits avec représentation denœud logique

ITBGAPC - -

13.10.2 Application

La fonction de conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bits avecreprésentation de nœud logique (ITBGAPC) permet de transformer un nombre entieren un ensemble de 16 signaux booléens. La fonction ITBGAPC peut recevoir unnombre entier d'un ordinateur de poste, par exemple via CEI 61850–8–1. Cettefonction est très utile lorsque l'utilisateur souhaite générer des commandes logiques(pour des sélecteurs ou des régulateurs de tension) en entrant un nombre entier. Lafonction ITBGAPC a une affectation de nœud logique dans CEI 61850.

La fonction de conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bits avecreprésentation de nœud logique (ITBGAPC) transforme un nombre entier, dont lavaleur est comprise entre 0 et 65535, envoyé via CEI61850 et connecté au blocfonctionnel ITBGAPC, en une combinaison de sorties activées OUTx où 1≤x≤16.

Les valeurs des différentes OUTx sont indiquées dans le tableau 36.

Si l'entrée BLOCK est activée, elle bloque les sorties logiques sur la dernière valeur.

Tableau 36: Signaux de sortie

Nom de OUTx Type Description Valeur si activation Valeur sidésactivation

OUT1 BOOLEAN Sortie 1 1 0













Nom de OUTx Type Description Valeur si activation Valeur sidésactivation







La somme des nombres dans la colonne "Valeur si activation" lorsque toutes lesOUTx (1≤x≤16) sont actives est égale à 65535. Il s'agit du nombre entier le plus élevéqui peut être converti par le bloc fonctionnel ITBGAPC.

13.11 Intégrateur du temps écoulé avec supervision de latransgression des limites et des débordementsTEIGAPC



Numéro de dispositif ANSI/IEEE C37.2

Intégrateur du temps écoulé TEIGAPC - -

13.11.2 Application

La fonction TEIGAPC est utilisée pour les logiques définies par l'utilisateur et peutégalement être utilisée à des fins diverses dans le DEI. Par exemple, elle peut êtreutilisée pour intégrer le temps écoulé pendant la mesure de la tension de point neutreou du courant de neutre en cas de défaut de terre.

Des limites d'avertissement et d'alarme réglables sont fournies. La limite de tempspour l'indication de débordement est fixée à 999999.9 secondes.


Les réglages tAlarm et tWarning sont des limites en secondes qui peuvent être définiespar l'utilisateur. La résolution correcte des réglages dépend du niveau des valeursdéfinies.

Une résolution de 10 ms peut être obtenue lorsque les réglages sont définis dans laplage

1.00 seconde ≤ tAlarm ≤ 99 999.99 secondes



1.00 seconde ≤ tWarning ≤ 99 999.99 secondes.

Si les valeurs sont au-dessus de cette plage, la résolution est plus basse

99 999.99 secondes ≤ tAlarm ≤ 999 999.9 secondes

99 999.99 secondes≤ tWarning ≤ 999 999.9 secondes

Il est à noter que tAlarm et tWarning sont des réglages indépendants,c'est-à-dire qu'il n'y a pas de vérification si tAlarm > tWarning.

La limite de la supervision des débordements est fixée à 999999.9 secondes.



Section 14 Surveillance

14.1 Mesure




Mesures CVMMXN

P, Q, S, I, U, f

SYMBOL-RR V1 FR

-

Mesure des courants de phase CMMXU

I

SYMBOL-SS V1 FR

-

Mesure de la tension entre phases VMMXU

U

SYMBOL-UU V1 FR

-

Mesure des composantes de courant CMSQI

I1, I2, I0

SYMBOL-VV V1 FR

-

Mesure des composantes de tension VMSQI

U1, U2, U0

SYMBOL-TT V1 FR

-

Mesure de la tension phase-neutre VNMMXU

U

SYMBOL-UU V1 FR

-

14.1.2 Application

La fonction Mesures est utilisée pour la mesure du système électrique, la supervisionet le transfert à l'IHM locale, à l'outil de surveillance du PCM600 ou au niveau postepar exemple, via CEI 61850. La possibilité de surveiller en continu les valeurs

1MRK 505 302-UFR - Section 14Surveillance


mesurées de la puissance active, de la puissance réactive, des courants, des tensions,de la fréquence, du facteur de puissance, etc. est essentielle pour la production, letransport et la distribution efficaces de l'énergie électrique. L'opérateur connaît ainsirapidement et facilement l'état en cours du système électrique. La fonction peutégalement être utilisée lors de l'essai et de la mise en service des DEI de protection etde contrôle-commande pour vérifier le fonctionnement et la connexion corrects destransformateurs de mesure (transformateurs de courant et de tension). Pendant lefonctionnement normal, le fonctionnement approprié de la chaîne de mesureanalogique du DEI peut être vérifiée en comparant périodiquement la valeur mesuréedu DEI avec d'autres instruments de mesure indépendants. Enfin, la fonction peut êtreutilisée pour vérifier la direction correcte pour la fonction de protection de distance oula fonction de protection directionnelle à maximum de courant.

Les valeurs mesurées disponibles d'un DEI dépendent du matériel(TRM) et de la configuration logique effectuée dans le PCM600.

Toutes les valeurs mesurées peuvent être supervisées avec quatre limites réglables :une limite très basse, une limite basse, une limite haute et une limite très haute. Leserrage au point zéro est également pris en charge, c'est-à-dire que la valeur mesuréeinférieure à une limite réglable est forcée à zéro, ce qui réduit l'impact du bruit desentrées.

La supervision de la zone morte peut être utilisée pour transférer la valeur mesurée dusignal au niveau du poste lorsque le changement de la valeur mesurée est supérieur àla limite ou lorsque l'intégrale de temps de tous les changements depuis la dernièremise à jour des valeurs de temps dépasse la limite. La valeur mesurée peut égalementêtre basée sur un transfert périodique.

Menu principal/Mesures/Surveillance/Valeurs de service/CVMMXN

La fonction de mesure CVMMXN fournit les grandeurs de système électriquesuivantes :

• P, Q et S : puissance triphasée active, réactive et apparente• PF : facteur de puissance• U : amplitude de la tension entre phases• I : amplitude du courant de phase• F : fréquence du système électrique

Les fonctions de mesure CMMXU, VMMXU et VNMMXU fournissent les grandeursphysiques suivantes :

• I : courants de phase (amplitude et angle) (CMMXU)• U : tensions (phase-terre et entre phases, amplitude et angle) (VMMXU,

VNMMXU)

La fonction CVMMXN calcule les grandeurs de puissance triphasée à l'aide desphaseurs de fréquence fondamentale (valeurs DFT) des signaux de mesure (courant/

Section 14 1MRK 505 302-UFR -Surveillance


tension). Les grandeurs de puissance mesurées sont disponibles sous forme degrandeurs calculées instantanément ou de valeurs moyennes pendant une périodedonnée (filtrage passe-bas) en fonction des réglages sélectionnés.

Il est possible d'étalonner la fonction de mesure sur une valeur supérieure de façon àobtenir une meilleure présentation que celle de la classe 0.5. Pour ce faire, lacompensation d'amplitude et d'angle est utilisée à 5, 30 et 100 % du courant nominalet à 100 % de la tension nominale.

Les grandeurs du système électrique fournies dépendent du matériel(TRM) et de la configuration logique effectuée dans le PCM600.

Les fonctions de mesure CMSQI et VMSQI fournissent les grandeurs de composantesuivantes :

• I : courants (courant direct, courant inverse, courant homopolaire, amplitude etangle)

• U : tensions (tension directe, tension homopolaire, tension inverse, amplitude etangle).

14.1.3 Serrage au point zéro

Les fonctions de mesure CVMMXN, CMMXU, VMMXU et VNMMXU n'ontaucune interconnexion concernant les réglages ou les paramètres.

Le serrage au point zéro est entièrement traité séparément par ZeroDb pour chaquesignal de chaque fonction. Par exemple, le serrage au point zéro de U12 est traité parUL12ZeroDb dans VMMXU ; le serrage au point zéro de I1 est traité par IL1ZeroDbdans CMMXU, etc.

Exemple de fonctionnement de CVMMXN :

Les sorties suivantes peuvent être observées sur l'IHM locale sous Surveillance/Valeurs de service/SRV1

S Puissance apparente triphasée

P Puissance active triphasée

Q Puissance réactive triphasée

PF Facteur de puissance

ILAG I en retard par rapport à U

ILEAD I en avance par rapport à U

U Tension moyenne du système calculée suivant le mode sélectionné

I Courant moyen du système calculé suivant le mode sélectionné

F Fréquence



Les réglages de cette fonction sont accessibles via Réglage/Réglage général/Surveillance/Valeurs de service/SRV1

On peut observer ce qui suit :

• Lorsque la tension du système est inférieure à UGenZeroDB, la valeur indiquéepour S, P, Q, PF, ILAG, ILEAD, U et F sur l'IHM locale est forcée à zéro

• Lorsque le courant du système est inférieur à IGenZeroDB, la valeur indiquéepour S, P, Q, PF, ILAG, ILEAD, U et F sur l'IHM locale est forcée à zéro

• Lorsque la valeur d'un signal est inférieure à la zone morte réglée pour ce signal,la valeur indiquée sur l'IHM locale est forcée à zéro. Par exemple, si la puissanceapparente triphasée est inférieure à SZeroDb, la valeur de S sur l'IHM locale estforcée à zéro.


Les paramètres de réglage disponibles de la fonction de mesure CVMMXN,CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU dépendent du matériel (TRM) etde la configuration logique établie dans le PCM600.

Les paramètres des fonctions de mesure CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU sont réglés via l'IHM locale ou le PCM600.


Fonctionnement : Off/On. Chaque instance de fonction (CVMMXN, CMMXU,VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU) peut être mise en service (On) ou horsservice (Off).

Les réglages généraux suivants peuvent être définis pour la fonction de mesure(CVMMXN).

PowAmpFact : Facteur d'amplitude pour la mise à l'échelle des calculs de puissance.

PowAngComp : Compensation d'angle pour le déplacement de phase entre valeur I &U mesurée.

Mode : Sélection du courant mesuré et de la tension mesurée. Il existe 9 façonsdifférentes pour calculer les valeurs triphasées surveillées en fonction des entrées deTP disponibles connectées au DEI. Voir le tableau des réglages de groupe.

k : Coefficient filtrage passe-bas pour la mesure de la puissance, U et I.

UGenZeroDb : Niveau minimum de la tension en % de UBase utilisé pour indiquer latension nulle (serrage au point zéro). Si la valeur mesurée est inférieure àUGenZeroDb, la valeur calculée de S, P, Q et PF sera égale à zéro.



IGenZeroDb : Niveau minimum du courant en % de IBase utilisé pour indiquer lecourant nul (serrage au point zéro). Si la valeur mesurée est inférieure à IGenZeroDb,la valeur calculée de S, P, Q et PF sera égale à zéro.

UAmpCompY : Compensation d'amplitude pour étalonner les mesures de tension à Y% de Ur, où Y est égal à 5, 30 ou 100.

IAmpCompY : Compensation d'amplitude pour étalonner les mesures de courant à Y% de Ir, où Y est égal à 5, 30 ou 100.

IAngCompY : Compensation d'angle pour étalonner les mesures d'angle à Y% de Ir, oùY est égal à 5, 30 ou 100.

Les paramètres IBase, Ubase et SBase ont été mis en œuvre en tant queréglage au lieu de paramètre, ce qui signifie que si les valeurs desparamètres sont changées, l'application ne redémarre pas. Étant donnéqu'un redémarrage est nécessaire pour activer les nouvelles valeurs deparamètre, le DEI doit quand même être redémarré. Soitmanuellement soit en changeant simultanément d'autres paramètres.

Les réglages généraux suivants peuvent être définis pour la mesure du courant entrephases (CMMXU).

IAmpCompY : Compensation d'amplitude pour étalonner les mesures de courant à Y% de Ir, où Y est égal à 5, 30 ou 100.

IAngCompY : Compensation d'angle pour étalonner les mesures d'angle à Y% de Ir, oùY est égal à 5, 30 ou 100.

Les réglages généraux suivants peuvent être définis pour la mesure de la tensionentre phases (VMMXU).

UAmpCompY : Compensation d'amplitude pour étalonner les mesures de tension à Y% de Ur, où Y est égal à 5, 30 ou 100.

UAngCompY : Compensation d'angle pour étalonner les mesures d'angle à Y% de Ur,où Y est égal à 5, 30 ou 100.

Les réglages généraux suivants peuvent être définis pour toutes les grandeurssurveillées incluses dans les fonctions (CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU) X dans les noms de réglage ci-dessous est égal à S, P, Q, PF, U,I, F, IL1-3, UL1-3UL12-31, I1, I2, 3I0, U1, U2 ou 3U0.

Xmin : Valeur minimum pour le signal analogique X réglée directement dans l'unitéde mesure applicable.

Xmax : Valeur maximum pour le signal analogique X.

XZeroDb : Serrage au point zéro. Une valeur de signal inférieure à XZeroDb est forcéeà zéro.



Noter les réglages du serrage au point zéro dans le groupe de réglage N pourCVMMXN (UGenZeroDb et IGenZeroDb). Si la valeur mesurée est inférieure àUGenZeroDb et/ou IGenZeroDb, la valeur calculée de S, P, Q et PF sera égale à zéroet ces réglages annuleront XZeroDb.

XRepTyp : Type de transfert. Cyclique (Cyclique), amplitude de la zone morte (Zonemorte) ou zone morte intégrale (Zone morte intégrale). L'intervalle de transfert estcontrôlé par le paramètre XDbRepInt.

XDbRepInt : Réglage du transfert de la zone morte. Le transfert cyclique est la valeurde réglage et il transfère l'intervalle en secondes. L'amplitude de la zone morte est lavaleur de réglage en % de la plage de mesure. Le réglage Zone morte intégrale est lazone intégrale, c'est-à-dire la valeur mesurée en % de la plage de mesure multipliée parla durée entre deux valeurs mesurées.

XHiHiLim : Limite très haute. Réglée dans l'unité de mesure applicable.

XHiLim : Limite haute.

XLowLim : Limite basse.

XLowLowLim : Limite très basse.

XLimHyst : Valeur d'hystérésis en % de la plage et commune à toutes les limites.

Tous les angles de phase sont présentés par rapport au canal de référence défini. Leparamètre PhaseAngleRef définit la référence.

Courbes d'étalonnageIl est possible d'étalonner les fonctions (CVMMXN, CMMXU, VMMXU etVNMMXU) afin d'obtenir la présentation de classe 0.5 des courants, tensions etpuissances. Pour ce faire, la compensation d'amplitude et d'angle est utilisée à 5, 30 et100 % du courant nominal et de la tension nominale. La courbe de compensation aurala caractéristique pour la compensation d'amplitude et d'angle des courants commeindiqué à la figure 171 (exemple). La première phase sera utilisée comme canal deréférence et comparée avec la courbe de calcul des facteurs. Les facteurs seront alorsutilisés pour tous les canaux associés.



100305

IAmpComp5

IAmpComp30

IAmpComp100

-10

-10

Compensation d’amplitude% de Ir

Courant mesuré

% de Ir

0-5 % : Constant5-30-100 % : Linéaire>100 % : Constant

100305

IAngComp5IAngComp30

IAngComp100

-10

-10

Compensation d’angle

Degrés

Courant mesuré

% de Ir


IEC05000652 V2 FR

Figure 171: Courbes d'étalonnage

14.1.4.1 Exemples de réglage

Trois exemples de réglage, en rapport avec la fonction Mesure (CVMMXN), sontfournis :

• Application de la fonction de mesure (CVMMXN) pour une ligne aérienne• Application de la fonction de mesure (CVMMXN) au secondaire d'un

transformateur• Application de la fonction de mesure (CVMMXN) pour un alternateur

Pour chaque application, une explication détaillée et la liste finale des valeurs deréglage sélectionnées sont fournies.

Les valeurs mesurées disponibles d'un DEI dépendent du matériel(TRM) et de la configuration logique effectuée dans le PCM600.

Application de la fonction de mesure pour une ligne aérienne 110kVLe schéma unifilaire de cette application se trouve à la figure 172 :



Jeu de barres 110kV

Ligne aérienne 110kV

P Q

600/1 A110 0,1/

3 3kV

=IEC09000039-1-EN=2=fr=Original.vsd

DEI

IEC09000039-1-EN V2 FR

Figure 172: Schéma unifilaire d'une application pour une ligne aérienne 110kV

Afin de surveiller, superviser et étalonner la puissance active et la puissance réactivecomme indiqué dans la figure 172, il est nécessaire de procéder comme suit :

1. Régler correctement les données de TC et TP et le canal de référence d'angle dephase PhaseAngleRef à l'aide du PCM600 pour les canaux d'entrées analogiques

2. Connecter, dans le PCM600, la fonction de mesure aux entrées TC et TP triphasé3. Régler, dans Réglages généraux, les paramètres de la fonction de mesure :

• réglages généraux comme indiqué dans le tableau 37.• supervision du niveau de la puissance active comme indiqué dans le

tableau 38.• paramètres d'étalonnage comme indiqué dans le tableau 39.

Tableau 37: Réglages généraux - Paramètres de la fonction de mesure

Réglage Brève description Valeursélectionnée

Commentaires

Fonctionnement Fonctionnement Off/On On La fonction doit être sur On

PowAmpFact Facteur d'amplitude pour la miseà l'échelle des calculs depuissance

1.000 Il peut être utilisé pendant la miseen service pour améliorer laprécision des mesures.Généralement, aucune mise àl'échelle n'est nécessaire.

PowAngComp Compensation d'angle pour ledéplacement de phase entrevaleur I & U mesurée

0.0 Il peut être utilisé pendant la miseen service pour améliorer laprécision des mesures.Généralement, aucunecompensation d'angle n'estnécessaire. Ici aussi, la directionrequise pour la mesure de P & Qest vers l'objet protégé (suivant ladirection par défaut du DEI).

Mode Sélection du courant mesuré etde la tension mesurée

L1, L2, L3 Toutes les entrées TP triphasé-terre sont disponibles





Commentaires

k Coefficient filtrage passe-baspour la mesure de la puissance,U et I

0.00 Généralement, aucun filtragesupplémentaire n'est nécessaire.

UGenZeroDb Serrage au point zéro en % deUbase

25 Régler le niveau de tensionminimum sur 25 %. Une tensioninférieure à 25 % force S, P et Q àzéro.

IGenZeroDb Serrage au point zéro en % deIbase

3 Régler le niveau de courantminimum sur 3 %. Un courantinférieur à 3 % force S, P et Q àzéro.

UBase (réglagedans Baseglobale)

Réglage de base du niveau detension en kV

400.00 Régler la tension nominale entrephases de la ligne aérienne

IBase (réglagedans Baseglobale)

Réglage de base du niveau decourant en A

800 Régler le courant nominal TCprimaire utilisé pour la ligneaérienne

Tableau 38: Réglages - Paramètres de la supervision du niveau


Commentaires

PMin Valeur minimum -100 Charge minimum prévue

PMax Valeur maximum 100 Charge maximum prévue

PZeroDb Serrage au point zéro (0,001 % dela plage)

3000 Régler le serrage au point zérosur 45 MW, c'est-à-dire 3 % de200 MW

PRepTyp Type de transfert db Sélectionner la supervision del'amplitude de la zone morte

PDbRepInt Cycl : Intervalle de transfert (s),Db : En % de la plage, Int Db : En%s

2 Régler ±Δdb=30 MW c'est-à-dire2 % (les changements supérieursà 30 MW seront transférés)

PHiHiLim Limite très haute (valeurphysique)

60 Limite d'alarme haute, c'est-à-direalarme surcharge extrême

PHiLim Limite haute (valeur physique) 50 Limite d'avertissement haute,c'est-à-dire avertissementsurcharge

PLowLim Limite basse (valeur physique) -50 Limite d'avertissement basse.Non active

PLowLowlLim Limite très basse (valeurphysique)

-60 Limite d'alarme basse. Non active

PLimHyst Valeur d'hystérésis en % de laplage (commune à toutes leslimites)

2 Régler ±Δ Hystérésis MW, c'est-à-dire 2 %



Tableau 39: Réglages des paramètres d'étalonnage


Commentaires

IAmpComp5 Facteur d'amplitude pourétalonner le courant à 5 % de Ir

0.00


0.00


0.00

UAmpComp5 Facteur d'amplitude pourétalonner la tension à 5 % de Ur

0.00

UAmpComp30 Facteur d'amplitude pourétalonner la tension à 30 % de Ur

0.00

UAmpComp100 Facteur d'amplitude pourétalonner la tension à 100 % deUr

0.00

IAngComp5 Étalonnage angle courant à 5 %de Ir

0.00

IAngComp30 Pré-étalonnage angle courant à30 % de Ir

0.00

IAngComp100 Pré-étalonnage angle courant à100 % de Ir

0.00

Application de la fonction de mesure pour un transformateur depuissanceLe schéma unifilaire de cette application se trouve à la figure 173.



Jeu de barres 110kV

200/1

35 / 0,1kV

Jeu de barres 35kV

500/5

P Q

31,5 MVA110/36,75/(10,5) kV

Yy0(d5)

UL1L2


DEI

IEC09000040-1-EN V1 FR

Figure 173: Schéma unifilaire de l'application pour un transformateur

Afin de mesurer la puissance active et la puissance réactive comme indiqué dans lafigure 173, il est nécessaire de procéder comme suit :

1. Régler correctement toutes les données de TC et TP et de canal de référenced'angle de phase PhaseAngleRef à l'aide du PCM600 pour les canaux d'entréesanalogiques

2. Connecter, dans le PCM600, la fonction de mesure aux entrées TC et TP côté BT3. Régler les paramètres de réglage de la fonction de mesure appropriée comme

indiqué dans le tableau suivant 40:





Commentaire



1.000 Généralement, aucune mise àl'échelle n'est nécessaire.


180.0 Généralement, aucunecompensation d'angle n'estnécessaire. Ici cependant, ladirection requise pour la mesurede P & Q est vers le jeu de barres(pas selon la direction interne pardéfaut du DEI). Par conséquent,la compensation d'angle doit êtreutilisée afin d'obtenir des mesuresselon le sens requis.


L1L2 Seule la tension entre phasesUL1L2 est disponible




25 Régler le niveau de tensionminimum sur 25 %


3 Régler le niveau de courantminimum sur 3 %



35.00 Régler la tension nominale entrephases côté BT



495 Régler le courant nominal del'enroulement BT dutransformateur

Application de la fonction de mesure pour un alternateurLe schéma unifilaire de cette application se trouve à la figure 174.



Jeu de barres 220kV

300/1

15 / 0,1kV

4000/5

100 MVA242/15,65 kV

Yd5

UL1L2 , UL2L3

G

P Q

100MVA15,65kV


DEI

IEC09000041-1-EN V1 FR

Figure 174: Schéma unifilaire de l'application pour un alternateur

Afin de mesurer la puissance active et la puissance réactive comme indiqué dans lafigure 174, il est nécessaire de procéder comme suit :

1. Régler correctement toutes les données de TC et TP et le canal de référenced'angle de phase PhaseAngleRef à l'aide du PCM600 pour les canaux d'entréesanalogiques

2. Connecter, dans le PCM600, la fonction de mesure aux entrées TC et TP del'alternateur

3. Régler les paramètres de réglage de la fonction de mesure appropriée commeindiqué dans le tableau suivant :





Commentaire



1.000 Généralement, aucune mise àl'échelle n'est nécessaire.


0.0 Généralement, aucunecompensation d'angle n'estnécessaire. Ici aussi, la directionrequise pour la mesure de P & Qest vers l'objet protégé (suivant ladirection par défaut du DEI).


Arone Les TP de l'alternateur sontconnectés entre phases(connexion en V)




25 % Régler le niveau de tensionminimum sur 25 %


3 Régler le niveau de courantminimum sur 3 %



15.65 Régler la tension nominale entrephases de l'alternateur



3690 Régler le courant nominal del'alternateur

14.2 Surveillance du milieu gazeux SSIMG




Surveillance du milieu gazeux SSIMG - 63

14.2.2 Application

La surveillance du milieu gazeux (SSIMG) est utilisée pour surveiller l'état dudisjoncteur. L'extinction correcte de l'arc par le gaz comprimé dans le disjoncteur esttrès importante. Lorsque la pression est trop basse par rapport à la valeur requise, lefonctionnement du disjoncteur est bloqué afin de réduire les risques de défaillancesinternes. Les informations binaires basées sur la pression du gaz dans le disjoncteursont utilisées comme un signal d'entrée vers la fonction. La fonction génère desalarmes basées sur les informations reçues.



14.3 Surveillance du milieu liquide SSIML




Surveillance du milieu liquide SSIML - 71

14.3.2 Application

La surveillance du milieu liquide (SSIML) est utilisée pour surveiller l'état dudisjoncteur. L'extinction correcte de l'arc par l'huile comprimée dans le disjoncteur esttrès importante. Lorsque le niveau est trop bas par rapport à la valeur requise, lefonctionnement du disjoncteur est bloqué afin de réduire les risques de défaillancesinternes. Les informations binaires basées sur le niveau d'huile dans le disjoncteur sontutilisées comme des signaux d'entrée vers la fonction. En outre, la fonction génère desalarmes basées sur les informations reçues.

14.4 Surveillance du disjoncteur SSCBR

14.4.1 Identification




Surveillance du disjoncteur SSCBR - -

14.4.2 Application

La maintenance du disjoncteur est généralement fonction d'intervalles réguliers ou dunombre de fonctionnements. Cette solution présente certains inconvénients étantdonné que l'intervalle de maintenance prédéterminé peut comprendre un certainnombre de fonctionnements anormaux ou quelques fonctionnements avec descourants élevés. Un calendrier de maintenance basé sur l'état représente donc lasolution parfaite pour évaluer l'état des disjoncteurs.

Temps de déplacement des contacts de disjoncteurLes contacts auxiliaires fournissent des informations sur le fonctionnementmécanique, le temps d'ouverture et le temps de fermeture d'un disjoncteur. Ladétection d'un temps de déplacement excessif est essentielle pour indiquer que lemécanisme du disjoncteur doit faire l'objet d'une maintenance. Un temps de



déplacement excessif peut être dû à des problèmes du mécanisme d'entraînement ouà des défaillances des contacts.

État du disjoncteurLa surveillance de l'état du disjoncteur garantit le fonctionnement correct desfonctions du relais de protection telles que le contrôle du disjoncteur, la protectioncontre les défaillances disjoncteur et le réenclenchement automatique. L'état dudisjoncteur est surveillé à l'aide des contacts auxiliaires du disjoncteur. L'état dudisjoncteur est indiqué par les sorties binaires. Ces signaux indiquent si le disjoncteurest dans l'état ouvert, fermé ou erreur.

Durée de vie restante du disjoncteurA chaque fonctionnement du disjoncteur, sa durée de vie est réduite en raison del'usure. L'usure d'un disjoncteur dépend du courant de déclenchement. Il estnécessaire d'estimer la durée de vie restante du disjoncteur à des fins de maintenanceou de remplacement au moment opportun. La durée de vie restante d'un disjoncteurpeut être estimée à l'aide de la courbe de maintenance fournie par le fabricant dudisjoncteur.

Le fabricant du disjoncteur indique le nombre de fermetures/ouvertures possiblesavec différents courants de déclenchement. Un exemple est donné à la Figure 175.



Nom

bre

d’op

érat

ions

d’é

tabl

isse

men

t-cou

pure

(n)

Courant interrompu (kA)

P1

P2

100000

50000

20000

10000

2000

5000

1000

100

200

500

10

20

50

0.1 0.2 0.5 1 2 5 10 20 50 100


IEC12000623 V1 FR

Figure 175: Exemple d'estimation de la durée de vie restante d'un disjoncteur

Calcul pour l'estimation de la durée de vie restante

Le graphique indique que 10000 fonctionnements sont possibles au courant defonctionnement nominal, 900 à 10 kA et 50 au courant de défaut nominal. Parconséquent, si le courant de déclenchement est de 10 kA, un fonctionnement équivautà 10000/900 = 11 fonctionnements au courant nominal. On suppose que la durée devie restante d'un disjoncteur avant déclenchement est de 10000 fonctionnements. Lecalcul de la durée de vie restante pour trois courants de déclenchement différents estexpliqué ci-dessous.

• Le disjoncteur déclenche au courant de fonctionnement nominal (et en dessous),c'est-à-dire 2 kA, la durée de vie restante du disjoncteur est décrémentée de 1fonctionnement et il reste 9999 fonctionnements au courant de fonctionnementnominal.

• Le disjoncteur déclenche entre le courant de fonctionnement nominal et lecourant de défaut nominal, c'est-à-dire 10 kA ; un fonctionnement à 10kAéquivaut à 10000/900 = 11 fonctionnements au courant nominal. La durée de vie



restante du disjoncteur est égale à (10000 – 10) = 9989 au courant defonctionnement nominal après un fonctionnement à 10 kA.

• Le disjoncteur déclenche au courant de défaut nominal (et au-dessus), c'est-à-dire50 kA ; un fonctionnement à 50 kA équivaut à 10000/50 = 200 fonctionnementsau courant de fonctionnement nominal. La durée de vie restante du disjoncteur estégale à (10000 – 200) = 9800 fonctionnements au courant de fonctionnementnominal après un fonctionnement à 50 kA.

Énergie accumuléeLa surveillance de l'érosion des contacts et de l'usure de l'interrupteur a une influencedirecte sur la fréquence de maintenance requise. Il est donc nécessaire d'estimercorrectement l'érosion des contacts et l'état des interrupteurs via la somme cumulée deIy. Le facteur "y" dépend du type de disjoncteur. Les valeurs d'énergie sontaccumulées à l'aide de la valeur de courant et de l'exposant pendant l'ouverture descontacts du disjoncteur. Au démarrage de l'ouverture suivante du disjoncteur,l'énergie est accumulée à partir de la valeur précédente. La valeur d'énergie accumuléepeut être réinitialisée sur la valeur d'énergie accumulée initiale via l'entréeRéinitialisation de l'énergie accumulée, RSTIPOW.

Cycles de fonctionnement du disjoncteurLa maintenance programmée du disjoncteur (par exemple, la lubrification dumécanisme du disjoncteur) dépend du nombre de fonctionnements. Un réglageapproprié est utile pour la maintenance préventive. Cette fonction peut également êtreutilisée pour indiquer qu'un prélèvement d'échantillon d'huile doit être effectué pourun essai diélectrique en cas de disjoncteur à huile.

Surveillance du fonctionnement du disjoncteurLa surveillance du nombre de fonctionnements permet de calculer le nombre de joursd'inactivité du disjoncteur. Les longues périodes d'inactivité réduisent la fiabilité dusystème de protection.

Surveillance de l'armement du ressort du disjoncteurPour le fonctionnement normal du disjoncteur, le ressort doit être armé dans un délaidéterminé. La détection d'un temps d'armement long indique que la maintenance dudisjoncteur est nécessaire. La dernière valeur du temps d'armement du ressort peut êtredonnée en tant que valeur de service.

Indication de pression du gaz du disjoncteurLa pression du gaz doit être appropriée pour l'extinction correcte de l'arc par le gazcomprimé dans le disjoncteur. L'entrée binaire disponible au niveau du capteur depression est basée sur les niveaux de pression dans la chambre d'arc. Lorsque lapression est trop basse par rapport à la valeur requise, le fonctionnement dudisjoncteur est bloqué.




La fonction de surveillance du disjoncteur permet de surveiller différents paramètresdu disjoncteur. Le disjoncteur nécessite une maintenance lorsque le nombre demanœuvres atteint une valeur prédéfinie. Pour un fonctionnement correct dudisjoncteur, il est également essentiel de surveiller le fonctionnement du disjoncteur,l'indication d'armement du ressort ou l'usure du disjoncteur, le temps de déplacement,le nombre de cycles de fonctionnement et l'énergie accumulée pendant l'extinction del'arc.

14.4.3.1 Procédure de réglage sur le DEI

Les paramètres de la surveillance du disjoncteur (SSCBR) peuvent être réglés à l'aidede l'IHM locale ou du gestionnaire de DEI de protection et de contrôle (PCM600).

Les valeurs de base du DEI pour le courant primaire (IBase), la tension primaire(UBase) et la puissance primaire (SBase) sont définies dans une fonction « Valeurs debase globales pour les réglages » GBASVAL.

GlobalBaseSel : Utilisé pour sélectionner une fonction GBASVAL de référence pourles valeurs de base.

Fonctionnement : On ou Off.

: Activé ou Désactivé.

IBase : Courant de phase de base en A primaire. Ce courant est utilisé commeréférence pour les réglages du courant.

OpenTimeCorr : Facteur de correction pour le temps d'ouverture du disjoncteur.

CloseTimeCorr : Facteur de correction pour le temps de fermeture du disjoncteur.

tTrOpenAlm : Réglage du niveau d'alarme pour le temps d'ouverture.

tTrCloseAlm : Réglage du niveau d'alarme pour le temps de fermeture.

OperAlmLevel : Limite d'alarme pour le nombre de fonctionnements mécaniques.

OperLOLevel : Limite de verrouillage pour le nombre de fonctionnementsmécaniques.

CurrExponent : Réglage de l'exposant de courant pour le calcul de l'énergie. Dépenddu type de disjoncteur. Ce facteur est compris entre 0.5 et 3.0.

AccStopCurr : Réglage du courant efficace en dessous duquel s'arrête le calcul del'accumulation d'énergie. Indiqué en pourcentage de IBase.

ContTrCorr : Facteur de correction pour la différence de temps d'ouverture descontacts auxiliaires et principaux.

AlmAccCurrPwr : Réglage du niveau d'alarme pour l'énergie accumulée.



LOAccCurrPwr : Réglage de la limite de verrouillage pour l'énergie accumulée.

SpChAlmTime : Temporisation pour l'alarme du temps d'armement du ressort.

tDGasPresAlm : Temporisation pour l'alarme de pression du gaz.

tDGasPresLO : Temporisation pour le verrouillage de la pression du gaz.

DirCoef : Coefficient directionnel pour le calcul de la durée de vie du disjoncteur.

RatedOperCurr : Courant de fonctionnement nominal du disjoncteur.

RatedFltCurr : Courant de défaut nominal du disjoncteur.

OperNoRated : Nombre de fonctionnements possibles au courant nominal.

OperNoFault : Nombre de fonctionnements possibles au courant de défaut nominal.

CBLifeAlmLevel : Niveau d'alarme pour la durée de vie restante du disjoncteur.

AccSelCal : Sélection de la méthode de calcul de l'énergie accumulée.

OperTimeDelay : Temporisation entre le changement d'état de la sortie dedéclenchement et le démarrage de la séparation du contact principal.

14.5 Fonction d'événement EVENT




Fonction d'événement EVENT

S00946 V1 FR

-

14.5.2 Application

Lorsqu'on utilise un système d'automatisation de poste avec une communication LONou SPA, les événements horodatés peuvent être envoyés lors d'un changement oucycliquement du DEI au calculateur du poste. Ces événements sont créés à partir detout signal disponible dans le DEI qui est raccordé à la fonction Événements(EVENT). Le bloc fonctionnel Événements sert à la communication LON et SPA.

Les valeurs d'indication analogiques et doubles sont également transférées parl'intermédiaire de la fonction EVENT.




Les paramètres de la fonction d'événement (EVENT) sont définis via l'IHM locale oule PCM600.

EventMask (Masque d'événement) (Canaux_1 - 16)Les entrées peuvent être définies individuellement comme suit :

• NoEvents (Pas d'Événement)• OnSet, au démarrage du signal• OnReset, à l'arrêt du signal• OnChange, au démarrage et à l'arrêt du signal• AutoDetect (Détection Auto)

LONChannelMask ou SPAChannelMaskDéfinition de la partie de la fonction d'événements qui génèrera les événements.

• Arrêt• Canaux 1-8• Canaux 9-16• Canaux 1-16

MinRepIntVal (1 - 16)Un intervalle de temps peut être défini individuellement pour chaque canal d'entrée.Cet intervalle peut être défini de 0.0 s à 1000.0 s par étape de 0.1 s. Il doit normalementêtre réglé sur 0, c'est-à-dire aucune communication cyclique.

Il est important de régler l'intervalle de temps pour les événementscycliques d'une manière optimisée pour minimiser la charge sur le busde poste.

14.6 Rapport de perturbographie DRPRDRE




Signaux d'entrée TOR A41RADR - -

Rapport de perturbographie DRPRDRE - -

Rapport de perturbographie A1RADR - -










Rapport de perturbographie B1RBDR - -






14.6.2 Application

Pour obtenir une information complète et fiable sur les perturbations du réseauprimaire et/ou secondaire, la collecte d'information sur les courants et tensions dedéfaut ainsi que les évènements qui leur sont liés, est très importante. Il est égalementimportant d'avoir un" journal de bord" continu sur les événements afin d'exercer unesurveillance dans une perspective d'ensemble. Ces tâches sont exécutées par lafonction de rapport de perturbation DRPRDRE et aident à une meilleurecompréhension du comportement du système de puissance ainsi que des équipementprimaires et secondaires qui lui sont liés pendant et après une perturbation. Uneanalyse des données enregistrées fournit des informations précieuses pouvant êtreutilisées pour expliquer une perturbation, servant de base à une modification du plande paramétrage du DEI, à l'amélioration de l'équipement existant, etc. Cesinformations peuvent également être utilisées sur le plus long terme lors des études etde la conception de nouvelles installations, l'enregistrement de perturbation pouvanten effet faire partie de l'Analyse Fonctionnelle (FA).

Le rapport de perturbographie DRPRDRE, toujours inclus dans le DEI, acquiert lesdonnées échantillonnées de tous les signaux binaires et analogiques sélectionnésconnectés aux blocs fonctionnels, soit :

• 30 signaux analogiques externes maximum,• 10 signaux analogiques dérivés internes, et• 96 signaux binaires.

La fonction de rapport de perturbation est le nom commun à plusieurs fonctions, tellesque Indications (IND), Event recorder (Enregistreur d'événements) (ER), Event list(Liste d'événements) (EL), Trip value recorder (Enregistreur de valeurs dedéclenchement) (TVR), Disturbance recorder (Enregistreur de Perturbation) (DR).

La fonction Rapport de perturbographie se caractérise par une grande flexibilité en cequi concerne la configuration, les conditions de démarrage, les tempsd'enregistrement et la grande capacité de stockage. Ainsi, le rapport deperturbographie n'est pas dépendant des fonctions de protection et il peut enregistrerdes perturbations qui n'ont pas été découvertes par les fonctions de protection pour une



raison ou une autre. Le rapport de perturbographie peut être utilisé comme unenregistreur de perturbation avancé et autonome.

Chaque enregistrement de rapport de perturbographie est enregistré dans le DEI. Il enest de même pour tous les événements qui sont sauvegardés en permanence dans unemémoire tampon circulaire. L'IHM locale peut être utilisée pour obtenir desinformations sur les enregistrements, et les fichiers du rapport de perturbographiepeuvent être téléchargés sur le PCM600 en utilisant l'outil de traitement desPerturbations, pour la lecture de rapport ou une analyse plus poussée (en utilisantWaveWin, qui se trouve sur le CD d'installation du PCM600). L'utilisateur peutégalement télécharger les fichiers du rapport de perturbographie en utilisant FTP ouMMS (plus de 61850–8–1) clients.

Si le DEI est connecté à un bus de poste (CEI 61850-8-1), les données de l'enregistreurde perturbations (enregistrement réalisé et numéro de défaut) et du localisateur dedéfaut sont disponibles sous la forme de données GOOSE ou de données de contrôlede rapport. La même information peut être obtenue si CEI60870-5-103 est utilisé.


Les paramètres de réglage pour la fonction de rapport de Perturbographie DRPRDREsont définis via l'IHM locale ou le PCM600.

Il est possible de traiter jusqu'à 40 signaux analogiques et 96 signaux binaires, soit ensignaux internes ou en signaux provenant d'entrées externes. Les signaux binaires sontidentiques dans toutes les fonctions telles que pour les fonctions: Disturbance recorder(Enregistreur de perturbation) (DR), Event recorder (Enregistreur d'événement)(ER), Indication (IND), Trip value recorder (Enregistreur de valeur dedéclenchement) (TVR) et Event list (Liste des événements) (EL).

Les noms de signaux d'entrée binaire et analogique définis par l'utilisateur sont rentrésen utilisant le PCM600. Les signaux analogiques et binaires apparaissent avec leursnoms définis par l'utilisateur. Le nom est utilisé dans toutes les fonctions liées entreelles (Disturbance recorder (Enregistreur de perturbation) (DR), Event recorder(Enregistreur d'événement) (ER), Indication (IND), Trip value recorder (Enregistreurde valeur de déclenchement) (TVR) et Event list (Liste d'événements) (EL)°.

La figure 176 montre les liens entre le Rapport de Pertubographie, les fonctionsintégrées et les blocs fonctionnels. Liste des événements (EL), Enregistreurd'événements (ER) et Indication (IND) utilisent l'information des blocs fonctionnelsà entrées binaires (BxRBDR). L'enregistreur de valeurs de déclenchement (TVR)utilise l'information analogique provenant des blocs fonctionnels d'entréesanalogiques (AxRADR),. La fonction de Rapport de Perturbographie acquiert desdonnées d'information à la fois de AxRADR et de BxRBDR.

Figure 176: Fonctions de rapport de perturbographie et blocs fonctionnels liés

Pour la fonction rapport de perturbographie, il y a un certain nombre de réglages quiinfluencent également les sous-fonctions.



Trois indications par LED placées au dessus de l'écran LCD permettent de faire unerevue rapide sur l'état du DEI.

LED verte :

Voyant fixe En service

Voyant clignotant Panne interne

Voyant éteint Pas d'alimentation électrique

LED jaune :

Voyant fixe Un Rapport de Perturbographie est déclenché

Voyant clignotant Le DEI est en mode d'essai

LED rouge :

Voyant fixe Déclenché avec le signal binaire signal N avec SetLEDN = On

FonctionnementLe fonctionnement de la fonction de Rapport de Perturbographie DRPRDRE doit êtreréglé sur On ou Off. Si Off est choisi, l'on notera qu'aucun rapport de perturbographien'est enregistré, et aucune sous-fonction n'est opérationnelle (le seul paramètregénéral qui influence Event list (Liste des événements) (EL)).

Fonctionnement = Off :

• Les rapports de perturbographie ne sont pas stockés.• L'information des LED (jaune - démarrage, rouge - déclenchement) n'est pas

stockée ou modifiée.

Fonctionnement = On :

• Les rapports de perturbographie sont stockés, les données de perturbographiepeuvent être lues depuis l'IHM locale et à partir d'un PC utilisant PCM600.

• L'information des LED (jaune - démarrage, rouge - déclenchement) est stockée.

Chaque enregistrement est numéroté (de 0 à 999), servant d'identification (IHMlocale, outil de traitement des perturbations et CEI 61850). Une autre alternatived'identification est la date, l'heure et le numéro de séquence. Le numéro de séquenceest automatiquement incrémenté de un à chaque nouvel enregistrement et estréinitialisé sur zéro à minuit. Le nombre maximum d'enregistrements stockés dans leDEI est 100. L'enregistrement le plus ancien sera écrasé lorsqu'un nouvelenregistrement arrive (FIFO).

Afin de pouvoir effacer les enregistrements de perturbographie, leparamètre Fonctionnement doit être sur On.



Le nombre maximum d'enregistrements dépend du tempsd'enregistrement total pour chaque enregistrement. Un tempsd'enregistrement long réduira le nombre d'enregistrements à moins de100.

Le disque flash du DEI ne doit PAS être utilisé pour stocker lesfichiers de l'utilisateur. Cela peut provoquer l'effacementd'enregistrements de perturbations du au manque d'espace sur ledisque.

14.6.3.1 Temps d'enregistrement

Les différents temps d'enregistrement des rapports de Perturbographie sont définis (letemps avant le défaut, le temps après le défaut et la limite de temps). Ces tempsd'enregistrement affectent toutes les sous-fonctions plus ou moins mais n'ont pasd'impact sur la fonction de Event list (Liste des événements) (EL).

Le temps d'enregistrement avant le défaut (PreFaultRecT) est le tempsd'enregistrement avant le point de départ de la perturbation. Le réglage doit être d'aumoins 0.1 s afin de garantir suffisamment d'échantillons pour l'estimation des valeursde pré-défaut dans la fonction d'Enregistreur de valeurs de Déclenchement (TVR).

Temps d'enregistrement après défaut (PostFaultRecT) est le temps maximumd'enregistrement après la disparition d'un signal de déclenchement (sans influence surla fonction d'Enregistreur de valeurs de Déclenchement (TVR)).

Limite de temps d'enregistrement (TimeLimit) est le temps maximumd'enregistrement après déclenchement. Le paramètre limite le temps d'enregistrementsi une condition déclenchante (temps de défaut) est très longue ou activée enpermanence (sans impact sur la fonction d'Enregistreur de valeur de Déclenchement(TVR)) .

Post retrigger (Redéclenchement post délai)(PostRetrig) peut être réglé sur On ouOff. Permet de choisir la performance de la fonction de rapport de Perturbographie, siun nouveau signal de déclenchement apparait dans la fenêtre d'après défaut.

PostRetrig = Off

La fonction est insensible aux nouveaux signaux de déclenchement durant le laps detemps d'après défaut.

PostRetrig = On

La fonction complète le rapport en cours et commence un nouveau rapport complet,ce dernier comprenant :



• la nouvelle période d'avant défaut et la période du défaut (avec chevauchementsur le rapport antérieur)

• Les événements et indications peuvent également être sauvegardés dans lerapport précédent, avec le chevauchement

• de nouveaux calculs du de la valeur de déclenchement si ces derniers sontinstallés, en fonctionnement et démarrés

Fonctionnement en mode d'essaiSi le DEI est en mode d'essai et OpModeTest (Fonctionnement en Mode d'Essai) =Off. La fonction de rapport de Perturbographie ne sauvegarde aucun enregistrement etaucune information LED n'est disponible.

Si le DEI est en mode d'essai et OpModeTest (Fonctionnement en Mode d'Essai) =On. La fonction de rapport de perburbographie fonctionne en mode normal et l'état estindiqué dans l'enregistrement sauvegardé.

14.6.3.2 Signaux d'entrée binaire

Max 96 signaux binaires peuvent être sélectionnés parmi les signaux d'entrée logiqueset binaires internes. L'outil de configuration est utilisé pour configurer les signaux.

Pour chacun des 96 signaux, il est également possible de sélectionner si le signal doitêtre utilisé comme déclencheur du démarrage de rapport de Perturbographie et si ledéclencheur doit être activé sur la pente positive (1) ou négative (0).

OperationN : Le rapport de perturbographie peut être déclenché pour l'entrée binaireN (On) ou non (Off).

TrigLevelN : Déclenchement sur pente positive (Trig on 1) ou négative (Trig on 0)pour l'entrée binaire N.

Func103N : Chiffre associé au type de fonction (0-255) pour l'entrée binaire N selonCEI-60870-5-103, c'est-à-dire, 128 : Protection de distance, 160 : protection àmaximum de courant, 176 : protection différentielle de transformateur et 192 :protection différentielle de ligne.

Info103N : Chiffre associé à l'information (0-255) pour l'entrée binaire N selonCEI-60870-5-103, c'est-à-dire, 69-71 : Déclenchement L1-L3, 78-83 : Zone 1-6.

Voir également la description dans le chapitre CEI 60870-5-103.

14.6.3.3 Signaux d'entrée analogiques

40 signaux analogiques maximum peuvent être sélectionnés parmi les signauxinternes analogiques et les signaux d'entrée analogiques. PCM600 est utilisé pourconfigurer les signaux.

Pour récupérer des données lointaines depuis le module LDCM, lafonction de rapport de Perturbographie ne doit pas être connectée à un



bloc fonctionnel SMAI 3 ms, si seulement cette utilisation desdonnées lointaines est prévue.

Le déclencheur analogique du rapport de Perturbographie n'est pas affecté si l'entréeanalogique M doit être intégrée dans l'enregistrement de perturbographie ou non(OperationM (Fonctionnement M) = On/Off).

Si OperationM (Fonctionnement M) = Off, aucune forme d'onde (échantillons) ne seraenregistrée et reportée dans le schéma graphique. Cependant, la valeur deDéclenchement (Trip), la valeur d'avant le défaut et de défaut seront enregistrées etreportées. Le canal d'entrée peut encore être utilisé pour déclencher le perturbographe.

Si OperationM (Fonctionnement M) = On, les formes d'onde (échantillons) serontaussi enregistrées et reportées sur le schéma graphique.

NomValueM : Valeur nominale pour l'entrée M

OverTrigOpM, UnderTrigOpM : Fonctionnement en sur ou sous déclenchement, lerapport de Perturbographie peut se déclencher à cause d'un niveau haut/bas d'entréeanalogique M (On) ou non (Off).

OverTrigLeM, UnderTrigLeM: Niveau de sur ou sous déclenchement, valeurnominale relative du niveau de déclenchement haut/bas pour l'entrée analogique M enpourcentage de la valeur nominale.

14.6.3.4 Paramètres de sous-fonction

Toutes les fonctions sont activées tant que le rapport de Perturbographie est en cours.

IndicationsIndicationMaN : Masque d'indication pour l'entrée binaire N. Si défini sur (Show(Montrer)), un changement d'état de cette entrée particulière, sera apporté et montrédans le résumé de perturbation sur l'IHM locale. Si non défini (Hide (Masquer)), lechangement d'état ne sera pas indiqué.

SetLEDN : Régler sur rouge la LED sur l'IHM locale en face du DEI si l'entrée binaireN change d'état.

PerturbographeOperationM : Le canal analogique M sera enregistré par le perturbographe (On) ounon (Off).

Si OperationM (Fonctionnement M) = Off, aucune forme d'onde (échantillons) ne seraenregistrée et reportée dans le schéma graphique. Cependant, la valeur deDéclenchement (Trip), la valeur d'avant le défaut et de défaut seront enregistrées etreportées. Le canal d'entrée peut encore être utilisé pour déclencher le perturbographe.

Si OperationM (Fonctionnement M) = On, les formes d'onde (échantillons) serontaussi enregistrées et reportées sur le schéma graphique.



Enregistreur d'événementsLa fonction d'Enregistreur d'événements (ER) ne possède pas de paramètres dédiés.

Enregistreur des valeurs de déclenchementZeroAngleRef : Ce paramètre définit quel est le signal analogique qui sera utilisécomme référence de déphasage pour tous les autres signaux d'entrée analogiques. Cesignal sera également utilisé pour la mesure de fréquence et la fréquence mesurée estutilisée dans le calcul des valeurs de déclenchement. Il est conseillé de désigner unsignal d'entrée de tension échantillonnée, par exemple une tension de phase de ligneou de jeu de barres (canal 1-30).

Liste des événementsLa fonction Liste des événements (EL) (SOE) ne possède pas de paramètre dédiés.

14.6.3.5 Prise en compte

La densité des équipements d'enregistrement sur les réseaux de puissance est encontinuelle augmentation, puisque le nombre de DEI modernes dans lesquels lesenregistreurs sont intégrés, augmente. Cela conduit à un nombre d'enregistrementstrès important lors de chaque perturbation et de nombreuses informations à traiter siles fonctions d'enregistrement n'ont pas été réglées correctement. L'objectif estd'optimiser les réglages dans chaque DEI de façon à juste capturer les perturbationsvalables et maximiser la quantité qu'il est possible de sauvegarder dans le DEI.

Le temps d'enregistrement ne doit pas dépasser ce qui est nécessaire (PostFaultrecT(Temps d'enregistr. après défaut) et TimeLimit - Limite de Temps).

• La fonction doit-elle seulement enregistrer les défauts de l'objet protégé ou doit-elle offrir une couverture plus large?

• Quelle est la plus longue durée prévisible de temps d'élimination d'un défaut?• Est-il nécessaire d'intégrer un réenclenchement dans l'enregistrement ou un

défaut persistant doit-il générer un deuxième enregistrement (PostRetrig)?

Minimiser le nombre d'enregistrements :

• Signaux binaires : N'utiliser seulement que des signaux appropriés pourcommencer l'enregistrement, c'est-à-dire, les signaux de déclenchement de laprotection, de réception de porteuse et/ou de démarrage.

• Signaux analogiques : Le déclenchement du à un changement de niveau ne doitêtre utilisé qu'avec grande précaution, puisque tout réglage malheureuxprovoquera une quantité énorme d'enregistrements. Si malgré tout ledéclenchement à entrée analogique est utilisé, choisir alors des réglagesprésentant une marge suffisante par rapport aux valeurs de fonctionnement. Lestensions de phase ne sont pas recommandées pour provoquer desdéclenchements.



Rappelez-vous que les valeurs de paramètres définies ailleurs sont liées àl'information du rapport. Ces paramètres sont, par exemple, les identifiants de poste etd'objet, les rapports de TC et TT.

14.7 Rapport d'état des signaux logiques BINSTATREP




Rapport d'état des signaux logiques BINSTATREP - -

14.7.2 Application

La fonction de rapport d'état des signaux logiques (BINSTATREP) rend possiblel'interrogation des signaux en provenance de diverses autres fonctions par un maitreSPA.

BINSTATREP a 16 entrées et 16 sorties. L'état des sorties suit celui des entrées et peutêtre lu sur l'IHM locale or via la communication SPA.

Lorsqu'une entrée est réglée, la sortie correspondante est réglée pour un tempsd'utilisation défini. Si le signal d'entrée reste sur son réglage pendant une périodeprolongée, la sortie restera réglée jusqu'à la réinitialisation du signal.

t t

INPUTn

OUTPUTn

IEC09000732-1-en.vsdIEC09000732 V1 FR

Figure 177: Schéma logique BINSTATREP


Le temps d'impulsion t est le seul réglage du Rapport d'État des Signaux Logiques(BINSTATREP). Chaque sortie peut être réglée individuellement, mais le tempsd'impulsion sera le même pour toutes les sorties de l'entière fonction BINSTATREP.



14.8 Compteur de limites L4UFCNT




Compteur de limites L4UFCNT -

14.8.2 Application

Le compteur de limites (L4UFCNT) est prévu pour les applications dans lesquelles lesfronts positifs et/ou négatifs sur un signal binaire doivent être comptés.

Le compteur de limites dispose de quatre limites indépendantes à vérifier par rapportà la valeur comptée accumulée. Les quatre sorties d'indication de limite atteintepeuvent être utilisées pour lancer les actions. Les indicateurs de sortie restent élevésjusqu'à la réinitialisation de la fonction.

Il est également possible de lancer le compteur à partir d'une valeur non nulle enréinitialisant la fonction sur la valeur initiale souhaitée (fournie en tant que réglage).

Le cas échéant, le compteur peut être réglé pour s'arrêter ou se remettre à zéro, puiscontinuer le comptage une fois la valeur de comptage maximum atteinte. L'indicateurde sortie de dépassement continu indique le comptage suivant une fois la valeur decomptage maximum atteinte. Il est également possible de régler le compteur afin qu'ilse remette à zéro et indique le dépassement sous forme d'impulsion jusqu'au premiercomptage après la remise à zéro. Des impulsions périodiques seront alors générées encas de dépassements multiples de la fonction.


Les paramètres de la fonction Compteur de limites L4UFCNT sont réglés via l'IHMlocale ou le PCM600.



Section 15 Comptage

15.1 Logique Compteur d'impulsions PCFCNT




Logique Compteur d’impulsions PCFCNT

S00947 V1 EN

-

15.1.2 Application

La fonction Logique Compteur d'impulsions (PCFCNT) compte les impulsionsbinaires générées en externe, par exemple les impulsions d'un compteur d'énergieexterne, pour le calcul des valeurs de consommation d'énergie. Les impulsions sontcapturées par le module d'entrées binaires (BIM) et lues par la fonction PCFCNT. Lenombre d'impulsions du compteur est ensuite transmis, via le bus de poste, au systèmede contrôle-commande de poste ou lu via le système de surveillance de poste commeune valeur de service. Lors de l'utilisation de CEI 61850–8–1, une valeur de servicemise à l'échelle est disponible via le bus de poste.

Cette fonction est normalement utilisée pour le comptage des impulsions d'énergie descompteurs d'énergie externes. Un certain nombre d'entrées en option d'un moduled'entrées arbitraire du DEI peuvent être utilisées à cette effet avec une fréquencemaximum de 40 Hz. La logique Compteur d'impulsions PCFCNT peut également êtreutilisée en tant que compteur standard.


A partir du PCM600, les paramètres suivants peuvent être réglés individuellementpour chaque compteur d'impulsions :

• Operation : Off/On• tReporting : 0-3600 s• EventMask : NoEvents/ReportEvents

1MRK 505 302-UFR - Section 15Comptage


La configuration des entrées et sorties du bloc fonctionnel Logique Compteurd'impulsions PCFCNT est effectuée avec le PCM600.

Sur le module d'entrées binaires, la durée du filtrage anti-rebond est réglée sur 5 ms,c'est-à-dire que le compteur supprime les impulsions dont la durée est inférieure à 5ms. La fréquence de blocage d'oscillation d'entrée est prédéfinie sur 40 Hz. Cecisignifie que le compteur détecte l'entrée qui oscille si sa fréquence est supérieure à 40Hz. La suppression de l'oscillation est libérée à 30 Hz. Les valeurs de blocage/libération de l'oscillation peuvent être changées dans l'IHM locale et le PCM600 viaMenu principal/Réglages/Réglages généraux/Modules d'E/S.

La durée anti-rebond doit être réglée sur la même valeur pour tous lescanaux de la carte.

Le réglage est commun à tous les canaux d'entrée du module d'entréesbinaires, c'est-à-dire que si des changements de limites sont effectuéspour des entrées non connectées au compteur d'impulsions, le réglagea également une influence sur les entrées de la même carte utiliséespour le comptage d'impulsions.

15.2 Fonction de calcul de l'énergie et gestion de lademande d'énergie ETPMMTR




Fonction de calcul de l'énergie et gestionde la demande d'énergie

ETPMMTR W_Varh -

15.2.2 Application

La fonction de calcul de l'énergie et de traitement de la demande (ETPMMTR) estconçue pour les statistiques de l'énergie active et réactive dans le sens direct et inverse.Elle dispose d'une précision élevée obtenue principalement avec la fonction Mesures(CVMMXN). Cette fonction dispose d'une possibilité d'étalonnage sur site pouraugmenter la précision totale.

La fonction est connectée aux sorties instantanées de (CVMMXN), comme indiquédans la figure 178.

Section 15 1MRK 505 302-UFR -Comptage


ETPMMTR

PQSTARTACCSTOPACCRSTACCRSTDMD

ACCINPRGEAFPULSEEARPULSEERFPULSEERRPULSE

EAFALMEARALMERFALMERRALMEAFACCEARACCERFACCERRACC

MAXPAFDMAXPARDMAXPRFDMAXPRRD

IEC13000184-1-en.vsd IEC13000190 V1 FR

Figure 178: Connexion de la fonction de calcul de l'énergie et de traitement de lademande ETPMMTR à la fonction Mesures (CVMMXN)

Les valeurs d'énergie peuvent être lues, via la communication, en MWh et MVArhdans l'outil de surveillance du PCM600 et/ou les valeurs peuvent être présentées surl'IHM locale. L'affichage graphique de l'IHM locale est configuré à l'aide de l'éditeurd'affichage graphique du PCM600 avec une valeur de mesure qui est sélectionnéepour la composante active et réactive suivant le besoin. Toutes les valeurs d'énergieaccumulée (énergie active dans le sens direct et inverse, énergie réactive dans le sensdirect et inverse) peuvent également être présentées.

Les valeurs de demande maximum sont présentées en MWh ou MVArh de la mêmemanière.

Sinon, les valeurs d'énergie peuvent être présentées à l'aide de la fonction de comptaged'impulsions (PCGGIO). Les valeurs d'énergie des sorties sont mises à l'échelle avecles valeurs de réglage des sorties d'impulsion EAFAccPlsQty, EARAccPlsQty,ERFAccPlsQty et ERVAccPlsQty de la fonction de mesure de l'énergie, et le compteurd'impulsions peut être configuré pour présenter les valeurs correctes via une mise àl'échelle dans cette fonction. Les valeurs du compteur d'impulsions peuvent êtreprésentées sur l'IHM locale de la même manière et/ou envoyées au système SA(Contrôle-commande de poste), via la communication, où l'énergie totale est calculéeen ajoutant les impulsions d'énergie. Ce principe est adapté pour les valeurs d'énergietrès élevées étant donné que la saturation des nombres limitera l'intégration del'énergie à environ une année avec 50 kV et 3000 A. Ensuite, l'accumulationredémarrera à zéro.


Les paramètres sont réglés via l'IHM locale ou le PCM600.

Les réglages suivants peuvent être effectués pour la fonction de calcul de l'énergie etde traitement de la demande ETPMMTR :


1MRK 505 302-UFR - Section 15Comptage


Operation : Off/On

EnaAcc : Off/On est utilisé pour activer et désactiver l'accumulation d'énergie.

tEnergy : Intervalle de mesure de l'énergie.

tEnergyOnPls : indique la durée d'activation de l'impulsion. Ce paramètre doit êtred'au moins 100 ms en cas de connexion au bloc fonctionnel Compteur d'impulsions.La valeur standard peut être 100 ms.

tEnergyOffPls : indique la durée de désactivation entre les impulsions. La valeurstandard peut être 100 ms.

EAFAccPlsQty et EARAccPlsQty : indiquent la valeur MWh de chaque impulsion. Ceparamètre doit être sélectionné avec les réglages Compteur d'impulsions (PCGGIO)pour indiquer la valeur d'impulsion totale correcte.

ERFAccPlsQty et ERVAccPlsQty : indiquent la valeur MVArh de chaque impulsion.Ce paramètre doit être sélectionné avec les réglages Compteur d'impulsions(PCGGIO) pour indiquer la valeur d'impulsion totale correcte.

Il existe, pour l'utilisateur avancé, un certain nombre de réglages pour le sens, leserrage au point zéro, la limite maximum, etc. Les valeurs par défaut sontnormalement adaptées à ces paramètres.

Section 15 1MRK 505 302-UFR -Comptage


Section 16 Communication interne du poste

16.1 Protocoles série 670

Chaque DEI est pourvu d'une interface de communication permettant sa connexion àun ou plusieurs systèmes de contrôle-commande de poste ou des équipements deposte, soit par le bus interne du poste (Substation Automation, SA) soit par le bus desurveillance de poste (Substation Monitoring, SM).

Les protocoles de communication suivants sont disponibles :

• Protocole de communication CEI 61850-8-1• Protocole de communication LON• Protocole de communication SPA ou CEI 60870-5-103• Protocole de communication DNP3.0

En théorie, plusieurs protocoles peuvent être combinés dans le même DEI.

16.2 Protocole de communication CEI 61850-8-1

16.2.1 Application CEI 61850-8-1

Le protocole de communication CEI 61850-8-1 permet la communication verticaleavec les clients HSI et la communication horizontale entre deux ou plusieursdispositifs électroniques intelligents (DEI) d'un ou plusieurs fournisseurs pourl'échange d'informations et leur utilisation dans l'exécution de leurs fonctions et pourune coopération correcte.

GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event - Événement générique de posteorienté objet), qui fait partie de la norme CEI 61850–8–1, permet aux DEI d'échangerdes informations d'état et de contrôle-commande entre eux à l'aide d'un mécanisme depublication-abonnement. Lors de la détection d'un événement, le ou les DEI utilisentune transmission multidiffusion pour avertir les dispositifs enregistrés pour laréception des données. En publiant un message GOOSE, un DEI peut transférer sonétat. Il peut également demander le transfert d'une action de contrôle-commande auniveau de n'importe quel dispositif du réseau.

La Figure 179 indique la topologie d'une configuration CEI 61850–8–1. CEI 61850–8–1 indique uniquement l'interface avec le réseau LAN du poste. Le réseau LAN estlaissé à l'intégrateur système.

1MRK 505 302-UFR - Section 16Communication interne du poste


ARMOIRE 2 ARMOIRE 3

Système base HSI du poste

Station de travail ingénierie

SMS

Passerelle

Imprimante

CC

IEC09000135_en.vsd

ARMOIRE 1

DEI 1

DEI 2

DEI 3

DEI 1

DEI 2

DEI 3

DEI 1

DEI 2

DEI 3

IEC09000135 V1 FR

Figure 179: Système de contrôle-commande de poste avec CEI 61850–8–1

La Figure 180 illustre la communication point à point GOOSE.

Contrôle Protection Contrôle ProtectionContrôle et protection

GOOSE

en05000734.vsd

HSI Station MicroSCADA

Passerelle

DEI

A

DEI

A

DEI

A

DEI

A

DEI

A

IEC05000734 V1 FR

Figure 180: Exemple d'un message GOOSE diffusé

Section 16 1MRK 505 302-UFR -Communication interne du poste


16.2.2 Communication horizontale via GOOSE pourl'interverrouillage GOOSEINTLKRCV

Tableau 42: GOOSEINTLKRCV Réglages de non-groupe (de base)

Nom Valeurs (plage) Unité Seuil Par défaut DescriptionOperation Off

On- - Off Fonctionnement Off/On


Il existe deux réglages pour le protocole CEI 61850–8–1 :

Operation : L'utilisateur peut régler la communication CEI 61850 sur On ou Off.

GOOSE doit être réglé sur la liaison Ethernet où le trafic GOOSE sera envoyé et reçu.

16.2.4 Fonction générique de communication pour indication pointunique SPGAPC, SP16GAPC


La fonction de communication générique pour indication point unique (SPGAPC) estutilisée pour envoyer une sortie logique unique à d'autres systèmes ou équipements duposte. Elle a une entrée visible qui doit être connectée à l'outil ACT.


Il n'existe aucun réglage disponible pour l'utilisateur pour SPGAPC. Cependant,PCM600 doit être utilisé pour obtenir les signaux envoyés par SPGAPC.

16.2.5 Fonction générique de communication pour valeur mesuréeMVGAPC


La fonction générique de communication pour valeur mesurée MVGAPC permetd'envoyer la valeur instantanée de tout signal analogique à d'autres systèmes ouéquipements du poste. Elle peut également être utilisée dans le même DEI pourassocier un aspect RANGE (PLAGE) à une valeur analogique et permettre lasupervision des mesures sur cette valeur.




Les réglages disponibles pour la fonction de communication générique pour valeurmesurée (MVGAPC) permettent à l'utilisateur de choisir une zone morte et une zonemorte 0 pour le signal surveillé. Les valeurs de la zone morte 0 sont considéréescomme étant égales à zéro.

Les réglages de limite haut et bas fournissent des limites pour les plages très haut, haut,normal, bas et très bas de la valeur mesurée. La plage réelle de la valeur mesurée estindiquée sur la sortie plage du bloc fonctionnel MVGAPC. Lorsqu'un bloc d'extensiondes valeurs de mesure (RANGE_XP) est connecté à la sortie plage, les sorties logiquesde RANGE_XP sont changées de façon appropriée.

16.2.6 Communication redondante par bus interne du poste CEI61850-8-1

16.2.6.1 Identification

Description de lafonction

Identification IHML IdentificationCEI 61850



État du protocole deredondance parallèle

PRPSTATUS RCHLCCH - -

Configuration doublepilote

PRP - - -


L'état du protocole de redondance parallèle (PRPSTATUS) et la configuration deDuoDriver (DUODRV) sont utilisés pour superviser et assurer la communicationEthernet redondante sur deux canaux. Ceci garantit le transfert de données même si uncanal de communication n'est pas disponible pour quelque raison que ce soit.PRPSTATUS et DUODRV garantissent une communication redondante via un bus deposte exécutant le protocole CEI 61850-8-1. La communication redondante utilise lesports AB et CD sur le module OEM.



Duo

Commutateur A Commutateur B1 2

Supervisionredondance

Système contrôle-commande poste

DonnéesDonnées

DonnéesDonnées


DEIConfiguration

DUODRV PRPSTATUS

1 2

OEM

AB CD

IEC09000758 V2 FR

Figure 181: Communication redondante par bus interne du poste


La communication redondante (DUODRV) est configurée dans l'IHM locale viaMenu principal/Réglages/Réglages généraux/Communication/ConfigurationEthernet/Module OEM arrière - Protocole de redondance parallèle

Les réglages peuvent être visualisés, mais pas réglés, dans l'outil de réglage desparamètres du PCM600 via Menu principal/Configuration DEI/Communication/Configuration Ethernet/DUODRV:



Operation : La communication redondante est activée lorsque ce paramètre est réglésur On. Après confirmation, le DEI redémarre et les réglages Module OEM arrière -Port AB et CD ne sont plus affichés dans l'IHM locale. Les paramètres ETHLANAB etETHLANCD de l'outil de réglage des paramètres ne sont pas appropriés lorsque lacommunication redondante est activée ; seuls les paramètres IPAdress et IPMask deDUODRV sont valides.


IEC10000057 V1 FR

Figure 182: Écran PST : Le paramètre Operation de DUODRV est réglé sur On,ce qui a une incidence sur les réglages Module OEM arrière - PortsAB et CD qui sont réglés sur Duo



16.3 Protocole de communication LON

16.3.1 Application

IEC05000663 V2 FR

Figure 183: Exemple de structure de communication LON pour un systèmed'automatisation de poste électrique

Le système d'automatisation de poste électrique peut utiliser un réseau optique. Celapermet de communiquer avec les DEI de la série 670 par l'intermédiaire du bus LONdepuis le poste de l'opérateur ou depuis le centre de commande, ou de communiquerentre DEI par l'intermédiaire d'une communication horizontale intertravée.

Le bus à fibres optiques LON est constitué de câbles à fibres optiques à âme de verreou en plastique.

Tableau 43: Caractéristiques des connecteurs à fibre optique

Fibre verre Fibre plastiqueConnecteur de câble Connecteur ST Connecteur à encliqueter

Diamètre du câble 62.5/125 m 1 mm

Longueur maximale du câble 1000 m 10 m

Longueur d'onde 820-900 nm 660 nm

Puissance transmise -13 dBm (HFBR-1414) -13 dBm (HFBR-1521)

Sensibilité du récepteur -24 dBm (HFBR-2412) -20 dBm (HFBR-2521)



Le protocole LONLe protocole LON est précisé dans la spécification LonTalkProtocol SpecificationVersion 3 de Echelon Corporation. Ce protocole, conçu pour les communicationsdans les réseaux de contrôle-commande, est un protocole d'égal à égal (peer-to-peer)dans lequel tous les équipements raccordés au réseau peuvent communiquerdirectement entre eux. Pour plus d'informations sur les communications intertravée,se reporter à la fonction "Commande multiple".

Modules matériels et logicielsLe matériel requis pour utiliser la communication LON dépend de l'application maisune unité importante est le coupleur étoile LON et les fibres optiques reliant lecoupleur étoile aux DEI. Pour interfacer les DEI à partir de MicroSCADA, labibliothèque d'applications LIB670 est nécessaire.

Le module logiciel HV Control 670 est inclus dans l'ensemble haute tension LIB520,qui fait partie de la bibliothèque des logiciels d'application de MicroSCADA.

Le module logiciel HV Control 670 est utilisé pour les fonctions de contrôle-commande dans les DEI de la série 670. Ce module contient l'image du processus, lesdialogues et l'outil pour créer la base de données nécessaire à l'application de contrôle-commande implantée dans MicroSCADA.

Utiliser l'outil réseau LON (LNT) pour régler la communication LON. Il s'agit d'unoutil logiciel appliqué comme un nœud sur le bus LON. Afin de communiquer parLON, les DEI doivent connaître :

• Les adresses de nœud des autres DEI connectés.• Les sélecteurs variables du réseau à utiliser.

Ceci est géré par l'outil LNT.

L'adresse de nœud est transférée à l'outil LNT via l'IHM locale en réglant le paramètreServicePinMsg = Yes. L'adresse de nœud est transmise à LNT via le bus LON ou leLNT peut scanner le réseau pour détecter les nouveaux nœuds.

La vitesse de communication du bus LON est réglée par défaut sur 1,25 Mbit/s. Ellepeut être modifiée à l'aide de l'outil LNT.

16.4 Protocole de communication SPA

16.4.1 Application

Protocole de communication SPA comme solution de remplacement de CEI60870-5-103. Le même port de communication que pour CEI 60870-5-103 est utilisé.

Lors de la communication avec un PC connecté au réseau LAN poste, via WAN et leréseau LAN bureau, comme indiqué dans la figure 184, et de l'utilisation du port



Ethernet arrière sur le module Ethernet optique (OEM), les seuls matériels requis pourun système de surveillance de poste sont :

• Fibres optique du DEI au réseau LAN poste.• PC connecté au réseau LAN bureau.

DEI DEIDEI

LAN sous-station


Surveillance à distance

LAN utilitaire

WAN

IEC05000715 V3 FR

Figure 184: Structure de la communication SPA pour un système de surveillanceéloigné via un réseau LAN poste, un réseau WAN et un réseau LANbureau

La communication SPA est principalement utilisée pour le système de surveillance deposte. Elle peut inclure différents DEI avec des possibilités de communication àdistance. La connexion à un ordinateur (PC) peut être effectuée directement (si le PCse trouve dans le poste) ou par l'intermédiaire d'un modem téléphonique raccordé à unréseau téléphonique répondant aux caractéristiques ITU (anciennement CCITT) ouvia une connexion LAN/WAN.

verre <1000 m selon l'atténuation optique

plastique <20 m (à l'intérieur de l'armoire) en fonction de l'atténuation optique

FonctionnalitéLe protocole SPA V2.5 est un protocole ASCII pour la communication série. Lacommunication est basée sur le principe maître-esclave où le DEI est un esclave et lePC est le maître. Un seul maître peut être appliqué sur chaque boucle fibre optique. Unprogramme est nécessaire dans l'ordinateur maître pour l'interprétation des codes busSPA et pour la traduction des envoyées à envoyer au DEI.

Pour la spécification du protocole SPA V2.5, voir le protocole de communication debus SPA V2.5.


Les paramètres de réglage de la communication SPA sont réglés via l'IHM locale.



SPA, CEI 60870-5-103 et DNP3 utilisent le même port de communication arrière.Régler le paramètre Fonctionnement via Menu principal /Réglages /Réglagesgénéraux /Communication /Configuration SLM /Port optique arrière SPA-CEI-DNP /Sélection protocole - protocole sélectionné.

Une fois les protocoles de communication sélectionnés, le DEI redémarreautomatiquement.

Les réglages les plus importants dans le DEI pour la communication SPA sont lenuméro d'esclave et le débit en bauds (vitesse de communication). Ces réglages sontabsolument essentiels pour tous les contacts de communication avec le DEI.

Ces réglages peuvent uniquement être effectués sur l'IHM locale pour lacommunication de canal arrière et avant.

Le numéro d'esclave peut être réglé sur n'importe quelle valeur comprise entre 1 et899, tant qu'il est unique dans la boucle SPA utilisée.

Le débit en bauds (vitesse de communication) peut être réglé sur une valeur compriseentre 300 et 38400. Voir les données techniques pour déterminer la vitesse decommunication nominale des interfaces de communication sélectionnées. Le débit enbauds doit être identique pour tout le poste, même si des débits différents dans uneboucle sont possibles. En cas d'utilisation de débits différents dans la même bouclefibre optique ou dans le réseau RS485, tenir compte de ce point lors de la configurationde la communication dans le maître de la communication (PC).

Pour la communication locale par fibre optique, le réglage normal est 19200 ou 38400bauds. En cas d'utilisation de la communication téléphonique, la vitesse decommunication dépend de la qualité de la connexion et du type de modem utilisé. Ilest à noter cependant que le DEI n'adapte pas sa vitesse aux conditions réelles de lacommunication, étant donné que celle-ci est réglée sur l'IHM locale.



16.5 Protocole de communication CEI 60870-5-103

16.5.1 Application

IEC05000660 V4 FR

Figure 185: Exemple de structure de communication CEI 60870-5-103 pour unsystème de contrôle-commande de poste

Le protocole de communication CEI 60870-5-103 est principalement utilisé lorsqu'unDEI de protection communique avec un système de surveillance ou de contrôle-commande tiers. Ce système doit disposer d'un logiciel capable d'interpréter lesmessages de communication CEI 60870-5-103.

Lors de la communication en local dans le poste à l'aide d'un ordinateur personnel(PC) ou d'une unité terminale distante (RTU) connecté au module de communicationet de traitement, les seuls matériels nécessaires sont des fibres optiques et unconvertisseur opto-électrique pour le PC/la RTU, ou une connexion RS-485 enfonction de l'interface de communication de DEI utilisée.

FonctionnalitéCEI 60870-5-103 est un protocole déséquilibré (maître-esclave) pour lacommunication série en bits codés, qui échange des informations avec un système decontrôle-commande. Dans la terminologie CEI, un poste principal est désigné comme"maître" et un poste secondaire est désigné comme "esclave". La communications'appuie sur un principe point à point. Le maître doit disposer d'un logiciel capabled'interpréter les messages de communication CEI 60870-5-103. Pour obtenir desinformations détaillées sur CEI 60870-5-103, voir la norme CEI 60870 partie 5 :



Protocoles de transmission et la section 103 : Norme d'accompagnement pourl'interface de communication d'information des équipements de protection.

Conception

GénéralitésL'application du protocole comprend les fonctions suivantes :

• Gestion des événements• Rapport des valeurs de service analogiques (valeurs à mesurer)• Localisation de défaut• Gestion des commandes

• Réenclencheur automatique ON/OFF• Téléprotection ON/OFF• Protection ON/OFF• Réinitialisation LED• Caractéristiques 1 - 4 (groupes de réglage)

• Transfert de fichiers (fichiers de perturbographie)• Synchronisation d'horloge

Hardware (matériel)Pour la communication locale avec un ordinateur personnel (PC) ou un terminaldistant (RTU) au niveau du poste, à l'aide du port SPA/IEC, le seul matériel nécessaireest comme suit :· Fibres optiques, verre/plastique·Convertisseur opto-électrique pourle PC/RTU·PC/RTU

CommandesLes commandes définies dans le protocole CEI 60870-5-103 sont représentées dansdes blocs fonctionnels dédiés. Ces blocs ont des signaux de sortie pour toutes lescommandes disponibles suivant le protocole.

• Commandes DEI dans le sens contrôle

Bloc fonctionnel avec des fonctions de DEI définies dans le sens contrôle,I103IEDCMD. Ce bloc utilise PARAMETR comme FUNCTION TYPE et leparamètre INFORMATION NUMBER est défini pour chaque signal de sortie.

• Fonction commandes dans le sens contrôle

Bloc fonctionnel avec des fonctions prédéfinies dans le sens contrôle, I103CMD. Cebloc comprend le paramètre FUNCTION TYPE et le paramètre INFORMATIONNUMBER est défini pour chaque signal de sortie.

• Fonction commandes dans le sens contrôle

Bloc fonctionnel avec des fonctions définies par l'utilisateur dans le sens contrôle,I103UserCMD. Ces blocs fonctionnels comprennent le paramètre FUNCTION TYPE



pour chaque bloc de la plage privée et le paramètre INFORMATION NUMBER pourchaque signal de sortie.

ÉtatLes événements créés dans le DEI disponible pour le protocole CEI 60870-5-103 sontbasés sur :

• L'indication d'état du DEI dans le sens surveillance

Bloc fonctionnel avec des fonctions de DEI définies dans le sens surveillance,I103IED. Ce bloc utilise PARAMETER comme FUNCTION TYPE et le paramètreINFORMATION NUMBER est défini pour chaque signal d'entrée.

• Indication d'état dans le sens surveillance, signaux définis par l'utilisateur

Blocs fonctionnels avec des signaux d'entrée définis par l'utilisateur dans le senssurveillance, I103UserDef. Ces blocs fonctionnels comprennent le paramètreFUNCTION TYPE pour chaque bloc de la plage privée et le paramètreINFORMATION NUMBER pour chaque signal d'entrée.

• Indications de supervision dans le sens surveillance

Bloc fonctionnel avec des fonctions définies pour les indications de supervision dansle sens surveillance, I103Superv. Ce bloc comprend le paramètre FUNCTION TYPEet le paramètre INFORMATION NUMBER est défini pour chaque signal de sortie.

• Indications de défaut de terre dans le sens surveillance

Bloc fonctionnel avec des fonctions définies pour les indications défaut terre dans lesens surveillance, I103EF. Ce bloc comprend le paramètre FUNCTION TYPE et leparamètre INFORMATION NUMBER est défini pour chaque signal de sortie.

• Indications de défaut dans le sens surveillance, type 1

Bloc fonctionnel avec des fonctions définies pour les indications de défaut dans le senssurveillance, I103FltDis. Ce bloc comprend le paramètre FUNCTION TYPE et leparamètre INFORMATION NUMBER est défini pour chaque signal d'entrée. Ce blocest adapté à la fonction de protection de distance.

• Indications de défaut dans le sens surveillance, type 2

Bloc fonctionnel avec des fonctions définies pour les indications de défaut dans le senssurveillance, I103FltStd. Ce bloc comprend le paramètre FUNCTION TYPE et leparamètre INFORMATION NUMBER est défini pour chaque signal d'entrée.

Ce bloc est adapté aux fonctions de protection différentielle de ligne, protectiondifférentielle de transformateur, protection à maximum de courant et protectioncontre les défauts de terre.



• Réenclencheur automatique, indications dans le sens surveillance

Bloc fonctionnel avec des fonctions définies pour les indications de réenclencheurautomatique dans le sens surveillance, I103AR. Ce bloc comprend le paramètreFUNCTION TYPE et le paramètre INFORMATION NUMBER est défini pourchaque signal de sortie.

Valeurs à mesurerLes valeurs à mesurer peuvent être incluses en tant que type 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 et type9 suivant la norme.

• Valeurs à mesurer dans la plage publique

Bloc fonctionnel qui transfère tous les types de mesure valides en fonction des signauxconnectés, I103Meas.

• Valeurs à mesurer dans la plage privée

Blocs fonctionnels avec des mesures d'entrée définies par l'utilisateur dans le senssurveillance, I103MeasUsr. Ces blocs fonctionnels comprennent le paramètreFUNCTION TYPE pour chaque bloc de la plage privée et le paramètreINFORMATION NUMBER pour chaque bloc.

Localisation de défautLa localisation de défaut est exprimée en ohms réactifs. Par rapport à la longueur deligne en ohms réactifs, la localisation de défaut indique la distance au défaut enpourcentage. Les données sont disponibles et rapportées lorsque la fonctionLocalisateur de défaut est incluse dans le DEI.

Enregistrements perturbographiques

• La fonctionnalité de transfert est basée sur la fonction Perturbographe. Lessignaux analogiques et binaires enregistrés seront transférés au maître par uneinvitation à émettre. Les huit dernières perturbations enregistrées sontdisponibles pour leur transfert au maître. Un fichier transféré et validé par lemaître ne peut pas être de nouveau transféré.

• Les signaux binaires inclus dans le perturbographe sont ceux connectés aux blocsfonctionnels B1RBDR à B6RBDR. Ces blocs fonctionnels incluent le type defonction et le numéro d'information pour chaque signal. Pour plus d'informationssur la description du rapport perturbographique, voir le manuel de référencetechnique. Les canaux analogiques qui sont transférés sont ceux connectés auxblocs fonctionnels A1RADR à A4RADR. Les huit premiers appartiennent à laplage publique et les autres appartiennent à la plage privée.

Settings (Réglages)



Réglages pour la communication série optique et RS485

Réglages générauxSPA, DNP et CEI 60870-5-103 peuvent être configurés pour fonctionner sur le portsérie optique SLM alors que DNP et CEI 60870-5-103 uniquement peuvent utiliser leport RS485. Un seul protocole à la fois peut être actif sur un port physique donné.

Deux zones différentes dans l'IHM sont utilisées pour configurer le protocole CEI60870-5-103.

1. Les paramètres du protocole CEI 60870-5-103 pour le port sont configurés via :Menu principal/Configuration/Communication/Communication au niveauposte/CEI6870-5-103/• <config-selector>• SlaveAddress• BaudRate• RevPolarity (canal optique uniquement)• CycMeasRepTime• MasterTimeDomain• TimeSyncMode• EvalTimeAccuracy• EventRepMode• CmdMode

<config-selector> est :• "OPTICAL103:1" pour le canal série optique sur le module SLM• "RS485103:1" pour le port RS485

2. Le protocole à activer sur un port physique est sélectionné via :Menu principal/Configuration/Communication/Communication au niveauposte/Configuration port/• Port RS485

• RS485PROT:1 (désactivé, DNP, CEI103)• Port série optique SLM

• PROTOCOL:1 (désactivé, DNP, CEI103, SPA)

GUID-CD4EB23C-65E7-4ED5-AFB1-A9D5E9EE7CA8 V3 EN

GUID-CD4EB23C-65E7-4ED5-AFB1-A9D5E9EE7CA8 V3 FR

Figure 186: Réglages pour la communication CEI 60870-5-103



Les réglages généraux pour la communication CEI 60870-5-103 sont les suivants :

• SlaveAddress et BaudRate : Réglages pour le numéro d'esclave et la vitesse decommunication (débit en bauds).Le numéro d'esclave peut être réglé sur une valeur comprise entre 1 et 254. Lavitesse de communication peut être réglée sur 9600 bits/s ou 19200 bits/s.

• RevPolarity : Paramètre d'inversion (ou non) de la lumière. Le réglage standardde CEI 60870-5-103 est On.

• CycMeasRepTime : Pour plus d'informations, voir le bloc fonctionnelI103MEAS.

• EventRepMode : Définit le mode de rapport des événements. La mémoire tampond'événements peut en comporter 1 000.

Mode de rapport des événementsSi SeqOfEvent est sélectionné, tous les événements GI et spontanés seront remis dansl'ordre de leur génération par BSW. La valeur la plus récente est la dernière valeurremise. Toutes les données GI d'un bloc proviendront du même cycle.

Si HiPriSpont est sélectionné, les événements spontanés seront remis avant lesévénements GI. Afin d'empêcher que les anciennes données GI soient remises aprèsun nouvel événement spontané, l'événement GI en cours est modifié de façon àcontenir la même valeur que l'événement spontané. De ce fait, l'ensemble de donnéesGI n'est pas corrélé dans le temps.

Les réglages des paramètres de communication "numéro d'esclave" et "débit enbauds" sont accessibles sur l'IHM locale via : Menu principal/Configuration/Communication /Configuration poste /SPA/SPA:1 ; sélectionner ensuite unprotocole.

Réglages à partir du PCM600ÉvénementPour chaque entrée de la fonction Événement (EVENT), il existe un réglage pour lenuméro d'information du signal connecté. Le numéro d'information peut être réglé surune valeur comprise entre 0 et 255. Pour que la séquence d'événements fonctionnecorrectement, les masques d'événement de la fonction Événement doivent être régléssur ON_CHANGE. Pour les signaux commande simple, le masque d'événement doitêtre réglé sur ON_SET.

En outre, il existe un réglage sur chaque bloc Événement pour le type de fonction. Voirla description du type Fonction principale réglé sur l'IHM locale.

CommandesComme pour les commandes définies dans le protocole, il existe un bloc fonctionneldédié avec huit signaux de sortie. Utiliser PCM600 pour configurer ces signaux. Pourexécuter la commande BlockOfInformation, à partir de l'IHM locale, la sortieBLKINFO sur le bloc fonctionnel de commande CEI ICOM doit être connectée à uneentrée sur un bloc fonctionnel Événement. Cette entrée doit avoir le numérod'information 20 (sens surveillance bloqué) suivant la norme.

Enregistrements perturbographiques



Pour chaque entrée de la fonction Perturbographe, il existe un réglage pour le numérod'information du signal connecté. Le type de fonction et le numéro d'informationpeuvent être réglés sur une valeur comprise entre 0 et 255. Pour obtenir INF et FUNpour les signaux binaires enregistrés, il existe des paramètres sur le perturbographepour chaque entrée. L'utilisateur doit régler ces paramètres sur ce qu'il connecte àl'entrée correspondante.

Voir la description du type Fonction principale réglé sur l'IHM locale.

Les signaux analogiques enregistrés sont envoyés avec ASDU26 et ASDU31. Unélément d'information de ces ASDU, appelé ACC, indique le canal à traiter. Lescanaux sur le perturbographe seront envoyés avec un élément ACC conformément autableau suivant :

DRA#-Entrée ACC Signification CEI1031 1 IL1

2 2 IL2

3 3 IL3

4 4 IN

5 5 UL1

6 6 UL2

7 7 UL3

8 8 UN

9 64 Plage privée

10 65 Plage privée

11 66 Plage privée

12 67 Plage privée

13 68 Plage privée

14 69 Plage privée

15 70 Plage privée

16 71 Plage privée

17 72 Plage privée

18 73 Plage privée

19 74 Plage privée

20 75 Plage privée

21 76 Plage privée

22 77 Plage privée

23 78 Plage privée

24 79 Plage privée

25 80 Plage privée

26 81 Plage privée

27 82 Plage privée

28 83 Plage privée




DRA#-Entrée ACC Signification CEI10329 84 Plage privée

30 85 Plage privée

31 86 Plage privée

32 87 Plage privée

33 88 Plage privée

34 89 Plage privée

35 90 Plage privée

36 91 Plage privée

37 92 Plage privée

38 93 Plage privée

39 94 Plage privée

40 95 Plage privée

Types de fonctions et d'informationsLe type de fonction est défini comme suit :

128 = protection de distance

160 = protection à maximum de courant

176 = protection différentielle de transformateur

192 = protection différentielle de ligne

Voir les tableaux du manuel de référence technique / Communication au niveau poste,qui indiquent les types d'informations pris en charge par le protocole decommunication CEI 60870-5-103.

Pour la prise en charge des informations, les fonctions correspondantes doivent êtreincluses dans le DEI de protection.

Il n'existe pas de représentation pour les parties suivantes :

• Génération d'événements pour le mode test• Cause de la transmission : Info n° 11, fonctionnement local

EIA RS-485 n'est pas prise en charge. Fibre de verre ou plastique à utiliser. BFOC/2.5est l'interface recommandée (BFOC/2.5 est identique aux connecteurs ST). Lesconnecteurs ST sont utilisés avec la puissance optique indiquée dans la norme.

Pour plus d'informations, voir la norme CEI 60870-5-103.

16.6 MULTICMDRCV et MULTICMDSND






Commande multiple et réception MULTICMDRCV - -

Commande multiple et envoi MULTICMDSND - -

16.6.2 Application

Le DEI dispose de deux blocs fonctionnels permettant à plusieurs DEI d'envoyer et derecevoir des signaux via le bus inter-cellule. Le bloc fonctionnel d'envoi,MULTICMDSND, a 16 entrées binaires. LON permet la transmission au blocfonctionnel de réception équivalent, MULTICMDRCV, qui a 16 sorties binaires.


16.6.3.1 Réglages

Les paramètres de la fonction commande multiple sont réglés via le PCM600.

Le réglage Mode permet de régler les sorties sur le mode Steady ou Pulsed.



Section 17 Communication éloignée

17.1 Transfert de signaux binaires




Transfert de signaux binaires BinSignReceive - -

Transfert de signaux binaires BinSignTransm - -

17.1.2 Application

Les DEI peuvent être équipés de dispositifs de communication pour la communicationdifférentielle de ligne et/ou la communication de signaux binaires entre DEI. Le mêmematériel de communication est utilisé dans les deux cas.

La communication entre deux DEI situés à des emplacements géographiquesdifférents est une partie fondamentale de la fonction différentielle de ligne.

L'envoi de signaux binaires entre deux DEI, un à chaque extrémité d'une ligneélectrique, est utilisé dans les schémas de téléprotection et pour les déclenchements àtransfert direct. Il existe également des possibilités d'application, par exemple leblocage/l'activation de fonctionnalité dans le poste éloigné, le changement de groupede réglage dans le DEI éloigné en fonction de la situation de commutation dans leposte local, etc.

Avec un module LDCM, un canal de communication 64 kbit/s peut être connecté auDEI qui disposera de 192 signaux binaires pour la communication avec un DEIéloigné.

17.1.2.1 Solutions de communication matérielles

Le module LDCM (module de communication de données de ligne) a une connexionoptique de façon à ce que deux DEI puissent être connectés via une fibre directe(multimode), comme indiqué dans la figure 187. Le protocole utilisé est le protocoleIEEE/ANSI C37.94. La distance avec cette solution est généralement de 110 km.

1MRK 505 302-UFR - Section 17Communication éloignée


LDCM

LDCM

LDCM

LDCMLDCM

LDCMLDCMLDCM

LDCMLDCM

LDCM

LDCMLD

CMLD

CM

LDCMLDCM

en06000519-2.vsdIEC06000519 V2 FR

Figure 187: Connexion optique par fibre directe entre deux DEI avec le moduleLDCM

Le module LDCM peut également être utilisé avec un convertisseur externe optique-galvanique G.703 ou avec un convertisseur externe optique-galvanique X.21 commeindiqué dans la figure 188. Ces solutions sont prévues pour les connexions avec unmultiplexeur, lui-même connecté à un réseau de transmission de télécommunications(par exemple, SDH ou PDH).

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

Réseau de télécommunication

*) *)

multiplexeur multiplexeur

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

LDCM

en05000527.vsd

*) Conversion optique à galvanique G.703 ou X.21 alternativement

IEC05000527 V1 FR

Figure 188: Module LDCM avec un convertisseur externe optique-galvanique etun multiplexeur

Lorsqu'un modem externe G.703 ou X21 est utilisé, la connexion entre le moduleLDCM et le modem est effectuée avec une fibre multimode de longueur max. 3 km.Le protocole IEEE/ANSI C37.94 est toujours utilisé entre le module LDCM et lemodem.

Un module LDCM avec un convertisseur X.21 intégré et une sortie connecteur microD-sub 15 broches peut également être utilisé.

Section 17 1MRK 505 302-UFR -Communication éloignée


17.1.2.2 Possibilité d'application avec REB670, version monophasée

Pour les applications de protection de jeu de barres dans des postes où une sélectionde zone dynamique est requise, il est généralement nécessaire de connecter lescontacts auxiliaires normalement ouverts et normalement fermés de chaquesectionneur et/ou disjoncteur surveillé aux entrées d'optocoupleur de la protection dejeu de barres. Lorsque la version monophasée du REB670 est utilisée, six entréesd'optocoupleur (c'est-à-dire, deux dans chaque phase/DEI) sont nécessaires pourchaque sectionneur d'aiguillage. Pour les gros postes (par exemple, avec 24 cellules),un grand nombre d'entrées binaires sont nécessaires dans chaque DEI. Pour limiter lenombre d'entrées d'optocoupleur requises dans chaque DEI, il est possible d'utiliserdes modules de communication LDCM pour partager efficacement les entrées/sortiesbinaires entre trois unités, comme indiqué dans la figure 189189.

<= 192 Signaux binaires =>

LDC

M#1

LDC

M#2

LDC

M#1

LDC

M#2

LDC

M#1

LDC

M#2

REB 670, B31Phase L1



Etat des câbles des sectionneurs

des cellules 01-08

Etat des câbles des sectionneurs des

cellules 09-16

Etat des câbles des sectionneurs

des cellules 17-24




IEC06000198 V2 FR

Figure 189: Exemple de partage d'entrées/de sorties binaires entre des DEIREB670 version monophasée à l'aide de modules LDCM

Comme indiqué dans la figure 189, il est possible de connecter uniquement l'état descellules 01-08 à L1-DEI. Il est ensuite possible d'envoyer aux deux autres phases lesinformations relatives à l'état des contacts auxiliaires des sectionneurs d'aiguillage deces huit cellules via les modules LDCM. De manière identique, les informations desautres cellules peuvent être uniquement connectées à L2 ou L3, puis partagées avec lesdeux autres phases via la communication LDCM.



La temporisation standard de la communication LDCM entre deux DEI est de l'ordrede 30-40 ms. Il est à noter que cette temporisation ne pose aucun problème pratiquepour l'état des sectionneurs. Cependant, la temporisation due à la communicationLDCM peut être cruciale pour l'état des disjoncteurs. Dans de tels cas, il est fortementrecommandé de connecter directement au moins la commande de fermeture de chaquedisjoncteur aux trois phases/DEI afin de minimiser tout risque de fonctionnementintempestif des zones de protection différentielle de jeu de barres suite à l'inclusiontardive du courant de cellule respectif dans le circuit de mesure différentielle.


ChannelMode : Ce paramètre peut être réglé sur On ou Off. Il peut également être réglésur OutOfService, ce qui signifie que le module LDCM local est hors service. Avec ceréglage, le canal de communication est donc actif et un message indiquant que le DEIlocal est hors service est envoyé au DEI éloigné, mais il n'existe aucun signalCOMFAIL et les valeurs analogiques et binaires sont envoyées avec la valeur zéro.

TerminalNo : Ce réglage doit être utilisé pour attribuer une adresse unique à chaquemodule LDCM dans tous les DEI de protection différentielle de courant. Unmaximum de 256 modules LDCM peuvent recevoir un numéro unique. Considéronsun DEI local avec deux modules LDCM :

• LDCM pour l'encoche 302 : Régler TerminalNo sur 1 et RemoteTermNo sur 2• LDCM pour l'encoche 303 : Régler TerminalNo sur 3 et RemoteTermNo sur 4

Dans les applications différentielles de courant multiterminal avec quatre modulesLDCM dans chaque DEI, jusqu'à 20 adresses uniques doivent être définies.

L'adresse unique est nécessaire pour obtenir une sécurité élevéecontre l'adressage incorrect dans le système de communication. Encas d'utilisation du même numéro pour le réglage de TerminalNo danscertains modules LDCM, un essai en boucle dans le système decommunication peut générer un déclenchement incorrect.

RemoteTermNo : Ce réglage attribue un numéro à chaque module LDCM du DEIéloigné. Pour chaque module LDCM, le paramètre RemoteTermNo doit être réglé surune valeur différente du paramètre TerminalNo, mais identique au paramètreTerminalNo du module LDCM du DEI éloigné. Dans le DEI éloigné, les réglagesTerminalNo et RemoteTermNo sont inversés comme suit :

• LDCM pour l'encoche 302 : Régler TerminalNo sur 2 et RemoteTermNo sur 1• LDCM pour l'encoche 303 : Régler TerminalNo sur 4 et RemoteTermNo sur 3

Le canal redondant est toujours configuré dans la position basse, parexemple



• Encoche 302 : Canal principal• Encoche 303 : Canal redondant

Ceci est applicable pour les encoches 312-313 et 322-323.

DiffSync : Permet de sélectionner la méthode de synchronisation d'horloge, Echo ouGPS, pour la fonction différentielle de ligne.

GPSSyncErr : En cas de perte de la synchronisation GPS, la synchronisation de lafonction différentielle de ligne continue pendant 16 s. en fonction de la stabilité deshorloges du DEI local. Le réglage Block bloque ensuite la fonction différentielle deligne ou le réglage Echo lui permet de continuer via l'utilisation de la méthode desynchronisation Echo. Il est à noter que l'utilisation de la méthode Echo dans cettesituation est uniquement sûre tant qu'il n'existe aucun risque de transmissionasymétrique variable.

CommSync : Ce réglage permet de sélectionner la relation Master ou Slave dans lesystème de communication et ne doit pas être confondu avec la synchronisation deséchantillons de courant différentiel de ligne. En cas d'utilisation de fibre directe, unmodule LDCM est réglé sur Master et l'autre module LDCM est réglé sur Slave. Encas d'utilisation d'un modem et d'un multiplexeur, le DEI est toujours réglé sur Slave,étant donné que le système de télécommunication fournit l'horloge maître.

OptoPower : Le réglage LowPower est utilisé pour les fibres 0 – 1 km et le réglageHighPower est utilisé pour les fibres >1 km.

TransmCurr : Ce réglage permet de sélectionner lequel des 2 courants locauxpossibles sera transmis, ou si (et comment) la somme des 2 courants locaux seratransmise, ou si le canal sera utilisé en tant que canal redondant.

Dans une configuration un disjoncteur et demi, il existe 2 courants locaux et la miseà la terre sur les TC peut être différente pour ces courants. CT-SUM transmettra lasomme des 2 groupes de TC. CT-DIFF1 transmettra le groupe de TC 1 moins legroupe de TC 2 et CT-DIFF2 transmettra le groupe de TC 2 moins le groupe de TC 1.

CT-GRP1 ou CT-GRP2 transmettra le groupe de TC respectif et le réglageRedundantChannel permet d'utiliser le canal comme canal de secours.

ComFailAlrmDel : Temporisation de l'alarme de défaut de communication. Dans lessystèmes de communication, l'acheminement peut parfois entraîner des interruptionsd'une durée maximale de 50 ms. Une temporisation trop courte peut donc entraîner defausses alarmes dans ces situations.

ComFailResDel : Temporisation de la réinitialisation de l'alarme de défaut decommunication.

RedChSwTime : Temporisation avant passage à un canal redondant en cas de défautdu canal principal.



RedChRturnTime : Temporisation avant retour au canal principal après un défaut decanal.

AsymDelay : L'asymétrie est définie comme le délai de transmission moins le délai deréception. Si une asymétrie fixe est connue, la méthode de synchronisation Echo peutêtre utilisée si le paramètre AsymDelay est réglé correctement. Il découle de ladéfinition que l'asymétrie sera toujours positive à une extrémité et négative à l'autreextrémité.

AnalogLatency : Latence analogique locale. Paramètre qui indique la temporisation(nombre d'échantillons) entre l'échantillonnage réel et le moment auquel l'échantillonatteint le module de communication local (LDCM). Ce paramètre doit être réglé sur2 lors de la transmission de données analogiques du module transformateur local(TRM). .

RemAinLatency : Latence analogique éloignée. Ce paramètre correspond auparamètre LocAinLatency réglé dans le DEI éloigné.

MaxTransmDelay : Les données pour un délai de transmission maximum de 40 mspeuvent être stockées dans une mémoire tampon. Les temporisations de l'ordre dequelques ms sont communes. Il est à noter que si les données arrivent dans le désordre,les données les plus anciennes seront simplement ignorées.

CompRange : La valeur de réglage est la valeur de crête du courant faisant l'objet dela compression. Pour régler cette valeur, il est nécessaire de connaître les niveaux decourant de défaut. Ce réglage n'est pas trop critique étant donné qu'il prend en comptedes valeurs de courant très élevées pour lesquelles il est normalement possibled'obtenir un fonctionnement correct.

MaxtDiffLevel : Différence de temps maximum autorisée entre les horloges internesà l'extrémité de ligne respective.



Section 18 Fonctions de base du DEI

18.1 État d'autorisation ATHSTAT

18.1.1 Application

La fonction d'état d'autorisation (ATHSTAT) est un bloc fonctionnel d'indication,informant sur deux événements liés au DEI et à l'autorisation d'utilisateur :

• le fait qu'au moins un utilisateur a tenté de se connecter incorrectement au DEI etqu'il a été bloqué (sortie USRBLKED)

• le fait qu'au moins un utilisateur est connecté (sortie LOGGEDON)

Les deux sorties de la fonction ATHSTAT peuvent être utilisées dans la configurationpour différentes causes d'indication et d'alarme, ou elles peuvent être envoyées aucontrôle-commande du poste pour la même raison.

18.2 Blocage de changement CHNGLCK

18.2.1 Application

La fonction de blocage de changement CHNGLCK permet de bloquer toutemodification ultérieure de la configuration du DEI une fois la mise en serviceeffectuée. Le but est d'empêcher que la configuration et les réglages du DEI soientmodifiés par inadvertance.

Néanmoins, lorsque la fonction CHNGLOCK est activée, les actions suivantesn'impliquant pas de reconfiguration restent autorisées :

• Surveillance• Lecture d'événéments• Réinitialisation d'événements• Lecture d'enregistrements de perturbographie• Effacement des perturbations• Réinitialisation des LED• Réinitialisation des compteurs et autres états de composants d'exécution• Opérations de contrôle

1MRK 505 302-UFR - Section 18Fonctions de base du DEI


• Réglage du temps système• Entrée et sortie du mode d'essai• Modification du groupe de réglages actif

L'entrée binaire contrôlant la fonction est définie dans l'outil ACT ou SMT. Lafonction CHNGLCK est configurée à l'aide de l'outil ACT.

LOCK Signal d'entrée binaire activant/désactivant la fonction, et défini par ACT ou SMT.

Lorsque la fonction CHNGLCK prend une valeur 1 logique sur son entrée, toutetentative de modification de la configuration ou des réglages du DEI sera refusée et lemessage « Erreur : Changements bloqués » s'affichera sur l'IHM locale. Dans lePCM600, le message sera une indication que l'opération est refusée par un blocage dechangement actif. La fonction CHNGLCK doit être configurée de manière à êtrecontrôlée par un signal provenant d'une carte d'entrée binaire. Cela garantira depouvoir désactiver CHNGLCK en réglant un tel signal sur un 0 logique. Si unequelconque logique est incluse dans le trajet de signaux vers l'entrée de CHNGLCK,elle doit être conçue de telle sorte qu'elle ne puisse pas émettre en permanence un 1logique vers l'entrée CHNGLCK. Si une telle situation venait à se produire malgré cesprécautions, contacter le représentant ABB local pour une action corrective.

18.3 Déni de service DOS

18.3.1 Application

Les fonctions de déni de service (DOSFRNT, DOSLANAB et DOSLANCD) sontconçues pour limiter la charge de processeur pouvant être issue du trafic du réseauEthernet sur le DEI. Les fonctions de télé-protection ne doivent pas pouvoircompromettre la fonctionnalité première du dispositif. L'ensemble du trafic réseauentrant sera soumis à quotas enfin de pouvoir réguler les charges réseau lourdes. Unecharge réseau lourde peut, par exemple, être le résultat d'un équipement raccordédéfectueux.

DOSFRNT, DOSLANAB et DOSLANCD mesurent la charge DEI issue de lacommunication et, si nécessaire, la limite afin que la fonctionnalité de contrôle et deprotection du DEI ne soit pas compromise à cause d'un processeur fortement sollicité.La fonction dispose des sorties suivantes :

• LINKUP indique l'état du lien Ethernet• WARNING indique que la communication (fréquence de trame) est plus élevée

que la normale• ALARM indique que le DEI limite la communication

Section 18 1MRK 505 302-UFR -Fonctions de base du DEI



La fonction n'a aucun paramètre disponible dans l'IHM locale ou le PCM600.

18.4 Identifiants DEI

18.4.1 Application

La fonction identifiants de DEI (TERMINALID) permet à l'utilisateur d'identifierchaque DEI du système, non seulement au niveau du poste mais également dans touteune région ou tout un pays.

Utiliser uniquement les caractères A-Z, a-z et 0-9 dans les noms deposte, d'objet et d'unité.

18.5 Informations produit

18.5.1 Application

La fonction d'identifiants de produit contient des données constantes (c'est-à-direimpossible à modifier) permettant d'identifier le DEI de manière unique :

• ProductVer• ProductDef• SerialNo• OrderingNo• ProductionDate• IEDProdType

Ces réglages sont visibles dans l'IHM locale , sous Menu principal/Diagnostics/EtatDEI/Identifiants de produitet sous Menu principal/Diagnostics/Etat DEI/Identifiants de DEI

Ces informations sont très utiles lorsque l'on fait appel au support produit d'ABB (parexemple pendant une réparation ou une maintenance).

18.5.2 Réglages usine

Les réglages usine sont très utiles pour identifier une version spécifique, et égalementen cas de maintenance, de réparation, d'échange de DEI entre différents systèmes decontrôle-commande de postes, et de mise à niveau. Les réglages définis en usine nesont peuvent pas être modifiés par le client. Ils peuvent uniquement être visualisés.



Ces réglages se trouvent dans l'IHM locale sous Menu principal/Diagnostics/EtatDEI/Identifiants de produit

Les identifiants suivants sont disponibles :

• IEDProdType• Décrit le type de DEI (comme REL, REC ou RET). Exemple : REL670

• ProductDef• Décrit le numéro de production. Exemple : 1.2.2.0

• ProductVer• Décrit la version du produit. Exemple : 1.2.3

1 est la version majeure du produit fabriqué, indiquant une nouvelle plateforme du produit

2 est la version mineure du produit fabriqué, indiquant l'ajout de nouvelles fonctions ou denouveaux matériels au produit.

3 est la révision majeure du produit fabriqué, indiquant la modification ou l'amélioration defonctions ou de matériels dans le produit

• IEDMainFunType• Code du type de fonction prinpal selon CEI 60870-5-103. Exemple : 128

(protection de ligne).• SerialNo (numéro de série)• OrderingNo (numéro de commande)• ProductionDate (date de production)

18.6 Bloc d'extension des valeurs de mesure RANGE_XP




Bloc d'extension des valeurs de mesure RANGE_XP - -

18.6.2 Application

Les fonctions de mesure du courant et de la tension (CVMMXN, CMMXU, VMMXUet VNMMXU), les fonctions de mesure des composantes symétriques de courant et detension (CMSQI et VMSQI) et les fonctions génériques d'E/S de communicationCEI 61850 (MVGAPC) sont livrées avec une fonctionnalité de supervision demesure. Toutes les valeurs mesurées peuvent être supervisées avec quatre limitesréglables : une limite très basse, une limite basse, une limite haute et une limite trèshaute. Le bloc d'extension des valeurs mesurées (RANGE_XP) a été intégré afin de



permettre la « traduction » du signal de sortie au format entier des fonctions de mesureen 5 signaux binaires : en-dessous de la limite très basse, en-dessous de la limite basse,normal, au-dessus de la limite haute ou au-dessus de la limite très haute. Les signauxde sortie peuvent être utilisés comme conditions dans la logique configurable.


Il n'y a pas de paramètres réglables pour la fonction de bloc d'expansion de valeurmesurée.

18.7 Groupes de réglage des paramètres

18.7.1 Application

Six ensembles de réglages sont disponibles pour optimiser le fonctionnement du DEIpour différentes conditions de systèmes d'alimentation. La création de jeux deréglages optimisés et la possibilité de passer de l'un à l'autre, à partir de l'IHM localeou des entrées binaires configurables, permet de bénéficier d'un DEI extrêmementadaptable, qui peut faire face à un grand nombre de scénarios du système.

La diversité des conditions de réseau et des niveaux de tension nécessite des modulesde protection et de contrôle à haute adaptabilité pour remplir au mieux les exigencesde fiabilité, de sécurité et de sélectivité. Les modules de protection fonctionnent avecun degré élevé de disponibilité, particulièrement si les valeurs de réglage de leursparamètres sont optimisés en continu en fonction des conditions du systèmed'alimentation.

Les services opérationnels peuvent prévoir différentes conditions de fonctionnementdans les équipements primaires. L'ingénieur en protection peut préparer les réglagesoptimisés et pré-testés requis pour différentes fonctions de protection. Six groupes deparamètres de réglage différents sont disponibles dans le DEI. Chacun d'entre eux peutêtre activé via les différentes entrées binaires programmables par le biais de signauxde commande externes ou internes.

Un bloc fonctionnel, SETGRPS, définit le nombre de groupes de réglage utilisés. Leréglage se fait avec le paramètre MAXSETGR et doit être défini à la valeur requise pourchaque DEI. Dans l'outil PST, seul le nombre de groupes de réglage défini seradisponible pour activation dans le bloc fonctionnel ActiveGroup.


Le réglage ActiveSetGrp est utilisé pour sélectionner le groupe de paramètres qui doitêtre actif. Le groupe actif peut également être sélectionné avec une entrée configuréevers le bloc fonctionnel SETGRPS.



La longueur de l'impulsion, envoyée par le signal de sortie SETCHGD lorsqu'ungroupe actif a été modifié, est défini avec le paramètre t.

Le paramètre MAXSETGR définit le nombre maximum de groupes de réglages utiliséentre lesquels il est possible de basculer. Dans l'outil PST, seul le nombre de groupesde réglage défini sera disponible pour activation dans le bloc fonctionnelActiveGroup.

18.8 Fréquence nominale du système PRIMVAL




Valeurs primaires du système PRIMVAL - -

18.8.2 Application

La fréquence nominale du système est définie sous Menu principal/Réglagesgénéraux/ Système d'alimentation/ Valeurs primaires dans l'arborescence deréglage des paramètres de l'IHM locale et du PCM600.


Régler la fréquence nominale du système. Se référer à la section "Diagrammematriciel des signaux pour entrées analogiques SMAI" pour une description du suivide fréquence.

18.9 Bloc de sommation triphasé 3PHSUM

18.9.1 Application

Le bloc fonctionnel de sommation analogique 3PHSUM est utilisé pour obtenir lasomme de deux jeux de signaux analogiques triphasés (de même type) pour lesfonctions DEI qui peuvent en avoir besoin.




Le bloc de sommation reçoit les signaux triphasés des blocs SMAI. Le bloc desommation possède plusieurs réglages.

SummationType : Type de sommation (Groupe 1 + Groupe 2, Groupe 1 - Groupe 2,Groupe 2 - Groupe 1 ou –(Groupe 1 + Groupe 2)).

DFTReference : Le bloc DFT de référence (RefDFTInterne,RéfDFTGrp1 ou Réf. DFTexterne).

FreqMeasMinVal : La valeur minimum de tension pour laquelle la fréquence estcalculée, exprimée en pourcentage ddu réglage de tension de base UBase (pourinstance de x).

GlobalBaseSel : Sélectionne le groupe de valeurs de base globales utilisé par lafonction pour définir (IBase), (UBase) et (SBase).

18.10 Valeurs de base globales GBASVAL




Valeurs de base globales GBASVAL - -

18.10.2 Application

La fonction de valeurs de base globales (GBASVAL) sert à fournir des valeursglobales, communes à toutes les fonctions applicables au sein du DEI. Un ensemblede valeurs globales comprend des valeurs pour le courant, la tension et la puissanceapparente. Il est possible d'avoir six ensembles différents.

Il s'agit d'un avantage car toutes les fonctions applicables dans le DEI utilisent unesource unique de valeurs de base. Cela aide à garder une certaine cohérence partoutdans le DEI et permet également lorsque nécessaire de mettre à jour les valeurs depuisun point unique.

Chaque fonction applicable dans le DEI possède un paramètre GlobalBaseSel,désignang un des six ensembles de fonctions GBASVAL.




UBase : Valeur de tension phase-phase à utiliser comme valeur de base pour lesfonctions applicables au sein du DEI.

IBase : Valeur de courant de phase à utiliser comme valeur de base pour les fonctionsapplicables au sein du DEI.

SBase : Valeur de puissance apparente standard à utiliser comme valeur de base pourles fonctions applicables au sein du DEI, habituellement SBase=√3·UBase·IBase.

18.11 Diagramme matriciel des signaux pour entréesbinaires SMBI

18.11.1 Application

La fonction Diagramme matriciel des signaux pour entrées binaires SMBI est utiliséedans l'outil de configuration d'application (ACT) en relation directe avec l'outilDiagramme matriciel des signaux (SMT). SMBI indique la façon dont les entréesbinaires sont introduites pour une configuration de DEI.


L'utilisateur ne dispose d'aucun paramètre de réglage de la fonction Diagrammematriciel des signaux pour entrées binaires SMBI dans l'outil de réglage desparamètres (PST). L'utilisateur doit cependant donner un nom à l'instance SMBI etaux entrées SMBI, directement dans l'outil de configuration d'application (ACT). Cesnoms définiront la fonction SMBI dans l'outil Diagramme matriciel des signaux(SMT). Le nom défini par l'utilisateur pour le signal d'entrée ou de sortie apparaîtraégalement sur le signal d'entrée ou de sortie respectif.

18.12 Diagramme matriciel des signaux pour les sortiesbinaires SMBO

18.12.1 Application

La fonction Diagramme matriciel des signaux pour les sorties binaires SMBO estutilisée dans l'outil de configuration d'application en relation directe avec l'outilDiagramme matriciel des signaux. SMBO indique la façon dont les sorties binairessont envoyées à partir d'une configuration de DEI.




L'utilisateur ne dispose d'aucun paramètre de réglage de la fonction Diagrammematriciel des signaux pour les sorties binaires SMBO dans l'outil de réglage desparamètres. L'utilisateur doit cependant donner un nom à l'instance et aux sortiesSMBO directement dans l'outil de configuration d'application. Ces noms définiront lafonction SMBO dans l'outil Diagramme matriciel des signaux.

18.13 Diagramme matriciel des signaux pour entréesanalogiques SMAI

18.13.1 Application

Le diagramme matriciel des signaux pour entrées analogiques (SMAI), égalementappelé bloc fonctionnel de pré-traitement, analyse les quatre signaux analogiquesconnectés (trois phases et neutre) puis en déduit toutes les informations pertinentes,comme l'amplitude du phaseur, le déphasage, la fréquence, la valeur RMS vraie, lesharmoniques, les composantes de séquence, etc. Ces informations sont ensuiteutilisées par les fonctions respectives connectées à ce bloc SMAI dans ACT (parexemple fonctions de protection, mesure ou surveillance).

18.13.2 Valeurs de fréquence

Les fonctions de fréquence incluent une fonctionnalité basée sur le niveau de tensiondirect, IntBlockLevel, pour confirmer la validité ou non-validité de la mesure defréquence. Si la tension directe est inférieure à IntBlockLevel, alors la fonction estbloquée. IntBlockLevel est réglé en % de UBase/√3

Si le réglage ConnectionType de SMAI est Ph-Ph, alors au moins deux des entréesGRPxL1, GRPxL2 et GRPxL3 doivent être connectées afin de calculer la tensiondirecte. Noter que les entrées phase-phase doivent toujours être connectées commesuit : L1-L2 à GRPxL1, L2-L3 à GRPxL2, L3-L1 à GRPxL3. Si le réglageConnectionType de SMAI est Ph-N, alors les trois entrées GRPxL1, GRPxL2 etGRPxL3 doivent être connectées afin de calculer la tension directe.

Si une seule tension phase-phase est disponible et que le réglage ConnectionType deSMAI est Ph-Ph, alors il est conseillé à l'utilisateur de connecter deux des entrées (etnon trois) parmi GRPxL1, GRPxL2 et GRPxL3 à la même entrée de tension, commeillustré à la figure 190 afin que SMAI calcule une tension directe.




IEC10000060 V1 EN

Figure 190: Exemple de connexion

Le scénario décrit ci-dessus ne fonctionne pas si le réglageConnectionType de SMAI est Ph-N. Si une seule tension phase-terreest disponible, alors le même type de connexion peut être utilisé maisle réglage ConnectionType de SMAI doit quand même être Ph-Ph etil faut prendre cela en compte lors du réglage de IntBlockLevel. Si leréglage ConnectionType de SMAI est Ph-N et que la même tension estconnectée aux trois entrées SMAI, alors la tension directe sera nulle etles fonctions de fréquence ne fonctionneront pas correctement.

Les sorties provenant du bloc SMAI configuré ci-dessus doivent êtreutilisées uniquement pour la protection à maximum de fréquence(SAPTOF), la protection à minimum de fréquence (SAPTUF) et laprotection de variation de fréquence (SAPFRC), car toutes les autresinformations à l'exception de la fréquence et de la tension directe sontsusceptibles d'être mal calculées.


Les paramètres pour les fonctions de diagramme matriciel de signaux analogiques(SMAI) sont définis via l'IHM locale ou via le PCM600.

Chaque bloc fonctionnel SMAI peut recevoir quatre signaux analogiques (trois phaseset une valeur neutre), soit de tension soit de courant. Les sorties SMAI donnent desinformations sur chaque aspect des signaux analogiques triphasés acquis (déphasage,valeur efficace, fréquence et dérivées de fréquence, etc. ; 244 valeurs au total). Outrele « nom de groupe » du bloc, le type d'entrées analogiques (tension ou courant) et lesnoms des entrées analogiques peuvent être définis directement dans l'outil ACT.

Les fonctions d'application doivent être connectées à un bloc SMAI avec le mêmetemps de cycle que la fonction d'application, à l'exception des fonctions de mesure quifonctionnent en temps de cycle lent.

DFTRefExtOut : Paramètre valide uniquement pour les blocs fonctionnels SMAI1 .



Bloc de référence pour sortie externe (sortie de fonction SPFCOUT).

DFTReference : DFT de référence pour le bloc SMAI.

Ces réglages de bloc de référence DFT détermine la référence DFT pour les calculs deDFT. Le réglage InternalDFTRef utilisera la référence DFT fixe basée sur lafréquence assignée du système. DFTRefGrp(n) utilisera la référence DFT du bloc degroupe sélectionné, lorsque le propre groupe est sélectionné, une référence DFTadaptative sera utilisée basée sur la fréquence de signal calculée du propre groupe. Leréglage ExternalDFTRef utilisera une référence basée sur ce qui est connecté à l'entréeDFTSPFC.

Le réglage ConnectionType : Le type de connexion pour cette instance spécifique (n)du SMAI (si Ph-N ou Ph-Ph). En fonction du réglage du type de connexion, les sortiesnon connectées Ph-N ou Ph-Ph seront calculées tant que cela est possible. Par ex.,avec une connexion Ph-Ph, L1, L2 et L3 seront calculés pour une utilisation dans dessituations symétriques. Si la composante N doit être utilisée, alors la composante dephase lors de défauts IN/UN doit être connectée à l'entrée 4.

Négation : Si l'utilisateur veut appliquer une négation sur le signal triphasé, la négationpeut être appliquée au choix sur les signaux de phase uniquement (Negate3Ph), lesignal de neutre uniquement (NegateN), ou les deux types à la fois (Negate3Ph+N).Une négation signifie une rotation de 180° des vecteurs.

GlobalBaseSel : Sélectionne le groupe de valeurs de base globales utilisé par lafonction pour définir (IBase), (UBase) et (SBase).

MinValFreqMeas : La valeur minimum de tension pour laquelle la fréquence estcalculée, exprimée en pourcentage de UBase (pour chaque instance n).

Les réglages DFTRefExtOut et DFTReference doivent être définis surla valeur par défaut RefDFTInterne si aucune entrée de TT n'estdisponible.

Même si l'utilisateur définit le réglage AnalogInputType d'un blocSMAI sur « Courant », MinValFreqMeas reste visible. Néanmoins,l'utilisation des valeurs de canaux de courant comme base pour lamesure de fréquence n'est pas recommandé pour un certain nombrede raisons, parmi elle le faible niveau des courants que l'on peut avoiren conditions de fonctionnement normales.

Exemples de suivi de fréquence adaptatif

Le bloc de prétraitement doit être utilisé uniquement pour alimenterdes fonctions au sein du même cycle d'exécution (par ex. utilisation dubloc de prétraitement avec le cycle 1 pour alimenter la protectiondifférentielle de transformateur). Les seules exceptions sont les



fonctions de mesure (CVMMXN, CMMXU,VMMXU, etc.), quidoivent être alimentées par des blocs de prétraitement au cycle 8.

En cas d'utilisation de deux ou plus de deux blocs de prétraitementpour alimenter une fonction de protection (pas ex. la fonction àmaximum de puissance GOPPDOP), il est primordial que le réglageDFTReference ait la même valeur assignée pour tous les blocs deprétraitement concernés.



IEC07000197.vsd

Instance SMAI Groupe 3ph

SMAI1:1 1

SMAI2:2 2

SMAI3:3 3

SMAI4:4 4

SMAI5:5 5

SMAI6:6 6

SMAI7:7 7

SMAI8:8 8

SMAI9:9 9

SMAI10:10 10

SMAI11:11 11

SMAI12:12 12

Groupe de temps de tâche 1


SMAI1:13 1

SMAI2:14 2

SMAI3:15 3

SMAI4:16 4

SMAI5:17 5

SMAI6:18 6

SMAI7:19 7

SMAI8:20 8

SMAI9:21 9

SMAI10:22 10

SMAI11:23 11

SMAI12:24 12



SMAI1:25 1

SMAI2:26 2

SMAI3:27 3

SMAI4:28 4

SMAI5:29 5

SMAI6:30 6

SMAI7:31 7

SMAI8:32 8

SMAI9:33 9

SMAI10:34 10

SMAI11:35 11

SMAI12:36 12


AdDFTRefCh7

AdDFTRefCh4



IEC07000197 V2 FR

Figure 191: Douze instances de SMAI sont groupées au sein d'un temps detâche. Les blocs SMAI sont disponibles dans trois temps de tâchesdifférents dans le DEI. Deux instances pointées sont utilisées dansles exemples suivants.

Les exemples montrent une situation de suivi de fréquence adaptatif avec uneréférence sélectionnée pour toutes les instances. En pratique, chaque instance peutêtre adaptée aux besoins de l'application réelle. Le suivi de fréquence adaptatif estrequis dans les DEI qui appartiennent au système de protection de machinessynchrones et qui sont actifs lors du fonctionnement et lors de l'arrêt de la machine.Dans une application autre, le réglage habituel du paramètre DFTReference du SMAIest InternalDFTRef.

Exemple 1


SMAI1:1BLOCKDFTSPFC^GRP1L1^GRP1L2^GRP1L3^GRP1N

SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000198 V3 EN

Figure 192: Configuration pour utilisation d'une instance dans le groupe de tempsde tâches 1 comme référence DFT

On suppose que l'instance SMAI7:7 du groupe de temps de tâches 1 a été sélectionnéedans la configuration pour commander le suivi de fréquence . On observe quel'instance de référence sélectionnée (c-à-d l'instance maître de suivi de fréquence) doitêtre de type tension. On observe que la tension directe est utilisée pour lafonctionnalité de suivi de fréquence.

Pour le groupe horaire de tâche 1, cela donne les réglages suivants (voir Figure 191pour le numérotage) :

SMAI1:1 : DFTRefExtOut = DFTRefGrp7 pour diriger la référence SMAI7:7 vers lasortie SPFCOUT, DFTReference = DFTRefGrp7 pour SMAI1:1 pour utiliser



SMAI7:7 comme référence (voir Figure 192) SMAI2:2 – SMAI12:12 :DFTReference = DFTRefGrp7 pour SMAI2:2 – SMAI12:12 pour utiliser SMAI7:7comme référence.

Pour le groupe horaire de tâche 2, cela donne les réglages suivants :

SMAI1:13 – SMAI12:24 : DFTReference = ExternalDFTRef pour utiliser l'entréeDFTSPFC de SMAI1:13 comme référence (SMAI7:7)

Pour le groupe horaire de tâche 3, cela donne les réglages suivants :

SMAI1:25 – SMAI12:36 : DFTReference = ExternalDFTRef pour utiliser l'entréeDFTSPFC de SMAI1:7

Exemple 2



SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000199 V3 FR

Figure 193: Configuration pour utilisation d'une instance dans le groupe horairede tâche 2 comme référence DFT.

On suppose que l'instance SMAI4:16 du groupe de temps de tâches 1 a étésélectionnée dans la configuration pour commander le suivi de fréquence pour toutesles instances. On observe que l'instance de référence sélectionnée (c-à-d l'instancemaître de suivi de fréquence) doit être de type tension. On observe que la tensiondirecte est utilisée pour la fonctionnalité de suivi de fréquence.

Pour le groupe de temps de tâches 1, cela donne les réglages suivants (voir Figure 191pour le numérotage) :

SMAI1:1 – SMAI12:12 : DFTReference = ExternalDFTRef pour utiliser l'entréeDFTSPFC comme référence (SMAI4:16)



Pour le groupe de temps de tâches 2, cela donne les réglages suivants :

SMAI1:13 : DFTRefExtOut = DFTRefGrp4 pour diriger la référence SMAI4:16 versla sortie SPFCOUT, DFTReference = DFTRefGrp4 pour SMAI1:13 pour utiliserSMAI4:16 comme référence (voir Figure 193) SMAI2:14 – SMAI12:24 :DFTReference = DFTRefGrp4 pour utiliser SMAI4:16 comme référence.

Pour le groupe de temps de tâches 3, cela donne les réglages suivants :

SMAI1:25 – SMAI12:36 : DFTReference = ExternalDFTRef pour utiliser l'entréeDFTSPFC comme référence (SMAI4:16)

18.14 Fonctionnalité du mode essai TEST

18.14.1 Application

Les DEI de protection et de contrôle peuvent disposer d'une configuration complexeavec de nombreuses fonctions intégrées. Afin de simplifier la procédure de test, lesDEI comprennent une fonction qui permet le blocage individuel d'une seule fonction,de plusieurs fonctions ou de toutes les fonctions.

Cela signifie qu'il est possible de voir lorsqu'une fonction est activée ou déclenchée.Cela permet également à l'utilisateur de suivre le fonctionnement de plusieursfonctions liées afin de vérifier leur fonctionnalité, de vérifier la configuration parparties, etc.

18.14.1.1 Mode essai du protocole CEI 61850

Le mode essai CEI 61850 est mieux adapté aux systèmes CEI 61850. Les commandesopérateur envoyées à l'objet de données Mod CEI 61850 déterminent lecomportement des fonctions. La commande peut être donnée depuis l'IHM locale viaMenu principal/Essai/Mode d'essai pour les fonctions ou à distance depuis unclient CEI 61850. Le valeurs possibles pour Mod CEI 61850 sont décrites dans leManuel du protocole de communication CEI 61850, édition 1 et édition 2.

Pour pouvoir régler le paramètre Mod CEI 61850 à distance, leréglage PST RemoteModControl ne doit pas être réglé sur Off. Lesvaleurs possibles sont Off, Maintenance et Tous les niveaux. La valeurOff empêche tout accès à distance à l'objet de données Mod, la valeurMaintenance exige que la catégorie de l'émetteur (orCat) soitMaintenance, et la valeur Tous les niveaux autorise toute orCat.

Le Mod de la racine LD.LNN0 peut être configurée sous Menu principal/Essai/Mode d'essai pour les fonctions/Communication/Communication au niveauposte/CEI61850 LD0 LLN0/LD0LLN0:1



Lorsque le Mod est modifié à ce niveau, tous les composants sous le dispositif logiquemettent à jour leur propre comportement conformément à CEI61850-7-4. Les valeurssupportées pour Mod CEI61850 sont décrites dans le Manuel du protocole decommunication CEI 61850, édition 2. Le mode essai CEI61850 est indiqué par la LEDde démarrage sur l'IHM locale.

Le Mod d'un composant spécifique peut être configuré sous Menu principal/Essai/Mode d'essai pour les fonctions/Communication/Communication au niveauposte

Il est possible que le comportement soit influencé par d'autres sources également,indépendamment du mode, par exemple en cas d'insertion de la poignée d'essai, pertede valeurs échantillonnées ou configuration de DEI ou IHM locale. Si une fonctiond'un DEI est réglée sur Off, l'objet de données Beh (comportement) associé est réglésur Off également. Le Mod associé conserve son état.

Lorsque le réglage Fonctionnement est réglé sur Off, le comportement est réglé sur Offet il n'est pas possible de l'écraser. Lorsque le comportement d'une fonction est Off, lafonction ne peut pas être démarrée.

Lorsque le Mod CEI61850 d'une fonction est réglé sur Off ou Bloqué,la LED de démarrage sur l'IHM locale sera réglée pour clignoter encas de fonctionnement anormal du DEI.

CEI61850-7-4 donne un aperçu détaillé de tous les aspects du mode d'essai et d'autresétats de mode et de comportement.

• Lorsque le paramètre Beh d'un composant est réglé sur Essai, le comportementn'est pas bloqué et toutes les commandes de contrôle comportant un bit d'essaisont acceptées.

• Lorsque le paramètre Beh d'un composant est réglé sur Essai/bloqué, toutes lescommandes de contrôle comportant un bit d'essai sont acceptées. Les sorties versle traitement via un lien de données non CEI 61850 sont bloquées par le nœudlogique (LN). Seules les sorties liées au traitement, associées à l'équipementprimaire, sont bloquées. En cas de présence d'un XCBR, les sorties EXC_Open etEXC_Close sont bloquées.

• Lorsque le paramètre Beh d'un composant est réglé sur Bloqué, toutes lescommandes de contrôle comportant un bit d'essai sont acceptées. Les sorties versle traitement via un lien de données non CEI 61850 sont bloquées par le nœudlogique (LN). En outre, les composants peuvent être bloqués lorsque leurparamètre Beh est bloqué. Cela est possible si le composant possède une entrée deblocage. L'état de blocage d'un composant est indiqué par la sortie Blk sous lemenu Essai/Etat de la fonction. Si la sortie Blk n'est pas affichée, le composantne peut pas être bloqué.




Toujours se rappeler qu'il existe deux façons de mettre le DEI en mode essai(TestMode= On) Si le DEI est réglé sur un fonctionnement normal (TestMode = Off)mais que les fonctions restent indiquées comme étant en mode d'essai, alors le signald'entrée INPUT sur le bloc fonctionnel TESTMODE peut être activé dans laconfiguration.

18.15 Autosupervision avec liste d'événements internes

18.15.1 Application

Les DEI de protection et de contrôle disposent de nombreuses fonctions intégrées.L'autosurveillance incluse avec bloc fonctionnel de liste d'événements internesapporte une bonne surveillance du DEI. Les signaux de défaut facilitent l'analyse et lalocalisation d'un défaut.

La surveillance matérielle comme logicielle est incluse, et il est également possibled'indiquer d'éventuels défauts via un contact matériel sur le module d'alimentation et/ou via la communication logicielle.

Les événements internes sont générés par les fonctions de surveillance intégrées. Lesfonctions de surveillance surveille l'état de divers modules du DEI et, en cas de défaut,un événement correspondant est généré. De même, en cas de correction d'unedéfaillance, un événement correspondant est généré.

Outre la surveillance intégré des divers modules, des événements sont égalementgénérés en cas de changements d'état concernant :

• l'horloge temps réelle intégrée (en marche/hors service)• la synchronisation d'horloge externe (en marche/hors service)

Des événements sont également générés :

• à chaque modification d'un réglage dans le DEI

Les événements internes sont horodatés avec une résolution de 1 ms et stockés dansune liste. La liste peut stocker jusqu'à 40 événements. La liste est construite sur leprincipe « premier entré, premier sorti », c'est-à-dire que lorsque la liste est pleine,l'événement le plus ancien est écrasé. Le contenu de la liste ne peut pas être modifié,mais la liste peut être entièrement effacée en utilisant le menu de réinitialisation dansl'IHM locale.

La liste des événements internes fournit de précieuses informations qui peuvent êtreutilisées pendant la mise en service et pour la localisation des pannes.



Les informations peuvent être récupérées uniquement à l'aide de l'outil de surveillancedes événements du PCM600. Le PC peut être connecté à la porte disposée en faceavant ou arrière du DEI.

18.16 Synchronisation d'horloge

18.16.1 Application

Utilisez la synchronisation d'horloge pour obtenir une base de temps commune auxDEI du système de protection et de contrôle. Cela permet de comparer les donnéesd'événement et de perturbation entre tous les DEI présents dans le système.

L'horodatage des événements et des perturbations internes est une excellente aide àl'évaluation des défauts. Sans synchronisation d'horloge, seuls les événements d'unmême DEI pourront être comparés les uns aux autres. Grâce à la synchronisationd'horloge, les événements et les perturbations survenus dans l'ensemble du poste etentre chaque extrémité de la ligne pourront être comparés et évalués.

Dans le DEI, l'horloge interne peut être synchronisée à partir de diverses sources :

• BIN (Impulsions minute binaires)• DNP• GPS• IEC103• SNTP• IRIG-B• SPA• LON• PPS

Parmi ces signaux, LON et SPA contiennent deux types de messages :

• Des messages grossiers sont envoyés chaque minute contenant la date et l'heurecomplètes, c.à.d. l'année, le mois, le jour, l'heure, les minutes, les secondes et lesmillisecondes.

• Des messages affinés sont envoyés toutes les secondes contenant seulement lessecondes et millisecondes.

Le réglage dit au DEI quels sont les messages à utiliser pour synchroniser le DEI.

Il est possible de configurer un source d'appoint pour le signal GPS, par exempleSNTP. Dans ce cas, lorsque le signal GPS est de mauvaise qualité, le DEI choisiraautomatiquement SNTP comme source horaire. À un moment donné, seule une sourcehoraire sera utilisée.




Horloge du systèmeL'horloge est paramétrée avec les années, mois, jours, heures, minutes, secondes etmillisecondes.

SynchronisationLes paramètres de réglage de l'horloge à temps réel avec synchronisation horaireexterne (TIME) se réalise via l'IHM locale ou PCM600.

TimeSynchLorsque la source de synchronisation horaire est sélectionnée sur l'IHM locale, leparamètre s'appelle TimeSynch. La source de synchronisation horaire peut égalementêtre paramétrée à partir de PCM600. Les possibilités de réglage sont :

FineSyncSource qui peut avoir les valeurs suivantes :

• Off• SPA• LON• BIN (Impulsions minute binaires)• GPS• GPS+SPA• GPS+LON• GPS+BIN• SNTP• GPS+SNTP• GPS+IRIG-B• IRIG-B• PPS

CoarseSyncSrc qui peut avoir les valeurs suivantes :

• Off• SPA• LON• SNTP• DNP

L'entrée de la fonction à utiliser pour la synchronisation par pulsation minute s'appelleBININPUT.

L'horloge du système peut être réglée manuellement, soit via l'IHM locale ou vian'importe quel port de communication. La synchronisation fait un réglage fin del'horloge (secondes et millisecondes).

Le paramètre SyncMaster définit si le DEI est un maitre, ou n'est pas un maitre pourla synchronisation horaire dans un système de DEI connectés à un réseau decommunication (CEI61850-8-1). Le paramètre SyncMaster peut avoir les valeurssuivantes :



• Off• Serveur SNTP

Régler la source grossière de synchronisation de l'horloge(CoarseSyncSrc) sur Off lorsque la synchronisation horaire par GPSde la fonction différentielle de ligne est utilisée. Régler la sourceaffinée de synchronisation horaire (FineSyncSource) SUR GPS. LeGPS fournira ainsi la synchronisation complète de l'horloge. Le GPSseul synchronisera les valeurs analogiques dans ces systèmes.



Section 19 Exigences

19.1 Exigences pour transformateur de courant

Les performances d'une fonction de protection dépendent de la qualité du signal decourant mesuré. La saturation des transformateurs de courant (TC) entraîne ladistorsion des signaux de courant et peut entraîner l'échec ou le fonctionnementintempestif de certaines fonctions. La saturation des TC peut donc avoir une influencesur la fiabilité et la sécurité de la protection. Ce DEI de protection a été conçu pourpermettre une forte saturation des TC avec le maintien du fonctionnement correct.

19.1.1 Classification de transformateur de courant

Afin de garantir un fonctionnement correct, les transformateurs de courant (TC)doivent être en mesure de reproduire correctement le courant durant un tempsminimum avant que le TC ne commence à saturer. Afin de répondre aux exigencesliées à un temps défini jusqu'à saturation, les TC doivent répondre aux exigences deminimum de "fem" (force électromagnétique) secondaire, tel que spécifié ci-dessous.

Il existe plusieurs manières différentes de faire des spécifications de TC. Les TCconventionnels à noyau magnétique ont généralement une spécification et sontfabriqués en conformité avec quelques normes internationales ou nationales, quispécifient également les différentes classes de protection. Il existe de très nombreusesnormes et classifications, mais l'on distingue fondamentalement trois types différentsde TC :

• TC de type à haute rémanence• TC de type basse rémanence• TC de type sans rémanence

Le TC de type forte rémanence est sans limite pour le flux rémanent Ce TC a unnoyau magnétique sans poches d'air et un flux rémanent peut y rester presque jusqu'àl'infini. Dans ce type de transformateurs, la rémanence peut atteindre jusqu'à 80% duflux de saturation. Parmi les TC de type à forte rémanence, se trouvent ceux classés P,PX, TPX selon le CEI, ceux classés P, X selon BS (l'ancienne norme British Standard)et ceux classés C, K sans espaces d'air selon ANSI/IEEE.

Le TC de type basse rémanence a une limite spécifiée de flux rémanent. Ce TC estfait avec un petit espace d'air afin de réduire la rémanence jusqu'à un niveau nedépassant pas 10% du flux de saturation. Le petit espace d'air n'influence que de façontrès limitée les autres propriétés du TC. Selon le CEI, les classes PXR, TPY sont desTC de type basse rémanence.

1MRK 505 302-UFR - Section 19Exigences


Le TC de type sans rémanence a un niveau de flux rémanent pratiquementnégligeable. Ce type de TC a de larges espaces d'air afin de réduire la rémanencepratiquement au niveau Zéro. Dans le même temps, ces espaces remplis d'air réduisentl'influence de la composante CC dans le courant de défaut primaire. Les espaces d'airvont également réduire la précision des mesures dans la zone de fonctionnement non-saturée. Le disjoncteur de la classe TPZ est sans rémanence selon le CEI.

Différentes normes et classifications donnent différentes formes de spécification de lasaturation "fem" (force électromagnétique), mais il est possible de comparer lesvaleurs entre classifications différentes. L'équivalent nominal limitant la "fem"secondaire Eal est utilisé conformément à la norme CEI 61869-2 afin de spécifier lesexigences de TC pour le le DEI. Les exigences de TC sont également spécifiées enconformité avec d'autres normes.

19.1.2 Conditions

Les exigences de courant proviennent des résultats des enquêtes réalisées dans notresimulateur de réseau. Les modèles de transformateur de courant sont représentatifsdes transformateurs de courant de type forte et faible rémanence. La validité desrésultats n'est pas assurée pour le type de TC sans rémanence (TPZ).

Les performances des fonctions de protection ont été vérifiées pour les courants dedéfaut sur une plage allant des courants symétriques aux courants totalementasymétriques. Des constantes de temps primaire de 120 ms minimum ont étéconsidérées pour les essais. Les exigences de courant décrites ci-dessous sont doncapplicables pour les courants de défaut symétrique et asymétriques à la fois.

Selon la fonction de protection, les défauts de phase-terre, phase-phase et les défautstriphasés ont été testés pour différents niveaux de défaut pertinents tels que parexemple, les défauts en sens direct proches et les défauts en sens inverse, les défautsde portée de zone 1, les défauts internes et externes. La fiabilité et la sécurité de laprotection a été vérifiée en contrôlant par exemple, les temporisations, lesfonctionnements intempestifs, la directionalité, la portée étendue et la stabilité.

La rémanence dans le noyau du transformateur de courant peut provoquer desfonctionnements intempestifs ou rajouter de petits délais de temps à certainesfonctions de protection. Puisque les fonctionnements intempestifs sont totalementinacceptables, la rémanence maximum a été prise en compte pour les cas de défautcritiques pour la sécurité, tels que les défauts en sens inverse et les défauts externes.La rémanence n'a pas été prise en compte dans les cas liés à la fiabilité, du fait du risquequasiment négligeable de temps de délai supplémentaire et du risque inexistant dedéfaut de fonctionnement. Les exigences ci-dessous sont donc entièrement valablespour toutes les applications normales.

Il est difficile de donner des recommandations générales pour des margessupplémentaires de rémanence pour éviter le risque mineur de rallonger le temps detemporisation. Elles dépendent des exigences de performance et de rentabilité.Lorsque les transformateurs de courant de type basse rémanence (par exemple, TPY,PR) sont utilisés, normalement aucune marge supplémentaire n'est nécessaire. Pour

Section 19 1MRK 505 302-UFR -Exigences


les transformateurs de courant de type haute rémanence (par exemple P, PX, TPX) lafaible probabilité de défauts entièrement asymétriques, avec une haute rémanencedans la même direction que le flux généré par le défaut, doit être gardée à l'esprit pourla décision d'ajout d'une marge supplémentaire. Un défaut de courant totalementasymétrique sera obtenu lorsque le défaut se produit à une tension d'environ zéro (0°).Les recherches ont montré que 95% des défauts de réseau se produisent lorsque latension se situe entre 40° et 90°. De plus, un courant de défaut asymétrique ne pourrapas exister dans toutes les phases en même temps.

19.1.3 Courant de défaut

Les exigences liées au transformateur de courant sont basées sur le courant de défautmaximum pour des défauts placés dans diverses positions. Le courant de défautmaximum se produit lors de défauts triphasés ou de défaut monophasés à laterre. Lecourant pour un défaut monophasé à laterre dépassera le courant d'un défaut triphasélorsque l'impédance homopolaire dans la totalité de la boucle de défaut est plus faibleque l'impédance directe.

Pour le calcul des exigences du transformateur de courant, il faut utiliser le courant dedéfaut maximum pour la position de défaut pertinente et par conséquent les deux typesde défaut doivent être pris en compte.

19.1.4 Résistance de fil secondaire et charge additionnelle

La tension aux bornes secondaires du transformateur de courant affecte directement lasaturation du transformateur de courant. Cette tension se développe dans une bouclecontenant les fils secondaires et la charge de tous les relais du circuit. Pour les défautsde terre la boucle comporte les fils de phase et neutre, soit normalement le double derésistance que celle du fil secondaire unique. Pour les défauts triphasés, le courant deneutre est zéro et il est juste nécessaire de prendre en considération la résistancejusqu'au point où les fils de phase sont connectés au fil de neutre commun. La pratiquela plus courante consiste à utiliser des câbles à quatre fils secondaires et cela estnormalement suffisant pour utiliser un seul fil secondaire pour le triphasé.

La conclusion est que la résistance de la boucle, deux fois la résistance du filsecondaire unique, doit être utilisée dans le calcul des défauts de phase-terre et larésistance de phase, c.à.d. la résistance d'un fil unique secondaire, peut normalementêtre utilisée dans le calcul des défauts triphasés.

Comme la charge peut être considérablement différente pour les défauts triphasés etles défauts phase-terre , il est important de prendre en compte les deux cas. Même dansle cas où le courant de défaut de phase-terre est plus faible que le courant de défauttriphasé, le défaut phase-terre peut donner le dimensionnement du TC en fonction dela charge la plus élevée.

Dans les réseaux à neutre isolé ou à forte impédance avec mise à la terre le défaut dephase-terre n'est pas celui qui fournira le dimensionnement. Par conséquent, la



résistance d'un fil unique secondaire peut toujours être utilisée dans le calcul dedimensionnement pour ce type de systèmes de puissance.

19.1.5 Exigences générales pour transformateur de courant

Le rapport de transformateur de courant est principalement choisi sur la base desdonnées du système de puissance, par exemple charge maximum et/ou maximum decourant de défaut. Il faut contrôler que le courant vers la protection soit plus élevé quela valeur de fonctionnement minimum pour tous les défauts qui devront être détectésà l'aide du rapport de TC. Il faut également contrôler que le courant de défautmaximum soit compatible avec les limites du DEI;

L'erreur de courant du transformateur de courant peut limiter la possibilité d'utiliser unréglage très sensible ainsi qu'une protection à maximum de courant résiduel sensible.Si un réglage très sensible de cette fonction est utilisé, il est recommandé que letransformateur de courant soit classé, en terme de précision, parmi ceux présentant untaux d'erreur pour le courant primaire nominal inférieur à ±1% (par exemple, 5P). Sides transformateurs de courant avec moins de précision sont utilisés, il estrecommandé de vérifier le courant résiduel non désiré au cours de la mise en service.

19.1.6 Exigences pour la force électromotrice secondaireéquivalente nominale

Concernant la saturation du transformateur de courant, tous les transformateurs decourant à forte et à faible rémanence qui remplissent les conditions d'équivalentnominal limitant la "fem" secondaire Eal ci-dessous peuvent être utilisés. Lacaractéristique du type de TC sans rémanence (TPZ) n'est pas bien définie en ce quiconcerne l'erreur de déphasage. Si aucune recommandation explicite n'est fourniepour une fonction particulière, nous recommandons donc de contacter ABB afin deconfirmer que le modèle de TC sans rémanence peut être utilisé.

Les exigences de TC pour les différentes fonctions ci-dessous sont spécifiées en tantqu'équivalent nominal limitant la "fem" secondaire Eal conformément à la norme CEI61869-2 Les exigences de TC spécifiées par rapport à d'autres classifications etnormes sont présentées à la fin de cette section.

19.1.6.1 Protection de jeu de barres

Les TC peuvent être de type à haute ou à faible rémanence et ils peuvent être utilisésensemble dans la même zone de protection. Chaque TC doit avoir une forceélectromotrice secondaire limite équivalente assignée Eal supérieure ou égale à laforce électromotrice secondaire limite équivalente assignée requise Ealreq ci-dessous :



Le TC de type à haute rémanence doit satisfaire

sr Ral alreq f max ct L 2

pr r

I SE E 0.5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷

è øEQUATION1534 V2 EN (Équation 90)

Le TC de type à faible rémanence doit satisfaire


pr r

I SE E 0.2 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


où

Ifmax Courant de défaut primaire maximum à la fréquence fondamentale sur le jeu debarres (A)

Ipr Courant nominal TC primaire (A)

Isr Courant nominal TC secondaire (A)

Ir Courant nominal du DEI de protection (A)

Rct Résistance secondaire du TC (W)

RL Résistance du fil secondaire et de la charge supplémentaire (W). La résistance dela boucle contenant les fils de phase et neutre doit être utilisée pour les défautsdans les réseaux à neutre directement à la terre. La résistance d'un fil secondairedoit être utilisée pour les défauts dans les réseaux à neutre mis à la terre à hauteimpédance.

SR Charge d'un canal d'entrée de courant du DEI (VA). SR=0.020 VA/canal pour Ir=1A et SR=0.150 VA/canal pour Ir=5 A.

TC de type sans rémanenceLes TC de type sans rémanence (par exemple, TPZ) peuvent être utilisés, mais dansce cas, les TC dans la zone différentielle doivent être de type sans rémanence. Ilsdoivent satisfaire aux mêmes exigences que les TC de type à faible rémanence et avoirune force électromotrice secondaire équivalente assignée Eal supérieure ou égale à laforce électromotrice secondaire requise Ealreq ci-dessous :


pr r

I SE E 0.2 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷




19.1.6.2 Protection contre les défaillances de disjoncteur

Les TC doivent avoir une force électromotrice secondaire limite équivalente assignéeEal supérieure ou égale à la force électromotrice secondaire limite équivalenteassignée requise Ealreq ci-dessous :

sr Ral alreq op ct L 2

pr r

I SE E 5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


où :

Iop Valeur de fonctionnement primaire (A)





RL Résistance du câble secondaire et de la charge supplémentaire (W). La résistance de la bouclecontenant les fils de phase et neutre doit être utilisée pour les défauts dans les réseaux à neutredirectement à la terre. La résistance d'un fil secondaire doit être utilisée pour les défauts dans lesréseaux à neutre mis à la terre à haute impédance.

SR Charge d'un canal d'entrée de courant du DEI (VA). SR=0.020 VA/canal pour Ir=1 A et SR=0.150VA/canal pour Ir=5 A

19.1.6.3 Protection non directionnelle instantanée et à retard indépendant àmaximum de courant phase et résiduel

Les TC doivent avoir une force électromotrice secondaire limite équivalente assignéeEal supérieure ou égale à la force électromotrice secondaire limite équivalenteassignée requise Ealreq ci-dessous :




pr r

I SE E 1,5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


où :

Iop Valeur de fonctionnement primaire (A)





RL Résistance du câble secondaire et de la charge supplémentaire (W). La résistance de la bouclecontenant les fils de phase et neutre doit être utilisée pour les défauts dans les réseaux à neutredirectement à la terre. La résistance d'un fil secondaire doit être utilisée pour les défauts dans lesréseaux à neutre mis à la terre à haute impédance.

SR Charge d'un canal d'entrée de courant du DEI (VA). SR=0.020 VA/canal pour Ir=1 A et SR=0.150VA/canal pour Ir=5 A

19.1.6.4 Protection non directionnelle à maximum de courant phase et résiduelà temps inverse

La condition requise liée à l'équation 95 et à l'équation 96 n'est pas à satisfaire en casd'utilisation du seuil haut instantané ou à retard indépendant. Dans ce cas,l'équation 94 est la seule condition requise nécessaire.

Si la fonction à temps inverse est la seule fonction de protection à maximum decourant utilisée, les TC doivent avoir une force électromotrice secondaire limiteéquivalente assignée Eal supérieure ou égale à la force électromotrice secondairelimite équivalente assignée requise Ealreq ci-dessous :


pr r

I SE E 20 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


où

Iop Courant primaire de la fonction à temps inverse (A)








RL Résistance du câble secondaire et de la charge supplémentaire (W). La résistancede la boucle contenant les fils de phase et neutre doit être utilisée pour les défautsdans les réseaux à neutre directement à la terre. La résistance d'un fil secondairedoit être utilisée pour les défauts dans les réseaux à neutre mis à la terre à hauteimpédance.

SR Charge d'un canal d'entrée de courant du DEI (VA). SR=0.020 VA/canal pour Ir=1A et SR=0.150 VA/canal pour Ir=5 A

Indépendamment de la valeur de Iop, la valeur maximum requise Eal est indiquéeconformément à l'équation suivante :

sr Ral alreq max k max ct L 2

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


où

Ikmax Courant primaire maximum à la fréquence fondamentale pour les défauts proches(A)

19.1.7 Exigences pour les transformateurs de courant selond'autres normes

Il est possible d'utiliser toutes sortes de TC à noyau magnétique conventionnels avecles DEI, s'ils répondent aux exigences correspondant à la spécification ci-dessus,exprimée en équivalent nominal limitant la "fem" secondaire. Eal conformément à lanorme CEI 61869-2 Il est possible de calculer approximativement une "fem"secondaire de TC comparable avec E à partir de plusieurs normes et de donnéesdisponibles pour des applications de relais.al. En comparant ceci avec l'équivalentnominal exigé limitant la "fem" secondaire Ealreq il est possible de juger si le TCremplit les conditions demandées. Les exigences requises par quelques autres normessont spécifiées ci-dessous.

19.1.7.1 Transformateurs de courant conformes à CEI 61869-2, classe P, PR

Un TC conforme à la norme CEI 61869-2 est spécifié par la force électromotricesecondaire limite Ealf. La valeur de Ealf est approximativement égale à la valeur Ealcorrespondante. Par conséquent, les TC classés P et PR doivent avoir une forceélectromotrice secondaire limite Ealf répondant aux conditions suivantes :

2max alreqE max E>EQUATION1383 V3 EN (Équation 97)



19.1.7.2 Transformateurs de courant conformes à la norme CEI 61869-2, classePX, PXR (et à l'ancienne norme CEI 60044-6, classe TPS ainsi qu'àl'ancienne norme britannique, classe X)

Les TC conformes à ces classes sont spécifiés de façon quasi identique par la forceélectromotrice de coude assignée Eknee (Ek pour les classes PX et PXR, EkneeBS pourla classe X et la tension secondaire limite Ual pour TPS). La valeur de Eknee estinférieure à la valeur Eal correspondante selon la norme CEI 61869-2 Il n'est paspossible d'indiquer une relation générale entre Eknee et Eal mais normalement Ekneereprésente environ 80 % de Eal. Les TC conformes aux classes PX, PXR, X et TPSdoivent donc avoir une force électromotrice de coude assignée Eknee répondant auxconditions suivantes :

( )knee k kneeBS al alreqE E E U 0.8 maximum of E» » » > ×


19.1.7.3 Transformateurs de courant conformes à la norme ANSI/IEEE

Les transformateurs de courant conformes à la norme ANSI/IEEE sont en partiespécifiés de différentes manières. Une tension de borne secondaire nominale UANSIest spécifiée pour un TC de la classe C. UANSI est la tension de borne secondaire quiest livrée par le TC à une charge standard de 20 fois le courant secondaire nominal sansdépasser un rapport de correction de 10%. Il existe un certain nombre de valeurs UANSIstandardisées ; par exemple, UANSI est 400 V pour un TC C400. Une forceélectromotrice secondaire limite équivalente assignée correspondante EalANSI peutêtre estimée de la façon suivante :

alANSI sr ct ANSI sr ct sr bANSIE 20 I R U 20 I R 20 I Z= × × + = × × + × ×


où :

ZbANSI L'impédance (c.à.d. avec une quantité complexe) de la charge standard ANSI spécifiquementpour la classe C (W)

UANSI La tension de borne secondaire pour la classe C spécifique (V)

Les TC, selon la classe C, doivent avoir une force électromotrice secondaire limiteéquivalente assignée calculée EalANSI répondant aux conditions suivantes :

alANSI alreqE maximum of E>


Un TC conforme aux normes ANSI/IEEE est également spécifié à l'aide de la tensiondu point de flexion (coude) UkneeANSI qui est défini graphiquement comme une courbe



d'excitation. La tension de coude UkneeANSI a normalement une valeur plus faible quela "fem" de coude selon les normes CEI et BS (British Standard). UkneeANSI peut êtreestimé à environ 75 % de la valeur Eal correspondante selon la norme CEI 61869-2.Par conséquent, les TC conformément aux normes ANSI/IEEE doivent avoir unetension de coude UkneeANSI répondant aux conditions suivantes :

kneeANSI alreqV 0.75 (max imum of E )> ×EQUATION2101 V2 EN (Équation 101)

19.2 Exigences pour transformateur de tension

Les performances d'une fonction de protection dépendent de la qualité du signald'entrée mesuré. Les transitoires provoqués par les transformateurs de tension decapacitif (CVTs) peuvent affecter certaines fonctions de protection.

Les transformateurs de tension capacitifs ou magnétiques peuvent être utilisés.

Il est recommandé que les transformateurs capacitifs (CVTs) soient conformes auxexigences de la norme CEI 61869-5 pour ce qui concerne les phénomènes de ferro-résonance et de transitoires. Les exigences de ferro-résonance des TT Csont spécifiéesdans le chapitre 6.502 de la norme.

Les réponses transitoires pour trois classes de réponses transitoires standarddifférentes , T1, T2 et T3 sont spécifiées dans le chapitre 6.503 de la norme. Les TTC conformes à toutes les classifications peuvent être utilisés.

Le DEI de protection IED a des filtres efficaces pour ces transitoires, permettant unfonctionnement sécurisé et correct avec les TT C.

19.3 Exigences relatives au serveur SNTP

Le serveur SNTP à utiliser doit être connecté au réseau local, c'est-à-dire à pas plus de4-5 commutateurs/routeurs deu DEI. Le serveur SNTP doit être dédié à sa tâche, ou dumoins équipé d'un système de fonctionnement en temps réel, c'est-à-dire pas de PCavec logiciel serveur SNTP. Le serveur SNTP doit être stable, c'est-à-dire soitsynchronisé à partir d'une source stable comme le GPS ou locale, sanssynchronisation. L'utilisation d'un serveur SNTP local sans synchronisation, commeserveur primaire ou secondaire dans une configuration redondante n'est pasrecommandée.



Section 20 Glossaire

AC Courant alternatif

ACC Canal réel

ACT Outil de configuration d'application dans PCM600

Convertisseur A/N Convertisseur analogique-numérique

ADBS Surveillance de l'amplitude de la zone morte

ADM Module de conversion analogique-numérique, avecsynchronisation du temps

AI Analog input (entrée analogique)

ANSI American National Standards Institute, institut denormalisation américain

AR Réenclencheur Automatique

ASCT Transformateur auxiliaire pour la sommation descourants

ASD Adaptive Signal Detection, détection de signaladaptative

ASDU Application service data unit (unité de données deservice de l'application)

AWG American Wire Gauge, norme américaine de calibragedes fils

BBP Protection de jeu de barres

BFOC/2,5 Connecteur à baïonnette pour fibre optique

BFP Protection contre les défaillances de disjoncteur

BI Binary input (entrée binaire)

BIM Module des entrées binaires

BOM Module des sorties binaires

BOS Etat des sorties binaires

BR Relais bistable externe

BS British Standards, normes britanniques

BSR Fonction de transfert de signal binaire, blocs deréception

BST Fonction de transfert des signaux binaires, blocs detransmission

1MRK 505 302-UFR - Section 20Glossaire


C37.94 Protocol IEEE/ANSI utilisé en envoyant des signauxbinaires entre DEI

CAN Controller Area Network. Norme ISO (ISO 11898)pour la communication sérielle

DJ Disjoncteur

CBM Module de carte-mère combiné

CCITT Comité Consultatif International Télégraphique etTéléphonique. Organisme de normalisation parrainépar les Nations Unies et faisant partie de l'UnionInternationale des Télécommunications.

CCM CAN Carrier Module, ou module de porteuse CAN

CCVT Capacitive Coupled Voltage Transformer

Class C Classe de transformateur de courant selon la normeIEEE/ ANSI

CMPPS Méga-impulsions combinées par seconde

CMT Outil de gestion de communication dans PCM600

Cycle FO Cycle de fermeture-ouverture

Méthode codirectionnelle Moyen de transmission G.703 sur une ligne équilibrée.Implique deux paires torsadées permettant detransmettre des informations dans les deux directions

COM Commande

COMTRADE Format standard conforme pour Transient DataExchange du perturbographe selon la norme IEEE/ANSI C37.111, 1999 / IEC60255-24

Méthodecontradirectionnelle

Moyen de transmission G.703 sur une ligne équilibrée.Implique quatre paires torsadées, deux paires étantutilisées pour transmettre des informations dans lesdeux directions et les deux autres pour transmettre dessignaux d'horloge

COT Cause de transmission

CPU Central processing unit (unité centrale de traitement)

CR Carrier Receive, ou réception de porteuse

CRC Contrôle de redondance cyclique

CROB Bloc de sortie de relais de contrôle

CS Emission HF

TI Transformateur de courant

CU Unité de communication

CVT or CCVT Transformateur de tension capacitif

Section 20 1MRK 505 302-UFR -Glossaire


DAR Réenclenchement automatique temporisé

DARPA Defense Advanced Research Projects Agency(développeur américain du protocole TCP/IP, etc)

DBDL Barres mortes ligne morte

DBLL Barres mortes ligne sous tension

CC Courant continu

DFC Contrôle du flux de données

TFD Transformée de Fourier Discrète

DHCP Protocole de configuration dynamique d'hôte

Commutateur DIP Petit commutateur monté sur une carte à circuitsimprimés

DI Digital input (entrée binaire)

DLLB Ligne morte barres sous tension

DNP Distributed Network Protocol, norme IEEE Std1815-2012

DR Perturbographe

DRAM Dynamic Random Access Memory

DRH Disturbance Report Handler, ou gestionnaire de rapportde perturbations

DSP Processeur de signaux digitaux

DTT Schéma de déclenchement à transfert direct

Réseau THT Réseau à très haute tension

EIA Electronic Industries Association

CEM Compatibilité électromagnétique

FEM Force électromotive

IEM Interférence électromagnétique

EnFP Protection contre les défauts entre le disjoncteur et leTC

EPA Architecture à performances améliorées

ESD Décharge électrostatique

F-SMA Type de connecteur à fibre optique

FAN Fault number (Nombre de défauts)

FCB Bit de contrôle de flux ; Bit de comptage de trame

FOX 20 Système de télécommunication modulaire à 20 canauxpour les signaux vocaux, les signaux de données et deprotection



FOX 512/515 Multiplexeur

FOX 6Plus Multiplexeur compact à temps partagé pour latransmission d'un maximum de sept canaux duplex dedonnées numériques sur fibres optiques

FUN Type de fonction

G.703 Description électrique et fonctionnelle des lignesnumériques utilisées par des entreprises de téléphonielocales. La transmission peut seffectuer sur des ligneséquilibrées ou non.

GCM Module dinterface de communication avec porteuse dumodule de réception GPS

GDE Editeur graphique dans PCM600

GI Commande d'interrogation générale

GIS Poste blindé (isolé à l'hexafluorure de soufre)

GOOSE Generic Object Oriented Substation Event, ouEvénement générique poste orienté par objet

GPS Système de positionnement global

GSAL Application générique de sécurité

GTM Module horaire GPS

Protocole HDLC Commande de liaison de données de haut niveau,protocole basé sur la norme HDLC

Type de connecteurHFBR

Connecteur pour fibre plastique

IHM Interface homme-machine, IHM

HSAR Réenclenchement automatique ultra-rapide

HT Haute tension

CCHT Courant continu haute tension

IDBS Intégration de la surveillance de la zone morte

CEI International Electrical Committee

CEI 60044-6 Norme du CEI, transformateurs de mesure – Partie6 :Prescriptions concernant les transformateurs decourant de protection pour la réponse en régimetransitoire

CEI 60870-5-103 Norme de communication pour les équipements deprotection. Protocole série maître/esclave pour lacommunication point à point

CEI 61850 Norme de communication pour l'automatisation despostes

CEI 61850–8–1 Norme de protocole de communication



IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

IEEE 802.12 Norme technologique de réseau qui fournit 100 Mbits/s sur des paires torsadées ou des câbles à fibre optique

IEEE P1386.1 Norme PCI Mezzanine Card (PMC) pour les modules àbus local. Référence à la norme CMC (IEEE P1386,également connue sous la désignation CommonMezzanine Card) pour la mécanique et lesspécifications de PCI du PCI SIG (groupe d'intérêtspécial) pour la force électromotrice électrique.

IEEE 1686 Norme des capacités de cyber-sécurité des DispositifsÉlectroniques Intelligents (DEI)

DEI Intelligent Electronic Device, ou terminal intelligent

I-GIS Poste blindé intelligent (isolé à l'hexafluorure desoufre)

IOM Input/Output Module, ou module des entrées/sortiesbinaires

Instance Lorsque plusieurs occurrences d'une même fonctionsont disponibles dans le DEI, ces occurrencess'appellent des instances de la fonction. Une instanced'une fonction est identique à une autre instance demême nature avec toutefois un numéro différent dansles interfaces d'utilisateur du DEI. Le mot "instance" estparfois défini comme une entité d'informationreprésentative d'un type. De la même manière,l'instance d'une fonction dans le DEI est représentatived'un type de fonction.

IP 1. Internet protocol (protocole internet). Couche réseaudu protocole TCP/IP dont l'utilisation est très largementrépandue sur les réseaux Ethernet. Le protocole Internetest un protocole sans connexion de communication parpaquets via un service sans garantie. Il assure le routagedes paquets, leur fragmentation et leur réassemblage viala couche de liaison de données.2. Classe de protection selon la norme CEI 60529

IP 20 Classe de protection selon la norme CEI 60529, niveau20

IP 40 Classe de protection selon la norme CEI 60529,niveau 40

IP 54 Classe de protection selon la norme CEI 60529, niveau54

DEF. INT. Signal d'erreur interne

IRIG-B: InterRange Instrumentation Group Time code formatB, norme 200



UIT Union Internationale des Télécommunications

LAN Local Area Network, ou réseau local

LIB 520 Module logiciel haute tension

Ecran à cristaux liquides Liquid Crystal Display, ou affichage à cristaux liquides

LDCM Line Differential Communication Module, ou modulede communication pour la protection différentielle deligne

LDD Dispositif de détection local

DEL Diode électroluminescente

LNT Outil LNT

LON Local Operating Network, réseau dexploitation local

MCB Miniature Circuit Breaker, ou mini-disjoncteur

MCM Mezzanine Carrier Module

MIM Module dentrées milliampère

MPM Main Processing Module, ou module de traitementprincipal

MVAL Valeur de mesure

MVB Bus véhicule multifonctions. Bus sériel standardiséconçu à lorigine pour une utilisation dans les trains.

NCC Centre national de conduite

NOF Nombre de défauts réseau

NUM Numerical Module, ou module numérique

Cycle OFO Cycle ouverture-fermeture-ouverture

OCP Protection à maximum de courant

OEM Module optique pour Ethernet

OLTC Régleur en charge

OTEV Enregistrement de données perturbographiques initiépar un événement autre que le démarrage

OV Surtension

Portée allongée Terme utilisé pour décrire le comportement du relaispendant un défaut. Par exemple, un relais de protectionde distance fonctionne en dépassement de zone lorsquel'impédance qui lui est présentée est inférieure àl'impédance correspondant à un défaut en limite de zoneaffichée, c'est-à-dire la portée définie. Le relais "voit" ledéfaut alors qu'il n'aurait peut-être pas dû le voir.

PCI Peripheral Component Interconnect, un bus de donnéeslocal



MIC Modulation par impulsions codées

PCM600 Gestionnaire de terminal de protection et de contrôle

PC-MIP Mezzanine Card Standard

PMC PCI Mezzanine Card

POR Déclenchement conditionnel avec dépassement

POTT Déclenchement conditionnel avec dépassement

Bus de processus Bus ou réseau local utilisé au niveau des processus,c'est-à-dire à proximité des composants mesurés et/oucontrôlés

PSM Module d'alimentation électrique

PST Outil de configuration des paramètres dans PCM600

Rapport de TP Rapport de transformateur de potentiel outransformateur de tension

PUTT Accélération de stade (PUTT)

RASC Relais de contrôle du synchronisme, COMBIFLEX

RCA Angle caractéristique relais

RISC Ordinateur à jeu d'instructions réduit

Valeur efficace Valeur efficace

RS422 Interface série équilibrée pour la transmission dedonnées numériques dans les connexions point-à-point

RS485 Liaison série conforme à la norme EIA RS485

RTC Horloge en temps réel

RTU Unité terminal pour commande à distance

SA Automatisation du poste électrique

SBO Sélectionner avant commande

Sc Commutateur ou touche d'enclenchement

SCL Emplacement de court-circuit

SCS Système de contrôle-commande du poste

SCADA Supervision, control and data acquisition (supervision,contrôle et acquisition de données)

SCT Outil de configuration système selon la norme CEI61850

SDU Unité de données de service

SLM Module de communication série.

Connecteur SMA Version A de connecteur subminiature, connecteur àvisser avec une impédance constante.



SMT Diagramme matriciel des signaux dans PCM600

SMS Système de surveillance du poste

SNTP Simple Network Time Protocol – protocole utilisé poursynchroniser les horloges dordinateurs dun réseaulocal. Avec ce protocole, il nest pas nécessaire davoirdes horloges précises implantées dans chaque systèmeintégré au réseau. Chaque noeud intégré peut êtresynchronisé à l'aide d'une horloge à distance qui assurela précision requise.

SOF État de défaut

SPA Strömberg Protection Acquisition, protocole sériemaître/esclave pour les communications point-à-point

SRY Interrupteur pour la condition disjoncteur disponible

ST Interrupteur ou touche de déclenchement

Point neutre Point neutre du transformateur ou de l'alternateur

SVC Compensation statique VAr

REGLEUR Régleur

TCS Surveillance du circuit de déclenchement

TCP Transmission Control Protocol. Le protocole de couchetransport le plus répandu sur les réseaux Ethernet et surInternet.

TCP/IP Transmission Control Protocol over Internet Protocol.Norme de facto sur les protocoles Ethernet, incorporéedans 4.2BSD Unix. Le protocole TCP/IP a été mis aupoint par DARPA pour le fonctionnement Internet etenglobe à la fois les protocoles de la couche réseau et dela couche transport. Alors que TCP et IP désignent deuxprotocoles sur des couches de protocole particulières,TCP/IP désigne souvent toute la suite de protocoles duMinistère américain de la défense basée sur cesprotocoles et incluant Telnet, FTP, UDP et RDP.

TEF Fonction de protection temporisée contre les défauts àla terre

TM Transmission (données de perturbations)

Connecteur TNC Threaded Neill Concelman, version filetée à impédanceconstante du connecteur BNC

TP Déclenchement (défaut enregistré)

TPZ, TPY, TPX, TPS Classe de transformateur de courant selon la norme CEI

TRM Module transformateur. Ce module transforme lescourants et tensions issus du processus en niveauxadaptés à la suite du traitement des signaux.



TYP Identification du type

UMT Outil de gestion des utilisateurs

Portée réduite Terme utilisé pour décrire le comportement du relaispendant un défaut. Par exemple, un relais de protectionde distance fonctionne en zone réduite lorsquel'impédance qui lui est présentée est supérieure àl'impédance correspondant à un défaut en limite de zoneaffichée, c'est-à-dire la portée définie. Le relais ne"voit" pas le défaut alors qu'il aurait peut-être dû le voir.Voir aussi Dépassement de zone.

UTC Temps universel coordonné. Echelle de tempscoordonnée administrée par le Bureau International desPoids et Mesures (BIPM), qui constitue la base de ladiffusion coordonnée des fréquences étalons et dessignaux horaires. Le temps universel coordonné estdéduit du temps atomique international (TAI) enadditionnant un nombre entier de "secondairesintercalaires" afin de le synchroniser avec le tempsuniversel 1 (UT1), ceci permettant de prendre encompte l'excentricité de l'orbite terrestre, del'inclinaison de son axe de rotation (23,5 degrés), maisillustrant toujours la rotation irrégulière de la Terre, surlaquelle le temps UT1 est basé. Le temps universelcoordonné s'exprime dans un format d'horloge de 24heures et utilise le calendrier grégorien. Il est utilisépour la navigation aérienne et maritime, domaines danslesquels il est parfois désigné par son appellationmilitaire "temps Zoulou". "Zoulou" correspond au "Z"dans l'alphabet phonétique qui équivaut au zéro delongitude.

UV Minimum de tension

WEI Faible report de charge

TP Transformateur de potentiel (ou tension)

X.21 Interface de signalisation numérique surtout utiliséepour le matériel de télécommunication

3IO Trois fois le courant homopolaire.Souvent appelécourant résiduel ou courant de défaut à la terre

3UO Trois fois la tension homopolaire, Souvent appeléetension résiduelle ou tension du point neutre



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