Protection différentielle 3 7UT612 4 A · C53000–G1177–C148–1 SIPROTEC Protection différentielle 7UT612 V4.0 Manuel Préface i Table des matières v Introduction 1 Fonctions

C53000–G1177–C148–1

SIPROTEC

Protection différentielle7UT612V4.0

Manuel

Préface i

Table des matières v

Introduction 1Fonctions 2Montage et mise en service 3Spécifications techniques 4Annexe AIndex

Déclaration de responsabilitéNous avons vérifié la conformité du texte de ce manuel avec le matériel et le logiciel décrits. Les oublis et diver-gences ne peuvent être exclus ; nous n’assumons au-cune responsabilité en cas d’absence de conformité to-tale. L’information contenue dans ce manuel est périodique-ment vérifiée et les corrections nécessaires seront inclus-es dans les futures éditions. Toute suggestion ou amélio-ration est la bienvenue. Sous réserve de modifications techniques, même sans avis préalable. 4.00.04

Copyright Copyright © Siemens AG 2002. Tous droits réservés. Toute diffusion ou reproduction de ce document, toute exploitation ou divul-gation de son contenu sont interdites sauf autorisation explicite. Tout man-quement à cette règle expose son auteur au versement de dommages et intérêts. Tous nos droits sont réservés, notamment pour le cas de la délivrance d’un brevet ou celui de l’enregistrement d’un modèle d’utilité publique.Marques déposées SIPROTEC, SINAUT, SICAM et DIGSI sont des marques déposées de SI-EMENS AG. Les autres désignations utilisées dans ce manuel peuvent être des marques déposées qui, si utilisées par des tiers à leurs fins person-nelles, sont susceptibles de violer les droits de leurs propriétaires.

Siemens Aktiengesellschaft N° C53000–G1177–C148–1

Préface

But de ce manuel Ce manuel décrit les applications, les fonctions ainsi que les instructions utiles à l’in-stallation et à la mise en service de l’appareil. On y trouvera, en particulier, les élé-ments suivants :

• Description des fonctions de l’appareil et des possibilités de réglage → Chapitre 2 ;

• Instructions de montage et de mise en service → Chapitre 3 ;

• Compilation de spécifications techniques → Chapitre 4 ;

• Un résumé des données les plus importantes à destination des utilisateurs expéri-mentés → Annexe.

On trouvera des informations générales sur l’utilisation et la mise en projet d’appareils SIPROTEC® 4 dans le manuel système SIPROTEC® 4 (n° de commande E50417–H1100–C151).

Public visé Ingénieurs de protection, personnel de mise en service, personnel responsable du calcul des réglages, personnel de contrôle et d’entretien du matériel de protection, personnel de contrôle des automatismes et du contrôle des installations, personnel de postes et de centrales électriques.

Applicabilité du manuel

Ce manuel s’applique aux appareils de protection différentielle SIPROTEC® 7UT612. Version 4.0.

Autres normes ANSI C37.90.*

Support complé-mentaire

Pour toute question concernant l’appareil SIPROTEC® 4, veuillez contacter votre représentant Siemens local.

Déclaration de conformité

Ce produit est conforme aux dispositions de la Directive du Conseil des Communau-tés européennes sur l’alignement des lois des États membres concernant la compat-ibilité électromagnétique (directive CEM 89/336/CEE) et relative au matériel élec-trique utilisé dans certaines limites de tension (Directive de basse tension 73/23/CEE).

Cette conformité est prouvée par des tests conduits par Siemens AG conformément à l’article 10 de la Directive du Conseil en accord avec les standards génériques EN 50081 et EN 50082 pour la directive CEM, et avec le standard EN 60255–6 pour la directive de basse tension.

Ce produit est conçu et fabriqué pour être utilisé dans un environnement industriel conformément à la norme CEM.

Ce produit est conforme aux normes internationales de la série IEC 60255 et aux normes allemandes DIN 57435/Partie 303 (correspond à VDE 0435/Partie 303).

iManuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Préface

Formations Les sessions de formation proposées figurent dans notre catalogue de formations. Toute question relative à ces offres de formation peut être adressée à notre centre de formation de Nuremberg.

Consignes et aver-tissements

Les consignes et avertissements suivants seront utilisés dans ce manuel pour votre sécurité et pour garantir la durée de vie de l’appareil.

Les signalisations et les définitions standard suivantes seront utilisées :

DANGER signifie que des situations dangereuses entraînant la mort, des blessures corporelles graves ou des dégâts matériels considérables surviendront si les consignes de sécu-rité ne sont pas respectées.

Avertissement signifie que des situations dangereuses entraînant la mort, des blessures corporelles graves ou des dégâts matériels considérables peuvent survenir si les consignes de sécurité ne sont pas respectées.

Prudence signifie que des blessures légères ou des dégâts matériels ne peuvent être écartés si les consignes de sécurité correspondantes sont négligées. Ceci s’applique particu-lièrement aux dégâts au niveau de l’appareil et aux dégâts qui pourraient en découler.

Remarque indique une information importante concernant le produit ou une partie du manuel qui mérite une attention particulière.

PERSONNEL QUALIFIÉ

En référence aux consignes de sécurité reprises dans ce manuel et figurant sur le pro-duit lui-même, on entend par personnel qualifié toute personne qui est compétente pour installer, monter, mettre en service et opérer ce type d’appareil et qui possède les qualifications appropriées suivantes :

• Formations et instructions (ou autres qualifications) relatives aux procédures de la coupure, de mise à la terre et d’identification des appareils et des systèmes.

Avertissement ! Pendant le fonctionnement de l’installation électrique, certaines parties des appareils sont placés sous haute tension. Pour cette raison, un comportement inadéquat pour-rait entraîner des blessures corporelles graves ou des dégats matériels considérables.

Seul le personnel qualifié est habilité à travailler sur l’installation ou dans les environs des appareils. Ces spécialistes doivent être familiarisés avec toutes les consignes et procédures opératoires décrites dans ce manuel aussi bien qu’avec les consignes de sécurité.

Les conditions préalables à l’utilisation correcte et sécurisée de l’appareil incluent : un transport adéquat, un entreposage adéquat ainsi qu’un montage, une utilisation et un entretien adaptés au produit et respectant les avertissements et remarques de ce manuel.

En particulier, les consignes et règlements généraux de sécurité relatifs au travail avec du matériel haute tension (p. ex. DIN, VDE, EN, IEC ou d’autres règlements na-tionaux ou internationaux) doivent être respectées. Leur non-respect peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dégâts matériels considérables.

ii Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Préface

• Formations ou instructions conformes aux normes de sécurité relative à la manip-ulation et à l’utilisation d’équipemets de sécurité appropriés

• Formation aux secours d’urgence.

Conventions ty-pographiques et graphiques

Les polices suivantes sont utilisées pour identifier les concepts porteurs d’informa-tions relatives à l’appareil :

Noms de paramètres, ou identificateurs des paramètres de configuration et des paramètres fonctionnels visualisables sur l’écran de l’appareil ou sur l’écran du PC (avec DIGSI® 4) sont indiqués en texte gras normal (caractères de même largeur). Cette convention s’applique également aux en-têtes (titres) des menus de sélection.

États de paramètres, ou réglages possibles de paramètres visualisables sur l’écran de l’appareil ou sur l’écran du PC (avec DIGSI® 4) sont indiqués en italique. Cette convention s’applique également aux options des menus de sélection.

Les „signalisations“ ou identificateurs d’informations produites par l’appareil ou requises par d’autres appareils ou organes de manoeuvre sont indiquées par du texte normal (caractères de même largeur) placé entre guillements.

Pour les diagrammes dans lesquels la nature de l’information apparaît clairement, les conventions de texte peuvent différer des conventions mentionnées ci-dessus.

Les symboles suivants sont utilisés dans les diagrammes :

Les symboles graphiques sont également largement utilisés conformément aux normes IEC 60617–12 et IEC 60617–13 ou aux normes dérivées. Les symboles util-isés le plus fréquemment sont les suivants :

et les deux états possibles En et Hors

UL1–L2

Défaut de terre Signal d’entrée logique interne à l’appareil

Défaut de terre Signal de sortie logique interne à l’appareil

Signal interne entrant d’une grandeur analogique

>Libération Signal d’entrée binaire externe avec numéro de fonction F No.

Décl. App. Signal de sortie externe binaire avec numéro de fonction F No.

En

Hors

1234 FONCTION

Adresse du paramètreNom du paramètre

Etats de paramètre

Exemple d’un paramètre commutable FONCTION avec l’adresse 1234

(entrée binaire, signalisation d’entrée)

(signalisation sortant de l’appareil)

FNo.

FNr

Grandeur d’entrée analogique

≥1 Combinaison logique de grandeurs d’entrée de type OU

iiiManuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

Préface

& Combinaison logique de grandeurs d’entrée de type ET

Inversion du signal

=1 OU exclusif (disjonction) : sortie active lorsqu’une seule des entrées est active

= Coïncidence : sortie active lorsque les deux entrées sont simultanément actives ou inactives

≥1 Signaux d’entrée dynamiques (activation par transition) supérieur avec flanc positif, inférieur avec flanc négatif

Formation d’un signal de sortie analogiqueà partir de plusieurs signaux d’entrée analogiques

Iph>

2610 Iph>>

Niveau de seuil avec adresse et nom de paramètre

0T

2611 T Iph>>

Relais temporisé (temporisation à l’enclenchement T, réglable) avec adresse et nom de paramètre

0 TRelais temporisé (temporisation à la retombée T, non réglable)

T Relais à impulsion de temps T activé par passage de flanc

S

R

Q Bistable (RS–Flipflop) avec entrée d’activation ou set (S), Entrée de reset (R), sortie (Q) et sortie inversée (Q)Q

iv Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Table des matières

Préface................................................................................................................................................... i

Table des matières .............................................................................................................................. v

1 Introduction.......................................................................................................................................... 1

1.1 Généralités ............................................................................................................................. 2

1.2 Domaines d’application .......................................................................................................... 5

1.3 Caractéristiques ..................................................................................................................... 7

2 Fonctions............................................................................................................................................ 13

2.1 Généralités ........................................................................................................................... 142.1.1 Configuration des fonctions.................................................................................................. 142.1.2 Données générales de l’installation (Données du poste 1) .................................................. 202.1.2.1 Vue d’ensemble des paramètres.......................................................................................... 292.1.2.2 Liste d’information ................................................................................................................ 312.1.3 Groupes de réglage.............................................................................................................. 322.1.3.1 Vue d’ensemble des paramètres.......................................................................................... 322.1.3.2 Liste d’information ................................................................................................................ 332.1.4 Données de protection générales (données du poste 2)...................................................... 332.1.4.1 Liste d’information ................................................................................................................ 33

2.2 Protection différentielle ......................................................................................................... 352.2.1 Description fonctionnelle de la protection différentielle ........................................................ 352.2.2 Protection différentielle pour transformateurs....................................................................... 452.2.3 Protection différentielle pour générateurs, moteurs et réactances

additionnelles ....................................................................................................................... 512.2.4 Protection différentielle pour bobines d’inductance.............................................................. 522.2.5 Protection différentielle pour mini-jeux de barres et lignes courtes ...................................... 542.2.6 Protection différentielle monophasée pour jeux de barres ................................................... 552.2.7 Réglage des paramètres ...................................................................................................... 602.2.8 Vue d’ensemble des paramètres.......................................................................................... 652.2.9 Liste d’information ................................................................................................................ 67

vManuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

Table des matières

2.3 Protection différentielle de terre............................................................................................ 692.3.1 Description de la fonction ..................................................................................................... 712.3.2 Réglage des paramètres ...................................................................................................... 772.3.3 Vue d’ensemble des paramètres.......................................................................................... 782.3.4 Liste d’information................................................................................................................. 78

2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires............................................ 792.4.1 Description de la fonction ..................................................................................................... 792.4.1.1 Protection à maximum de courant à temps constant (UMZ) ................................................ 792.4.1.2 Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ) ............................................. 822.4.1.3 Enclenchement manuel ........................................................................................................ 862.4.1.4 Commutation dynamique de valeurs de seuil....................................................................... 862.4.1.5 Stabilisation à l’enclenchement ............................................................................................ 872.4.1.6 Protection jeux de barres accélérée par verrouillage arrière ................................................ 882.4.2 Réglage des paramètres ...................................................................................................... 892.4.2.1 Seuils de courant de phase .................................................................................................. 902.4.2.2 Seuils de courant homopolaire ............................................................................................. 972.4.3 Listes des paramètres ........................................................................................................ 1002.4.4 Liste d’information............................................................................................................... 103

2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre) ..................................... 1062.5.1 Description de la fonction ................................................................................................... 1072.5.1.1 Protection à maximum de courant à temps constant (UMZ) .............................................. 1072.5.1.2 Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ) ........................................... 1092.5.1.3 Enclenchement manuel ...................................................................................................... 1112.5.1.4 Commutation dynamique de valeurs de seuil..................................................................... 1112.5.1.5 Stabilisation à l’enclenchement .......................................................................................... 1122.5.2 Réglage des paramètres .................................................................................................... 1122.5.3 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1162.5.4 Liste d’information............................................................................................................... 117

2.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant .... 1192.6.1 Description de la fonction ................................................................................................... 1192.6.2 Réglage des paramètres .................................................................................................... 1222.6.3 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1222.6.4 Liste d’information............................................................................................................... 123

2.7 Protection à maximum de courant monophasée ................................................................ 1242.7.1 Description de la fonction ................................................................................................... 1242.7.2 Protection différentielle à haute impédance........................................................................ 1272.7.3 Protection de cuve.............................................................................................................. 1292.7.4 Réglage des paramètres .................................................................................................... 1302.7.5 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1342.7.6 Liste d’information............................................................................................................... 135

vi Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Table des matières

2.8 Protection contre les déséquilibres..................................................................................... 1362.8.1 Description de la fonction ................................................................................................... 1362.8.1.1 Caractéristique à temps constant (UMZ)............................................................................ 1372.8.1.2 Caractéristique à temps dépendant (AMZ)......................................................................... 1372.8.2 Réglage des paramètres de la fonction.............................................................................. 1392.8.3 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1422.8.4 Liste d’information .............................................................................................................. 143

2.9 Protection de surcharge thermique .................................................................................... 1442.9.1 Protection de surcharge avec image thermique................................................................. 1442.9.2 Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif .................................... 1472.9.3 Réglage des paramètres de la fonction.............................................................................. 1502.9.4 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1552.9.5 Liste d’information .............................................................................................................. 156

2.10 Thermobox pour protection de surcharge .......................................................................... 1572.10.1 Description de la fonction ................................................................................................... 1572.10.2 Réglage des paramètres de la fonction.............................................................................. 1572.10.3 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1592.10.4 Liste d’information .............................................................................................................. 163

2.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur ............................................................... 1652.11.1 Description de la fonction ................................................................................................... 1652.11.2 Réglage des paramètres de la fonction.............................................................................. 1682.11.3 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1692.11.4 Liste d’information .............................................................................................................. 169

2.12 Associations externes......................................................................................................... 1702.12.1 Description de la fonction ................................................................................................... 1702.12.2 Réglage des paramètres .................................................................................................... 1712.12.3 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1712.12.4 Liste d’information .............................................................................................................. 172

2.13 Fonctions de surveillance................................................................................................... 1732.13.1 Description des fonctions ................................................................................................... 1732.13.1.1 Surveillances du matériel ................................................................................................... 1732.13.1.2 Surveillances du logiciel ..................................................................................................... 1742.13.1.3 Surveillances des grandeurs de mesure ............................................................................ 1742.13.1.4 Surveillance du circuit de déclenchement .......................................................................... 1762.13.1.5 Types de réaction en cas de défaillances .......................................................................... 1792.13.1.6 Signalisations groupées ..................................................................................................... 1802.13.1.7 Erreurs de paramétrage ..................................................................................................... 1812.13.2 Réglage des paramètres des fonctions.............................................................................. 1812.13.3 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1822.13.4 Liste d’information .............................................................................................................. 182

viiManuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

Table des matières

2.14 Gestion des fonctions ......................................................................................................... 1842.14.1 Logique de démarrage général de l’appareil ...................................................................... 1842.14.2 Logique de déclenchement général de l’appareil ............................................................... 1852.14.3 Réglage des paramètres .................................................................................................... 1862.14.4 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 1872.14.5 Liste d’information............................................................................................................... 187

2.15 Fonctions complémentaires................................................................................................ 1892.15.1 Traitement des signalisations ............................................................................................. 1892.15.1.1 Généralités ......................................................................................................................... 1892.15.1.2 Signalisations d’exploitation................................................................................................ 1912.15.1.3 Signalisations de défauts.................................................................................................... 1912.15.1.4 Signalisations spontanées.................................................................................................. 1922.15.1.5 Demande de rafraîchissement générale............................................................................. 1922.15.1.6 Statistique de déclenchement............................................................................................. 1932.15.2 Mesures d’exploitation ........................................................................................................ 1932.15.3 Perturbographie.................................................................................................................. 1982.15.4 Réglage des paramètres des fonctions .............................................................................. 1992.15.5 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 2002.15.6 Liste d’information............................................................................................................... 200

2.16 Gestion des commandes.................................................................................................... 2042.16.1 Types de commandes ........................................................................................................ 2042.16.2 Séquence de commande.................................................................................................... 2052.16.3 Protection contre les fausses manœuvres ......................................................................... 2062.16.3.1 Commande verrouillée/déverrouillée .................................................................................. 2072.16.4 Enregistrement/acquittement de commande...................................................................... 2102.16.5 Liste d’information............................................................................................................... 211

3 Montage et mise en service ............................................................................................................ 213

3.1 Montage et connexion ........................................................................................................ 2143.1.1 Montage.............................................................................................................................. 2143.1.2 Variantes de connexion ...................................................................................................... 2173.1.3 Adaptation du matériel........................................................................................................ 2213.1.3.1 Généralités ......................................................................................................................... 2213.1.3.2 Démontage de l’appareil..................................................................................................... 2233.1.3.3 Cavaliers sur circuits imprimés ........................................................................................... 2253.1.3.4 Modules d’interface............................................................................................................. 2293.1.3.5 Assemblage de l’appareil.................................................................................................... 233

3.2 Contrôle des connexions .................................................................................................... 2343.2.1 Contrôle des connexions des interfaces série .................................................................... 2343.2.2 Contrôle des connexions à l’installation.............................................................................. 237

viii Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Table des matières

3.3 Mise en service................................................................................................................... 2393.3.1 Mode de test et activation/désactivation du blocage de transmission................................ 2403.3.2 Test de l’interface système................................................................................................. 2403.3.3 Vérifier les états des entrées/sorties binaires..................................................................... 2423.3.4 Vérification de la consistance des réglages ....................................................................... 2443.3.5 Tests pour la protection contre les défaillances du disjoncteur .......................................... 2453.3.6 Test de courant symétrique sur l’équipement à protéger ................................................... 2483.3.7 Test de courant de neutre au niveau de l’équipement à protéger ...................................... 2553.3.8 Tests de la protection de jeux de barres ............................................................................ 2603.3.9 Test de l’entrée de mesure I8 ............................................................................................. 2623.3.10 Fonctions à définir par l’utilisateur ...................................................................................... 2623.3.11 Test de la stabilité et établissement d’un enregistrement oscillographique........................ 263

3.4 Préparation finale de l’appareil ........................................................................................... 265

4 Spécifications techniques .............................................................................................................. 267

4.1 Données générales de l’appareil ........................................................................................ 2684.1.1 Entrées analogiques........................................................................................................... 2684.1.2 Tension auxiliaire................................................................................................................ 2684.1.3 Entrées et sorties binaires .................................................................................................. 2694.1.4 Interfaces de communication.............................................................................................. 2704.1.5 Essais électriques............................................................................................................... 2744.1.6 Essais de sollicitation mécanique....................................................................................... 2764.1.7 Essais de sollicitation climatique ........................................................................................ 2764.1.8 Conditions d’exploitation..................................................................................................... 2774.1.9 Exécutions.......................................................................................................................... 277

4.2 Protection différentielle ....................................................................................................... 2794.2.1 Généralités ......................................................................................................................... 2794.2.2 Transformateurs ................................................................................................................. 2804.2.3 Générateurs, moteurs, bobines.......................................................................................... 2824.2.4 Jeux de barres, noeuds, lignes courtes.............................................................................. 283

4.3 Protection différentielle pour défauts de terre..................................................................... 284

4.4 Protection à maximum de courant pour courants de phase et homopolaires ...................................................................................................................... 285

4.5 Protection à maximum de courant de terre (courant de point neutre) ................................ 292

4.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant .... 293

4.7 Protection à maximum de courant monophasé.................................................................. 294

4.8 Protection contre les déséquilibres..................................................................................... 295

4.9 Protection de surcharge thermique .................................................................................... 2964.9.1 Protection de surcharge avec image thermique................................................................. 2964.9.2 Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif .................................... 298

ixManuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

Table des matières

4.10 Thermobox pour protection de surcharge........................................................................... 298

4.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur................................................................ 299

4.12 Associations externes......................................................................................................... 299

4.13 Fonctions de surveillance ................................................................................................... 300

4.14 Fonctions complémentaires................................................................................................ 301

4.15 Dimensions......................................................................................................................... 303

A Annexe .............................................................................................................................................. 305

A.1 Versions commandables et accessoires ........................................................................... 306A.1.1 Accessoires ........................................................................................................................ 308

A.2 Schémas généraux............................................................................................................. 311A.2.1 Boîtier pour montage encastré et montage en armoire ...................................................... 311A.2.2 Boîtier pour montage en saillie ........................................................................................... 312

A.3 Exemples de raccordement ................................................................................................ 313

A.4 Affectation des fonctions de protection aux équipements à protéger ................................. 324

A.5 Réglages par défaut ........................................................................................................... 325

A.6 Fonctions dépendantes du protocole ................................................................................. 327

A.7 Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 328

A.8 Listes d’information............................................................................................................. 347

A.9 Liste des valeurs de mesure............................................................................................... 364

Index.................................................................................................................................................. 369

x Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Introduction 1L’appareil SIPROTEC® 7UT612 vous est présenté dans ce chapitre, où vous trou-verez une vue d’ensemble des domaines d’application, des caractéristiques et des dif-férentes fonctions de la 7UT612.

1.1 Généralités 2

1.2 Domaines d’application 5

1.3 Caractéristiques 7

1Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

1 Introduction

1.1 Généralités

La protection différentielle numérique SIPROTEC® 7UT612 est équipée d’un micro-processeur performant. Toutes les tâches, de l’acquisition des grandeurs de mesure à l’émission des commandes aux disjoncteurs, sont entièrement traitées de manière numérique. La structure de base de l’appareil est représentée à la figure 1-1.

Entrées analogiques

Les entrées de mesure EM transforment les courants issus des transformateurs de courant et les convertissent conformément au niveau interne de traitement de l’appa-reil. Celui-ci dispose au total de 8 entrées de courant. Trois entrées de courant sont prévues pour l’entrée des courants de phase aux extrémités de la zone à protéger, une quatrième (I7) peut être utilisée pour n’importe quel autre courant, par exemple pour le courant de terre dans le raccordement à la terre du point neutre d’un enroule-ment de transformateur. L’entrée I8 est conçue pour offrir une sensibilité particulière-ment élevée. Ceci permet, p. ex., la détection de faibles courants de cuve pour les

µC

∩

#

Dérangement

Fonctionnement

Relais

(programmable)

LED surpanneaufrontal,(programmable)

Affichage surpanneau avant

Interfaceutilisateur vers le PC

Interfacesystème

Contrôle-commande

IL1S1

IL2S1

IL3S1

I8

IL1S2

IL2S2

IL3S2

I7

7 8 94 5 61 2 3. 0 +/-ESC ENTER

Panneau decom. local

UH

Entrées binaires (program.)

Tension auxiliaire

Synchronisationtemporelle

EM AE AD µC AV

Figure 1-1 Structure matérielle de la protection différentielle numérique 7UT612 — Exemple pour un transformateur à deux enroulements avec les côtés S1 et S2

p. ex.DCF77IRIG B

ALIM

Interfaceservice

PC/Modem/Interface

de sortie

sonde

2 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

1.1 Généralités

transformateurs ou (avec résistance externe en série) la détection d’une tension (p. ex. pour les procédés basés sur les mesures à haute impédance).

Les grandeurs analogiques sont transmises au module d’amplification des entrées AE.

L’amplificateur des entrées AE assure la terminaison à haute impédance des gran-deurs d’entrée et comporte des filtres optimisés pour le traitement des valeurs mesurées au niveau de la bande passante et de la vitesse du traitement.

Le module de conversion analogique-numérique AD est constitué d’un multiplexeur, d’un convertisseur analogique/numérique et d’éléments mémoire pour la transmission des données au microprocesseur.

Microprocesseur Le microprocesseur µC assure, outre le traitement des grandeurs de mesure, les fonc-tions véritables de protection et de commande. Il s’agit en particulier des tâches suiv-antes :

− Filtrage et préparation des grandeurs de mesure,

− Surveillance continue des grandeurs de mesure,

− Surveillance des critères de démarrage pour les différentes fonctions de protection,

− Préparation des grandeurs de mesure : conversion des courants en fonction du schéma de couplage du transformateur à protéger (lors de l’utilisation en tant que protection différentielle d’un transformateur) et adaptation des amplitudes des cou-rants,

− Formation des grandeurs différentielles et de stabilisation,

− Analyse de fréquence des courants de phase et grandeurs de mesure différen-tielles,

− Calcul des valeurs efficaces des courants pour la détection de surcharge et le suivi de la surtempérature de l’équipement à protéger,

− Interrogation des seuils critiques et des temporisations,

− Contrôle de signaux pour les fonctions logiques,

− Décision relative aux commandes de déclenchement,

− Mise en mémoire des signalisations, des données et des valeurs pertur-bographiques pour l’analyse des défauts,

− Gestion du système d’exploitation et des fonctions associées, comme l’enregistre-ment de données, l’horloge en temps réel, la communication, les interfaces, etc.

Les informations sont mises à disposition par l’amplificateur des entrées AE.

Entrées et sorties binaires

Les entrées et les sorties binaires à partir de et vers le calculateur sont gérées via les modules d’entrée/de sortie (entrées et sorties). Le système y reçoit des informations provenant de l’installation (p. ex. acquittement à distance) ou d’autres appareils (p. ex. ordres de blocage). Les sorties servent surtout aux commandes des engins et à trans-mettre à distance les signalisations des événements et états importants.

Eléments frontaux Des diodes lumineuses (LED) et une zone d’affichage (écran LCD), disposés sur le panneau frontal, donnent des informations sur le fonctionnement de l’appareil et sig-nalent des événements, des positions et des valeurs de mesure.

Conjointement avec l’écran LCD, des touches numériques et de contrôle intégrées permettent la communication locale avec l’appareil. Toutes les informations de l’appa-

3Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

1 Introduction

reil peuvent y être consultées : les paramètres de configuration et de réglage, les mes-sages de fonctionnement et de défaut, les valeurs de mesure (voir aussi Manuel système SIPROTEC® 4, n° réf. E50417–H1100–C151). Les paramètres de réglage peuvent aussi être modifiés (voir aussi Chapitre 2).

Le réglage de l’installation est également possible à partir du panneau frontal pour un appareil avec fonctions de commande.

Interfaces série La communication est assurée via l’interface utilisateur série sur le panneau frontal au moyen d’un ordinateur personnel et du logiciel DIGSI® 4. Une manipulation aisée de toutes les fonctions de l’appareil est ainsi possible.

L’interface de service série permet aussi de communiquer avec l’appareil au moyen d’un ordinateur personnel et du logiciel DIGSI® 4. Cela convient particulièrement bien pour une connexion fixe des appareils à l’ordinateur ou pour la commande via un mo-dem.

Toutes les données de l’appareil peuvent être transmises via l’interface système série vers un système de surveillance et de contrôle centralisé. Différents protocoles et couches physiques de communication sont disponibles pour cette interface afin de répondre aux besoins de l’application.

Une autre interface est prévue pour la synchronisation de l’horloge interne via des sources externes de synchronisation.

D’autres protocoles de communication sont réalisables via des modules d’interface supplémentaires.

L’interface de service peut être également utilisée pour la connexion d’un Thermobox (interface sonde) servant à l’acquisition de températures externes (pour la protection de surcharge).

Alimentation Les unités fonctionnelles décrites sont pourvues d’une alimentation SV avec la puis-sance nécessaire dans les divers niveaux de tension. De brèves baisses de la tension d’alimentation, qui peuvent survenir en cas de court-circuits dans le système d’alimen-tation en tension auxiliaire de l’installation, sont en général comblées par un conden-sateur (voir aussi Caractéristiques techniques, chapitre 4.1.2).

4 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

1.2 Domaines d’application

1.2 Domaines d’application

La protection différentielle numérique SIPROTEC® 7UT612 est une protection sélec-tive contre les courts-circuits pour les transformateurs de toutes les gammes de ten-sion, pour les machines rotatives, pour les bobines d’inductance et les réactances ad-ditionnelles ainsi que pour les câbles courts et les mini-jeux de barres à deux travées. En tant qu’appareil monophasé, il peut être également utilisé pour les petits jeux de barres dotés de 7 travées max. Chaque application peut être configurée, ce qui per-met une adaptation optimale à l’équipement à protéger.

L’appareil peut également être exploité avec une connexion biphasée pour les appli-cations 162/3 Hz.

L’un des principaux avantages du principe de la protection différentielle est le dé-clenchement instantané pour tous les courts-circuits situés en n’importe quel point de la zone à protéger. Les transformateurs de courant délimitent les extrémités de la zone à protéger par rapport au reste du réseau. Cette délimitation bien définie est la raison qui donne au principe de protection différentielle une sélectivité idéale.

Lorsqu’elle est utilisée pour protéger un transformateur, la 7UT612 est en règle générale raccordée aux jeux de transformateurs du transformateur de puissance sur les côtés basse et haute tension. Les rotations de phase et le déphasage des courants dus au couplage des enroulements de transformateur sont corrigés mathématique-ment dans l’appareil. La mise à la terre des points neutres des enroulements de trans-formateur peut être librement définissable et est prise en compte automatiquement.

Utilisé pour protéger un générateur ou un moteur, la 7UT612 surveille les courants dans le point neutre et aux bornes de la machine. C’est également valable pour les réactances additionnelles.

Il est également possible de protéger les câbles courts ou les mini-jeux de barres com-portant deux travées. Dans ce contexte, “ court “ signifie que les connexions entre les transformateurs de courant aux extrémités de la ligne et l’appareil, ne représente pas une charge trop élevée pour le transformateur de courant.

Avec les transformateurs, les générateurs, les moteurs ou les bobines à inductance équipées d’un point neutre à la terre, le courant entre le point neutre et la terre peut être mesuré et utilisé pour une protection de terre sensible.

Avec ses 7 entrées de courant standard, l’appareil peut être utilisé comme protection monophasée d’un jeu de barres pour un maximum de 7 travées. Ainsi, une 7UT612 est utilisée par phase. Il est également possible de réaliser avec un seul appareil 7UT612 la protection d’un jeu de barres pour 7 travées max. en intercalant des transformateurs de mixage externes.

Une entrée de courant de mesure supplémentaire sensible I8 peut, dans le cas des transformateurs ou des bobines équipées d’une cuve à installation isolée par exem-ple, surveiller le courant de fuite entre la cuve et la terre et mettre ainsi en évidence des défauts de terre à haute impédance.

Pour les transformateurs (également pour les autotransfos), les générateurs ou les bobines d’inductance dotés d’un point neutre mis à la terre, il est possible de réaliser une protection différentielle à haute impédance pour les défauts de terre. Dans ce cas, les transformateurs de courant (de même type) aux extrémités de la zone à protéger fournissent l’alimentation à une résistance (externe) commune à haute impédance. Le courant qui traverse cette résistance est détecté par l’entrée de courant de mesure sensible I8 de l’appareil 7UT612.

Pour tous les types d’équipements à protéger, l’appareil dispose de fonctions de pro-tection à maximum de courant de secours, susceptibles d’agir du côté souhaité.

5Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

1 Introduction

Pour tous les types de machines, une protection de surcharge avec image thermique peut être mise en place sur le côté souhaité. La température du fluide de refroidisse-ment peut être surveillée via des capteurs externes (à l’aide d’un Thermobox externe). Il est ainsi possible de calculer et d’afficher la température du point chaud ainsi que le taux de vieillissement relatif.

Une protection contre les déséquilibres permet la détection de courants asymétriques. Elle permet de diagnostiquer les défaillances de phase, les charges asymétriques et — surtout dans le cas de machines électriques — les composantes inverses et dan-gereuses du système de courants.

Pour les générateurs et transformateurs de courant de traction, un modèle biphasé 162/3 Hz est également disponible, qui comporte toutes les fonctions adaptées à cette application (protection différentielle, détection de défaut à la terre, protection à maxi-mum de courant, protection de surcharge).

Une protection contre les défaillances du disjoncteur surveille la réaction d’un disjonc-teur après un ordre de déclenchement. Cette protection peut être attribuée à l’un des côtés de l’équipement à protéger.

6 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

1.3 Caractéristiques


• Système à microprocesseur puissant 32 bits ;

• Traitement et commande numérique complets des valeurs de mesure, depuis l’échantillonnage et la numérisation des grandeurs de mesure jusqu’aux ordres de déclenchement pour les disjoncteurs ;

• Complète isolation galvanique et insensibilité aux parasites des commutations de traitement internes des circuits de mesure, de contrôle et d’alimentation du système par transformateurs de mesure, modules binaires d’entrée et de sortie et transfor-mateurs de courant continus/alternatifs ;

• Convient aux transformateurs, générateurs, moteurs, nœuds ou mini-jeux de barres ;

• Utilisation aisée grâce à un panneau de commande intégré ou au moyen d’un ordi-nateur raccordé avec guide pour l’utilisateur.

Protection différentielle de transformateur

• Caractéristique de déclenchement stabilisée en courant ;

• Stabilisation contre les courants magnétisants (Inrush) avec 2e harmonique ;

• Stabilisation contre les courants de défauts transitoires et stationnaires, p. ex. par surexcitation, avec d’autres harmoniques réglables (3e ou 5e harmonique) ;

• Insensible aux composantes de courant continu et saturation de transformateur de courant ;

• Haute stabilité même en cas de saturation variable du transformateur de courant ;

• Déclenchement rapide en cas de défauts du transformateur à courant fort ;

• Indépendant du régime des points neutres du transformateur ;

• Sensibilité accrue aux défauts de terre lors de la détection du courant de terre d’un enroulement de transformateur mis à la terre ;

• Adaptation intégrée au couplage du transformateur ;

• Adaptation intégrée au rapport de transformation avec prise en compte de dif-férents courants nominaux du transformateur de courant.

Protection différentielle de moteurs et de générateurs


• Sensibilité élevée ;

• Court temps d’exécution de commande ;

• Insensible aux composantes à courant continu et saturation du transformateur de courant ;


• Indépendant du régime du point neutre.

Protection différen-tielle de nœuds ou de lignes




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1 Introduction

• Haute stabilité même en cas de saturation différente des transformateurs de courant ;

• Surveillance des valeurs de mesure avec courant d’exploitation.

Protection de jeux de barres

• Protection différentielle monophasée pour un jeu de barres avec 7 travées max. ;

• Soit 1 appareil par phase, soit connexion d’un appareil au moyen d’un transforma-teur de mixage ;





• Surveillance des valeurs de mesure avec courant d’exploitation.

Protection différentielle de terre

• Pour les enroulements du transformateur dont le point neutre est mis à la terre, pour les générateurs, moteurs, bobines à inductance ou bobine de mise à la terre ;


• Haute sensibilité en cas de défaut de mise à la terre dans la zone à protéger ;

• Haute stabilité en cas de défaut extérieur de mise à la terre par stabilisation avec amplitude et relation de phases du courant de terre circulant.

Protection différentielle à haute impédance

• Acquisition sensible du courant de défaut par une résistance commune (externe) de charge du transformateur de courant ;



• Stabilité extrême si réglage optimal ;

• Convient pour la détection des défauts à la terre pour les générateurs, bobines à inductance et transformateurs mis à la terre, autotransformateurs en particulier ;

• Convient à toutes les mesures de tension (par le courant de résistance) selon le principe de la haute impédance.

Protection de cuve • Pour les transformateurs ou les bobines équipés d’une cuve isolée ou fixée à haute impédance ;

• Surveillance du courant circulant entre la cuve et la terre ;

• Raccordement au choix à une entrée de mesure de courant “ normale “ ou à une entrée de mesure haute sensibilité (réglable à partir de 3 mA).

Protection à maxi-mum de courant pour les courants de phase et ho-mopolaire

• Deux niveaux indépendants courant/temps (UMZ) pour chaque courant de phase et le courant homopolaire triple (somme des courants de phase) pour un côté au choix de l’équipement à protéger ;

• Un niveau supplémentaire courant/temps dépendant du courant (AMZ) pour chaque courant de phase et pour le courant homopolaire triple ;

8 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


• Pour la protection AMZ, choix de plusieurs caractéristiques selon différentes normes ou possibilité de caractéristique spécifiée par l’utilisateur ;

• Les niveaux peuvent être combinés au choix, différentes caractéristiques sont pos-sibles pour les courants de phase et homopolaire ;

• Possibilité de blocage, p. ex., pour le verrouillage arrière avec seuil réglable ;

• Déclenchement sans temporisation en cas d’enclenchement sur un court-circuit avec seuil réglable ;

• Stabilisation à l’enclenchement sur la 2e harmonique ;

• Commutation dynamique des paramètres de protection à maximum de courant, par exemple en cas de démarrage à froid de l’installation.

Protection à maxi-mum de courant pour le courant de terre

• Deux niveaux indépendants courant/temps (UMZ) pour le courant de terre (entrée de courant I7), p.ex. entre le point neutre et la mise à la terre ;

• Niveaux supplémentaires courant/temps dépendant du courant (AMZ) pour le cou-rant de terre ;

• Pour le niveau AMZ, choix de plusieurs caractéristiques selon différentes normes ou possibilité de caractéristique spécifiée par l’utilisateur ;

• Les 3 niveaux peuvent être combinés au choix ;

• Possibilité de blocage, par exemple pour le verrouillage arrière avec seuil réglable ;

• Déclenchement instantané en cas de fermeture sur un court-circuit avec seuil réglable ;

• Stabilisation à l’enclenchement sur la 2e harmonique ;

• Commutation dynamique des paramètres de protection à maximum de courant, par exemple en cas de démarrage à froid de l’installation.

Protection à maxi-mum de courant monophasée

• Deux niveaux indépendants temporisables (UMZ), qui peuvent être combinés au choix ;

• Pour n’importe quelle détection à maximum de courant monophasée ;

• Possibilité de raccordement au choix à l’entrée du courant de terre (entrée de cou-rant I7) ou à l’entrée de courant haute sensibilité (entrée de courant I8) ;

• Convient à la mesure des courants les plus faibles (par exemple pour la protection à haute impédance ou la protection de cuve, voir ci-dessus) ;

• Convient à la mesure de n’importe quelle tension par l’utilisation d’une résistance externe en série (par exemple pour la protection à haute impédance, cf. plus haut) ;

• Possibilité de blocage pour chaque seuil.

Protection contre les déséquilibres

• Evaluation du système inverse des courants de phase sur un côté au choix de l’équipement à protéger ;

• Deux niveaux indépendants (UMZ) et une autre caractéristique inverse (dépendant du courant inverse, AMZ) ;

• Pour le niveau AMZ, choix de plusieurs caractéristiques selon différentes normes ou possibilité de caractéristique définissable par l’utilisateur ;

• Les seuils peuvent être combinés au choix ;

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1 Introduction

Protection de sur-charge thermique

• Protection de surcharge avec image thermique des pertes thermiques liées au courant ;

• Calcul de la valeur efficace ;

• Réglable sur un côté au choix de l’équipement à protéger ;

• Seuil d’alarme thermique réglable ;

• Seuil d’alarme en courant réglable ;

• Calcul au choix du point chaud avec détection de la réserve de charge et taux de vieillissement selon IEC 60354 (avec sondes de température externes et Ther-mobox).

Protection contre les défaillances du disjoncteur

• Avec surveillance du courant circulant dans chaque pôle du disjoncteur sur un côté au choix de l’équipement à protéger ;

• Possibilité de surveiller la position du disjoncteur (lorsque les contacts auxiliaires sont raccordés) ;

• Lancement de commandes de déclenchement pour chaque fonction de protection intégrée ;

• Possibilité de lancement de fonctions de déclenchement externes.

Déclenchement direct externe

• Déclenchement du disjoncteur depuis un appareil externe via une entrée binaire ;

• Intégration de commandes externes dans le traitement du déclenchement et de la signalisation ;

• Au choix avec ou sans temporisation de déclenchement.

Traitement d’infor-mations externes

• Intégration d’informations externes (signalisations définissables par l’utilisateur) dans le traitement des signalisations ;

• Signalisations de transformateur prédéfinies (protection Buchholz, dégagement gazeux) ;

• Transmission au relais de sortie, LED, et par interface série aux dispositifs centraux de contrôle et d’enregistrement.

Fonctions définiss-ables par l’utili-sateur (CFC)

• Liens librement programmables des signaux internes et externes pour la réalisation de fonctions logiques définissables par l’utilisateur ;

• Toutes les fonctions logiques courantes ;

• Temporisations et détecteur de dépassement de seuil.

Mise en service ; exploitation

• Assistance étendue pour l’exploitation et la mise en service ;

• Affichage de tous les courants de mesure en amplitude et en déphasage ;

• Affichage des courants différentiels et de stabilisation calculés ;

• Outils intégrés, pouvant être présentés au moyen d’un navigateur standard : représentation graphique sur des diagrammes vectoriels de tous les courants aux extrémités de l’équipement à protéger sur l’écran d’un ordinateur ;

• Contrôle du raccordement et de la direction, vérification de l’interface.

10 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Fonctions de sur-veillance

• Surveillance des circuits de mesure internes, de l’alimentation en tension auxiliaire ainsi que du matériel et du logiciel, d’où fiabilité accrue ;

• Surveillance des circuits secondaires du transformateur de courant par contrôle de symétrie ;

• Vérification de la cohérence des réglages en ce qui concerne l’équipement à pro-téger et l’attribution possible des entrées de mesure : blocage de la protection dif-férentielle en cas de réglages incohérents, susceptibles d’entraîner une fonction de défaut du système de protection différentielle ;

• Possibilité de surveillance des circuits de déclenchement.

Autres fonctions • Heure sauvegardée par pile, possibilité de synchronisation au moyen d’un signal (DCF77, IRIG B par récepteur satellite), par une entrée binaire ou l’interface système ;

• Calcul et affichage en continu des valeurs de mesure d’exploitation sur l’affichage frontal, affichage des valeurs de mesure de toutes les extrémités de l’équipement à protéger ;

• Mémoire de signalisation des 8 dernières défaillances du réseau (défaut dans le réseau), avec attribution temps réel ;

• Enregistrement des défaillances et transmission des données pour la perturbogra-phie pour une durée maximale de 5 secondes environ ;

• Statistiques de déclenchement : comptage des ordres de déclenchement émis par l’appareil, ainsi qu’enregistrement des données de court-circuit et accumulation des courants de court-circuit ayant amené à un déclenchement ;

• Possibilité de communication au moyen d’appareils centraux de contrôle et d’en-registrement par interfaces série (en fonction du modèle commandé), au choix par câble de communication, modem ou fibre optique.

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1 Introduction

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Fonctions 2Les différentes fonctions de l’appareil SIPROTEC® 7UT612 sont expliquées dans ce chapitre. Les possibilités de réglage sont affichées pour chaque fonction disponible. De même, les valeurs des différents paramètres ainsi que les formules - si nécessaire - sont indiquées.

2.1 Généralités 14

2.2 Protection différentielle 35

2.3 Protection différentielle de terre 69

2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires 79

2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre) 106

2.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant 119

2.7 Protection à maximum de courant monophasée 124

2.8 Protection contre les déséquilibres 136

2.9 Protection de surcharge thermique 144

2.10 Thermobox pour protection de surcharge 157

2.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur 165

2.12 Associations externes 170

2.13 Fonctions de surveillance 173

2.14 Gestion des fonctions 184

2.15 Fonctions complémentaires 189

2.16 Gestion des commandes 204

13Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.1 Généralités

L'image de base apparaît sur l'écran quelques secondes après la mise sous tension de l'appareil. Les valeurs de mesure sont visualisées dans la 7UT612.

Pour la configuration (chapitre 2.1.1), utilisez un ordinateur personnel équipé de DIGSI® 4. La procédure est expliquée en détail dans le manuel du système SIPROTEC® 4, numéro de référence E50417–H1100–C151. Toute modification im-pose de saisir le mot de passe n° 7 (pour un jeu de paramètres). Sans mot de passe, vous pouvez consulter les réglages, mais vous ne pouvez ni les modifier ni les trans-mettre à l'appareil.

Les paramètres fonctionnels, c'est-à-dire les options de fonctionnement, les valeurs limites, etc., peuvent être modifiés au panneau de commande à l'avant de l'appareil ou via l'interface utilisateur ou de service d'un ordinateur personnel équipé de DIGSI® 4. Vous avez besoin du mot de passe n° 5 (pour des paramètres individuels).

2.1.1 Configuration des fonctions

Généralités L’appareil 7UT612 dispose d'une série de fonctions de protection et de fonctions com-plémentaires. Les possibilités du matériel et du firmware sont adaptées à ces fonc-tions. En outre, les fonctions de commande peuvent être ajustées en fonction de l'in-stallation. La configuration permet aussi d'activer ou de désactiver des fonctions indi-viduelles, voire de modifier l'interaction des fonctions. Les fonctions inutilisées dans la 7UT612 peuvent ainsi être masquées.

Exemple de configuration des fonctions : Les appareils 7UT612 s'utilisent sur des jeux de barres et des transformateurs. La fonction de protection de surcharge ne doit s'employer que sur des transformateurs. Dans le cas de jeux de barres, cette fonction doit dès lors être " désactivée " alors qu'elle doit être " activée " pour les transformateurs.

Les fonctions de protection ainsi que les fonctions supplémentaires disponibles peu-vent être configurées en tant que Disponible ou Non disponible. Pour certaines fonctions, il est possible de choisir également entre plusieurs alternatives qui sont ex-pliquées plus bas.

Les fonctions configurées en tant que Non disponible ne sont pas traitées dans la protection 7UT612 : aucune signalisation, ni aucun réglage afférent (fonctions, valeurs limites) ne seront affichés ni pris en compte.

Paramétrage des fonctions

Les paramètres de configuration peuvent être saisis avec un ordinateur personnel équipé du programme de commande DIGSI® 4, via l'interface utilisateur située sur le panneau frontal de l'appareil ou l'interface de service sur la face arrière. La procédure de conduite est décrite dans le manuel du système SIPROTEC® 4 (numéro de référence E50417–H1100–C151, chapitre 5.3).

Remarque :

Les fonctions et préréglages disponibles dépendent du type d'appareil (pour de plus amples détails, voir l'annexe A.1).

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2.1 Généralités

Toute modification des paramètres de configuration dans l'appareil impose de saisir le mot de passe n° 7 (pour un jeu de paramètres). Sans mot de passe, vous pouvez con-sulter les réglages, mais vous ne pouvez ni les modifier ni les transmettre à l'appareil.

Particularités De nombreux paramètres ne nécessitent aucune explication. Les particularités sont expliquées dans la suite du texte. L’Annexe A.4 récapitule les fonctions de protection adaptées aux différents équipements à protéger.

Choisissez d'abord les côtés de l'équipement à protéger qui seront désignés comme côté 1 et côté 2. La définition est arbitraire. Avec plusieurs 7UT612, il importe néan-moins d'opter pour une définition logique qui facilitera aussi les affectations ul-térieures. Voici un exemple qui peut être recommandé pour le côté 1 :

− sur des transformateurs, le côté HT mais, si le côté BT est un enroulement en étoile mis à la terre, il doit être choisi comme côté 1 (côté de référence) ;

− sur des générateurs, le côté des bornes ;

− sur des moteurs et des bobines d'inductance, le côté de l'alimentation électrique ;

− sur des réactances additionnelles, des lignes et des jeux de barres : libre choix du côté.

La détermination du côté doit être respectée pour certains des réglages de configura-tion suivants.

Pour utiliser la permutation du jeu de paramètres, l'adresse 103 PERMUT.JEUPARAM doit être réglée sur Disponible. Dans ce cas, vous pouvez ajuster, pour les réglages fonctionnels, jusqu'à quatre jeux différents de paramètres fonctionnels que vous pour-rez permuter rapidement et confortablement en cours de fonctionnement. Si le réglage Non disponible est défini, vous ne pouvez paramétrer et utiliser qu'un seul jeu de paramètres fonctionnels.

Le réglage de OBJET PROTEGE (adresse 105) est essentiel pour garantir une affec-tation correcte des paramètres de réglage et pour les entrées, sorties et fonctions pos-sibles de l'appareil :

− des transformateurs normaux à enroulements isolés sont définis comme des Transfo triph., indépendamment de l’indice de couplage ou de l'état de mise à la terre des points neutres. Cela vaut aussi en présence d'une bobine de mise à la terre dans la zone protégée (voir la figure 2-18, page 48).

− dans le cas des autotransformateurs, il convient de définir Autotransfo. Ce réglage vaut aussi pour des bobines d’inductance si des jeux de transformateurs de courant sont installés des deux côtés des points de connexion (voir la figure 2-25 à droite, page 53).

− avec un Transfo mono., la phase centrale L2 reste libre. Ce réglage est idéal pour des transformateurs monophasés de 162/3 Hz.

− procédez de même pour des générateurs et des moteurs. Le réglage Générat./Moteur vaut aussi pour des réactances additionnelles et des bobine d’inductance, si un jeu de transformateurs de courant complet est installé des deux côtés.

− pour une utilisation sur des mini-jeux de barres ou des nœuds à 2 extrémités, il con-vient de régler JdB 3Ph.. Ce réglage vaut aussi pour protéger de courtes lignes délimitées par des jeux de transformateurs de courant. À cet égard, " court " signifie que les connexions entre les transformateurs de courant aux extrémités de la ligne et l'appareil n'imposent pas une charge inadmissible aux transformateurs de cou-rant.

15Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

− si l'appareil est employé comme protection différentielle pour jeu de barres à 7 travées maximum, comme appareil monophasé ou comme appareil triphasé via un transformateur de mixage, il convient de choisir le réglage JdB 1Ph.. Dans ce cas, il faut aussi indiquer à l'appareil, sous l'adresse 107 NBRE BRANCHES, le nombre de travées du jeu de barres. 7 travées maximum sont admissibles.

L’entrée de mesure de courant I7 permet en général de saisir un courant de neutre. Pour cela, il faut indiquer à l'appareil, sous l'adresse 108 ENTREE I7, le côté de l'équipement à protéger auquel ce courant est affecté. Dans le cas de transforma-teurs, il faut choisir le côté dont le point neutre est mis à la terre et dont le courant neu-tre doit être mesuré. Sur des générateurs et des moteurs mis à la terre, il s'agit du côté orienté vers le point neutre mis à la terre. Pour des autotransformateurs, vous pouvez choisir n'importe quel côté puisqu'il n'y a qu'un seul courant neutre pour les deux côtés. Si le courant neutre n'est pas utilisé pour la protection différentielle ou la pro-tection différentielle de terre, réglez non affecté (réglage par défaut).

Si la protection différentielle de terre est employée, elle doit aussi être affectée à un côté mis à la terre sous l'adresse 113 DIFF. TERRE, sinon Non disponible est réglé. Dans le cas d'autotransformateurs, le choix du côté est de nouveau sans impor-tance.

Les différentes fonctions de protection à maximum de courant doivent aussi être af-fectées à un côté de l’équipement à protéger :

− Dans le cas d'une protection à maximum de courant phase, le côté visé par cette protection peut être choisi sous l'adresse 120 MAX DE I PHASE. En règle générale, il faut choisir le côté du point neutre pour des générateurs et le côté des bornes pour des moteurs. Sinon, il est utile de prendre le côté source dans le cas d'une alimentation à source unique. Toutefois, une protection à maximum de cou-rant séparée est fréquemment utilisée pour le côté source. La protection à maxi-mum de courant interne à la 7UT612 devrait alors agir du côté départ. Elle sert alors de protection de secours pour les défauts côté départ.

− L’adresse 121 CARACT PHASE permet de régler le groupe de caractéristiques selon lequel la protection à maximum de courant de phase devrait fonctionner. Si elle doit exclusivement faire office de protection à maximum de courant à temps constant (UMZ), il convient de paramétrer Max I tps cst. En plus de la protec-tion à maximum de courant à temps constant, vous pouvez aussi configurer une protection à maximum de courant à temps dépendant fonctionnant selon une car-actéristique CEI (Max I inv. CEI), une caractéristique ANSI (Max I inv. ANSI) ou une caractéristique définie par l'utilisateur. Dans ce dernier cas, vous pou-vez encore déterminer si vous souhaitez seulement spécifier la caractéristique de déclenchement (Caract. utilis.) ou la caractéristique de déclenchement et de retombée (Retombée). Les différentes caractéristiques sont représentées dans les spécifications techniques.

− Vous pouvez également affecter, sous l'adresse 122, la protection à maximum de courant homopolaire MAX DE 3I0 à un côté quelconque de l’équipement à pro-téger. Celui-ci ne doit pas forcément être le même que celui de la protection à maximum de courant phase (adresse 120 ci-dessus). Pour les caractéristiques possibles, l'adresse 123 CARACT 3I0 propose les mêmes possibilités que pour la protection à maximum de courant phase. Néanmoins, vous pouvez régler, pour la protection à maximum de courant homopolaire, d'autres options que pour la protection à max-imum de courant phase. Cette fonction de protection détecte en continu le courant résiduel 3I0 du côté surveillé, qui résulte de la somme des courants de phase cor-respondants.

16 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités

− Une autre protection à maximum de courant terre, indépendante de la protection à maximum de courant homopolaire prescrite, est aussi disponible. Cette protection, configurable sous l'adresse 124 MAX DE I TERRE détecte le courant aux bornes de l'entrée de mesure de courant I7. Dans la majorité des cas, il s'agira du courant circulant dans un point neutre relié à la terre (sur des transformateurs, des généra-teurs, des moteurs ou des bobines d’inductance). Il n'est pas nécessaire de l'affect-er à un côté déterminé puisque cette protection détecte en continu le courant I7, d’où qu’il vienne. Pour cette protection, vous pouvez aussi choisir, sous l'adresse 125 CARACT TERRE, un des groupes de caractéristiques comme pour la protection à maximum de courant phase, et ce, quelle que soit la caractéristique qui y a été sélectionnée.

Une protection à maximum de courant monophasée à temps constant MAX DE I 1PHASE peut être utilisée sous l'adresse 127. Celle-ci peut détecter le courant de mesure au choix à l'entrée I7 (I7 norm. sensib) ou à l’entrée I8 (I8 sensible). Ce dernier cas de figure est particulièrement intéressant puisque l'entrée I8 est déjà capable de détecter de très faibles courants (à partir de 3 mA à l'entrée). Cette pro-tection convient notamment comme protection de cuve très sensible (voir aussi le chapitre 2.7.3) ou comme protection différentielle à haute impédance (voir aussi le chapitre 2.7.2). Elle n'est donc pas spécifique à un côté ou à une application déter-minés.

La protection contre les déséquilibres peut être posée d'un côté de l'équipement à pro-téger sous l'adresse 140 DESEQUILIBRE I2, cela signifie qu'elle vérifie le déséquili-bre des courants qui circulent à cet endroit. Les caractéristiques temporelles de dé-clenchement peuvent être de nouveau indépendantes comme à l'adresse 141 CAR-ACT DESEQUIL (Max I tps cst) mais elles peuvent aussi reposer sur une car-actéristique CEI (Max I inv. CEI) ou ANSI (Max I inv. ANSI).

Dans le cas d'une protection de surcharge, l'adresse 142 PROT. SURCHARGE permet aussi de choisir le côté dont les courants doivent être déterminants pour la détection des surcharges. Comme l'origine de la surcharge se situe à l'extérieur de l'équipement à protéger, le courant de surcharge est un courant de circulation qui ne doit pas néces-sairement agir du côté source.

− Sur des transformateurs à régulation de tension, la protection de surcharge est ap-pliquée du côté non régulé, car c'est le seul endroit où règne un rapport fixe entre le courant nominal et la puissance nominale.

− Sur des générateurs, la protection de surcharge agit normalement du côté du point neutre.

− Sur des moteurs et des bobines d'inductance, la protection de surcharge est reliée aux transformateurs de courant de l'alimentation électrique.

− Sur des réactances additionnelles et des câbles courts, le choix du côté est libre.

− Sur des jeux de barres et des tronçons de ligne aérienne, la protection de surcharge est habituellement inutile, car le calcul d'une température excessive ne se justifie pas en raison des conditions ambiantes très variables (température, vents). Cepen-dant, le seuil d'alarme de surcourant peut ici déclencher pour signaler une menace de surcharge.

En outre, l'adresse 143 CARACT SURCH. permet de choisir une des deux méthodes de détection des surcharges :

− protection de surcharge avec image thermique selon CEI 60255–8 (classique),

− protection de surcharge avec calcul du point chaud et détermination du taux de vie-illissement selon CEI 60354 (selon CEI 354).

17Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

La première se distingue par une manipulation simple et un nombre restreint de valeurs de réglage ; la seconde requiert une connaissance précise de l’équipement protégé, de son environnement et de son refroidissement, et se justifie pour des trans-formateurs à sondes de température intégrées. Pour de plus amples informations, voir aussi le chapitre 2.9.

Si vous optez pour une protection de surcharge à calcul du point chaud selon CEI 60354 (adresse 143 CARACT SURCH. = selon CEI 354), au moins un Thermobox (interface sonde) 7XV566 doit être raccordée à l'interface de service afin de commu-niquer la température du liquide de refroidissement à l'appareil. Cette interface est réglée sous l'adresse 190 Interface sonde. Sur la 7UT612, il s’agit du Port C (interface de service). Le nombre et le mode de transmission des points de mesure (RTD = Resistance Temperature Detector ou thermorésistance) peuvent être réglés sous l'adresse 191 RACC. INT SONDE : 6 RTD Simplex ou 6 RTD DemiDplx (avec un Thermobox) ou 12 RTD DemiDplx (avec deux Thermobox). Ce réglage doit correspondre au paramétrage du Thermobox.

Remarque : Le point de mesure de température décisif pour le calcul du point chaud doit toujours être guidé par le premier Thermobox !

Dans le cas de la protection contre les défaillances du disjoncteur, le côté à surveiller peut être choisi sous l'adresse 170 DEFAILL. DISJ.. Il doit s'agir d'un côté source en cas de défaillance.

Dans le cas de la surveillance du circuit de déclenchement, l'adresse 182 SURV.CIRC.DECL. permet de choisir si celle-ci repose sur deux (Avec 2 EB) en-trées binaires ou sur une seule entrée binaire (Avec 1 EB). Les entrées doivent être libres de potentiel.

Adr. Paramètre Option DÚtilisation Réglage par Défault

Explication

103 PER-MUT.JEUPARAM

Non disponibleDisponible

Non disponible Permutation jeu de paramètres

105 OBJET PROTEGE Transformateur triphaséTransformateur monophaséAutotransformateurGénérateur/MoteurJeu de barres triphaséJeu de barres monophasé

Transformateur triphasé

Objet protégé

106 NBRE COTES 2 2 Nombre de côtés - objet prot. polyphasé

107 NBRE BRANCHES 34567

7 Nbre de branches prot. de barres mono.

108 ENTREE I7 non affectéCôté 1Côté 2

non affecté Entrée de mes. de courant I7,raccordée à

112 PROT. DIFF. Non disponibleDisponible

Disponible Protection différentielle

113 DIFF. TERRE Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection différentielle de terre

18 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités

117 PER-MUT.DYN.PAR.


Non disponible Permutation dynamique de par-amètres

120 MAX DE I PHASE Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection à maximum de cour-ant phase

121 CARACT PHASE Maximum I temps constantMax. I inverse: caractéris-tiques CEIMax. I inverse: caractéris-tiques ANSICaractérist. spécifiée par l'utilisateurCaract. retombée définie par utilisat.

Maximum I temps constant

Caractéristique max. de I phase

122 MAX DE 3I0 Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection à maximum de 3I0

123 CARACT 3I0 Maximum I temps constantMax. I inverse: caractéris-tiques CEIMax. I inverse: caractéris-tiques ANSICaractérist. spécifiée par l'utilisateurCaract. retombée définie par utilisat.


Caractéristique max. de 3I0

124 MAX DE I TERRE Non disponibleEntrée de mes. de sensibilité normale I7

Non disponible Protection à maximum de cour-ant terre

125 CARACT TERRE Maximum I temps constantMax. I inverse: caractéris-tiques CEIMax. I inverse: caractéris-tiques ANSICaractérist. spécifiée par l'utilisateurCaract. retombée définie par utilisat.


Caractéristique max. de I terre

127 MAX DE I 1PHASE Non disponibleEntrée de mes. de sensibilité normale I7Entrée de mes. de sensibilité accrue I8

Non disponible Prot. à max de I temps constant sur 1ph.

140 DESEQUILIBRE I2 Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection contre déséquilibres (I2)

141 CARACT DESE-QUIL

Maximum I temps constantMax. I inverse: caractéris-tiques CEIMax. I inverse: caractéris-tiques ANSI


Caractérist. prot. contre déséquilibres


Explication

19Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.1.2 Données générales de l’installation (Données du poste 1)

Généralités L'appareil requiert un certain nombre de données du réseau et de l’installation pour pouvoir adapter ses fonctions à ces paramètres. Citons entre autres des données nominales du poste et des transformateurs, la polarité et la connexion des grandeurs de mesure, le cas échéant les caractéristiques des disjoncteurs, etc. En outre, un cer-tain nombre de paramètres fonctionnels sont affectés à l'ensemble des fonctions et pas à une fonction concrète de protection, de commande ou de surveillance. Ces don-nées du poste 1 ne peuvent être modifiées qu'avec un PC et DIGSI® 4 et sont décrites dans le présent chapitre.

Fréquence nominale

La fréquence nominale du réseau peut être définie sous l'adresse 270 FREQUENCE NOM.. La valeur de ce paramètre, qui est réglée en usine en fonction du type d'appa-reil commandé, ne doit être adaptée que si l'appareil commandé ne correspond pas à la fréquence du réseau dans lequel il est placé.

Succession des phases

L’adresse 271 SUCCESS. PHASES permet de modifier le réglage par défaut (L1 L2 L3 pour un champ tournant droit) si votre poste présente un champ tournant gauche (L1 L3 L2). Ce réglage est sans intérêt pour des applications monophasées de 162/3–Hz.

142 PROT. SUR-CHARGE

Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection de surcharge

143 CARACT SURCH. classiqueselon CEI 354

classique Caractérist. prot. contre les sur-charges

170 DEFAILL. DISJ. Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Prot. contre défaillances de dis-joncteur

181 SURV MESURES Non disponibleDisponible

Disponible Surveillance des mesures

182 SURV.CIRC.DECL. Non disponibleAvec 2 entrées binairesAvec 1 entrée binaire

Non disponible Surveillance du circuit de déclenchement

186 DEC COUPL EXT 1 Non disponibleDisponible

Non disponible Décl. direct 1 par couplage externe



190 Interface sonde Non disponiblePort C

Non disponible Interface sonde (thermobox)

191 RACC. INT SONDE 6 RTD Simplex6 RTD Demi Duplex12 RTD Demi Duplex

6 RTD Simplex Mode de raccordement interface sondes


Explication

20 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités

Figure 2-1 Succession des phases

Unité de température

Les températures qui sont traitées via le Thermobox peuvent être affichées en Degré Celsius ou Deg.Fahrenheit. Cela vaut en particulier aussi pour la valeur de la température du point chaud si vous utilisez une protection de surcharge avec calcul de température du point chaud. Réglez l'unité de température souhaitée sous l'adresse 276 Unité temp.. La modification de l'unité de température ne convertit pas automatiquement les valeurs de réglage dépendant de cette unité. Celles-ci doivent être saisies de nouveau sous les adresses valides correspondantes.

Données d’objet pour des transfor-mateurs

Les données de transformateur sont requises si l'appareil est utilisé comme protection différentielle pour transformateurs, c'est-à-dire quand Transfo triph. ou Au-totransfo ou Transfo mono. a été réglé sous OBJET PROTEGE (adresse 105) lors de la configuration des fonctions de protection (Chapitre 2.1.1 sous la section „ Particularités “) Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas accessibles.

Lors de la définition de l'enroulement 1, respectez les côtés déterminés (voir ci-des-sus, chapitre 2.1.1 sous la section „ Particularités “). Le côté 1 est toujours l'enroule-ment de référence, il possède donc la position de phase de courant 0° et aucun indice de couplage. En général, c'est l'enroulement haute tension du transformateur.

L'appareil a besoin des indications suivantes :

• La tension nominale UN en kV (composée) à l’adresse 240 UN ENROUL. C1.

• Le régime du point neutre ) à l’adresse 241 POINT NEUTRE C1: mis à la terre ou isolé. Sélectionnez mis à la terre si le point neutre est mis à la terre par une limitation du courant de terre (à faible impédance) ou une bobine Petersen (à haute impédance).

• Le mode de couplage à l’adresse 242 MODE COUPL. C1. C'est normalement la lettre capitale de l’indice de couplage.

Si un enroulement du transformateur est régulé, il faut utiliser comme UN de l'enroule-ment la tension correspondant au courant moyen de la plage de régulation et non la tension nominale effective.

Umax, Umin étant les limites de la plage de réglage.

L1

L3 L2

L1

L2 L3Champ tournant droit L1 L2 L3 Champ tournant gauche L1 L3 L2

UN 2Umax Umin⋅Umax Umin+--------------------------------⋅ 2

1Umax------------- 1

Umin------------+

--------------------------------= =

21Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Exemple de calcul :

Transformateur YNd5 35 MVA 110 kV/20 kV côté en étoile (Y) régulé ±20 %

Pour l'enroulement régulé (110 kV), il en résulte : tension maximale Umax = 132 kV tension minimale Umin = 88 kV

Tension à régler (Adresse 240)

La tension nominale UN ENROUL. C2 (adresse 243), le régime du point neutre POINT NEUTRE C2 (adresse 244) et le mode de couplage MODE COUPL. C2 (adresse 245) sont régis par les mêmes règles que l'enroulement 1.

En outre, l’indice de couplage, qui reflète le déphasage des courants de cet enroule-ment par rapport à l'enroulement de référence, doit être défini sous l'adresse 246 IND COUPLAGE C2. Selon CEI, la valeur définie doit être un multiple de 30°. Si l'enroule-ment haute tension est le côté de référence, c'est-à-dire le côté 1, vous pouvez direct-ement prendre le chiffre dans l’indice de couplage, p. ex. 5 pour l’indice de couplage Yd5 ou Dy5. L'indice de couplage peut être choisi entre 0 et 11 dans la mesure du pos-sible (p. ex. chiffres pairs seulement pour Yy, Dd et Dz, chiffres impairs seulement pour Yd, Yz et Dy).

Si un autre enroulement que l'enroulement haute tension est retenu comme enroule-ment de référence, il ne faut pas oublier de modifier le chiffre de l’indice de couplage : ainsi, Yd5 devient Dy7 vu du côté du triangle (figure 2-2).

Sur des transformateurs, la puissance nominale apparente primaire est directement réglée comme SN TRANSFO (adresse 249). La puissance doit toujours être saisie sous forme de valeur primaire même si l'appareil est habituellement paramétré en valeurs secondaires. À partir de la puissance de référence, l'appareil détermine le courant nominal primaire de l'équipement à protéger. C'est la base de toutes les valeurs relatives.

Figure 2-2 Inversion de l’indice de couplage avec un enroulement basse tension comme côté de référence - Exemple

UN ENROUL. S1 21

Umax------------- 1

Umin------------+

-------------------------------- 21

132 kV------------------ 1

88 kV---------------+

----------------------------------------- 105,6 kV= = =

UL1N

L1 L2 L3

Enroulement 1

Enroulement 2

uL12

uL23

uL31

uL1N

UL2NUL3N

Enroulement 2

Enroulement 1

L1 L2 L3

Yd5 Dy7

uL1N

UL12

UL23

UL1N

uL2N

uL3N

UL31

NN

22 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités

À partir des données nominales du transformateur à protéger, l'appareil calcule aussi automatiquement les formules d'adaptation de courant requises pour les courants nominaux des enroulements. Les courants sont convertis afin que la sensibilité de la protection se rapporte constamment à la puissance nominale du transformateur. En général, il n'est pas nécessaire de recourir à des circuits d'adaptation de l’indice de couplage ni à des conversions pour les courants nominaux.

Données d’objet pour générateurs, moteurs et bobines d’inductance

Si la protection 7UT612 est utilisée comme protection de générateur ou de moteur, il convient de choisir OBJET PROTEGE = Générat./Moteur lors de la configuration des fonctions de protection (voir chapitre 2.1.1, adresse 105). Ce réglage vaut aussi pour les réactances additionnelles et les bobines d’inductance si un jeu de transfor-mateurs de courant complet est installé des deux côtés. Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas accessibles.

La tension nominale (composée) de la machine est définie à l’adresse 251 UN GEN/MOTEUR.

La puissance apparente nominale primaire est réglée à l’adresse 252 SN GEN/MO-TEUR. La puissance doit toujours être saisie sous forme de valeur primaire même si l'appareil est en général paramétré en valeurs secondaires. À partir de cette puis-sance et de la tension nominale, l'appareil détermine le courant nominal primaire de l'équipement à protéger proprement dit. C'est la base de toutes les valeurs relatives.

Données d’objet pour mini-jeux de barres, nœuds, lignes courtes

Ces données sont requises si l'appareil est utilisé comme protection différentielle de mini-jeux de barres, de nœuds ou de tronçons courts à deux extrémités. Lors de la configuration des fonctions de protection (voir chapitre 2.1.1, adresse 105), il faut définir OBJET PROTEGE = JdB 3Ph.. Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas accessibles.

La tension nominale (composée) 261 UN J. DE BARRES est requise pour le calcul de mesures d'exploitation ; elle n'influence pas les fonctions de protection proprement dites.

Comme les deux côtés ou travées peuvent être équipés de transformateurs de cou-rant présentant des courants primaires différents, le courant nominal défini pour l'objet est un courant nominal d’exploitation uniforme In PRIM.EXPLOI. (adresse 265), qui sert de référence pour tous les courants. Les courants sont convertis afin que les réglages de la protection se rapportent constamment à ce courant nominal d’exploita-tion. Dans le cas de transformateurs de courant différents, on choisit le plus souvent le courant nominal primaire le plus élevé comme courant nominal d’exploitation.

Données d’objet pour jeux de barres avec un maximum de 7 travées

Les données du jeu de barres sont requises si l'appareil est utilisé comme protection différentielle monophasée du jeu de barres pour un maximum de 7 travées. Lors de la configuration des fonctions de protection (voir le chapitre 2.1.1, adresse 105), il faut définir OBJET PROTEGE = JdB 1Ph.. Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas accessibles.

La tension nominale (composée) 261 UN J. DE BARRES est requise pour le calcul de mesures d'exploitation ; elle n'influence pas les fonctions de protection proprement dites.

Comme les travées d'un jeu de barres peuvent être équipées de transformateurs de courant présentant des courants primaires différents, le courant nominal défini pour les jeux de barres est un courant nominal d’exploitation uniforme In PRIM.EXPLOI. (adresse 265), qui sert de référence pour tous les courants. Les courants de travée sont convertis afin que les réglages de la protection se rapportent constamment à ce courant nominal d’exploitation. En général, aucun adaptateur externe n'est requis.

23Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Dans le cas de transformateurs de courant différents, on choisit le plus souvent le cou-rant nominal primaire le plus élevé des travées comme courant nominal d’exploitation.

Lors d'une connexion à des transformateurs de mixage, ceux-ci doivent toutefois être reliés entre les transformateurs de courant de chaque travée et les entrées de l'appa-reil. Dans ce cas, les transformateurs de mixage peuvent aussi procéder à l'adaptation des courants. Ici aussi, il convient de choisir le courant nominal primaire le plus élevé des travées comme courant nominal d’exploitation. Les différents courants nominaux de chaque travée sont adaptés après coup.

Si un appareil 7UT612 est utilisé par phase, les mêmes courants et tensions sont réglés pour les trois appareils. Il faut néanmoins indiquer à chaque appareil la phase à laquelle il est affecté en vue de faciliter l'identification des phases pour les signali-sations de défaut et les valeurs de mesure. Pour ce faire, réglez l'adresse 266 CHOIX PHASE.

Données de transformateur de courant pour 2 extrémités

Les courants nominaux primaires d’exploitation ressortent clairement des données d'objet examinées précédemment pour l’équipement protégé. Toutefois, les jeux de transformateurs de courant placés aux extrémités de l’équipement protégé s'écartent en général de ces valeurs et peuvent même être différents aux deux extrémités. En outre, le respect de la polarité des courants est essentielle pour garantir un fonction-nement correct de la protection différentielle.

L'appareil doit dès lors être informé des données des transformateurs de courant. Pour 2 extrémités (c'est-à-dire toutes les applications à l'exception de la protection dif-férentielle monophasée pour jeux de barres jusqu'à 7 travées), il faut introduire les courants nominaux des jeux de transformateurs de courant et le point de raccorde-ment du point neutre au secondaire.

Introduisez le courant nominal primaire du jeu de transformateurs de courant du côté 1 de l'équipement à protéger à l’adresse 202 IN-PRIM TC C1, et le courant nominal secondaire à l’adresse 203 IN-SEC TC C1. Veillez à respecter la définition des côtés (voir le chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “, page 15). Assurez-vous que les courants secondaires des transformateurs de courant correspondent aux courants nominaux réglés sur l'appareil pour ce côté (voir aussi le chapitre 3.1.3.3 sous la section „ Carte d’entrée/sortie A–I/O–3 “). Sinon, l'appareil calcule non seulement des données pri-maires erronées, mais peut aussi provoquer un dysfonctionnement de la protection différentielle.

La polarité des transformateurs de courant est déterminée par l'indication de la posi-tion du point neutre des jeux de transformateurs de courant. Pour le côté 1 de l'objet, déterminez à l’adresse 201 PN TC ->OBJ C1 si le point neutre doit être orienté côté équipement ou non. Voir la figure 2-3 pour des exemples de ce réglage.

24 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités

Figure 2-3 Position des points neutres des transformateurs de courant — Exemples

Procédez par analogie pour le 2e côté de l'équipement à protéger. Ici aussi, il convient d’introduire le courant nominal primaire IN-PRIM TC C2 (adresse 207), le courant nominal secondaire IN-SEC TC C2 (adresse 208) et la position du point neutre du transformateur de courant PN TC ->OBJ C2 (adresse 206). Les considérations sont les mêmes que pour le côté 1.

La connexion du transformateur de courant présente une particularité si elle est util-isée comme protection différentielle transversale pour des générateurs ou des mo-teurs. Dans ce cas, tous les courants rentrent dans l’élément à protéger en exploita-tion normale, soit dans le sens inverse des autres applications. Par conséquent, une polarité " erronée " doit être définie pour un jeu de transformateurs de courant. Les phases partielles des enroulements de la machine correspondent ici aux " côtés ".

Voir la figure 2-4 pour un exemple. Bien que, sur les deux jeux de transformateurs de courant, les points neutres soient orientés vers l'équipement à protéger, le réglage op-posé est choisi ici pour le " côté 2 " : PN TC ->OBJ C2 = Non.

L1

L2

L3

L1

L2

L3

206 PN TC ->OBJ C2 = Non

Côté 1 Côté 2

201 PN TC ->OBJ C1 = Oui

G



Côté 1 Côté 2L1

L2

L3

M



Côté 1 Côté 2L1

L2

L3

25Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-4 Points neutres du transformateur de courant en cas de protection différentielle transversale — Exemple

Données de trans-formateur de cou-rant avec une pro-tection monophasée pour jeu de barres

Les jeux de transformateurs de courant installés dans les travées d'un jeu de barres peuvent présenter des courants nominaux différents. C'est pourquoi un courant nom-inal d’exploitation uniforme a déjà été défini ci-dessus, sous „ Données d’objet pour jeux de barres avec un maximum de 7 travées “. Les courants des diverses travées doivent être adaptés à ce courant nominal d’exploitation.

Pour chaque travée, introduisez le courant nominal primaire du transformateur de courant. Il n'est possible de consulter que les données correspondant au nombre de travées introduit lors de la configuration du chapitre 2.1.1 (adresse 107 NBRE BRANCHES).

Si vous avez déjà adapté les courants nominaux par des moyens externes (p. ex. des transformateurs d'adaptation), indiquez de façon cohérente le courant nominal auquel les transformateurs d'adaptation externes ont été calculés (en général le courant nom-inal d'exploitation de l’équipement à protéger). Procédez de même si vous avez utilisé un transformateur de mixage externe.

Les paramètres relatifs aux courants nominaux primaires sont : adresse 212 IN-PRI TC I1 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 1, adresse 215 IN-PRI TC I2 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 2, adresse 218 IN-PRI TC I3 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 3, adresse 222 IN-PRI TC I4 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 4, adresse 225 IN-PRI TC I5 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 5, adresse 228 IN-PRI TC I6 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 6, adresse 232 IN-PRI TC I7 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 7.

Pour les courants nominaux secondaires, assurez-vous que les courants nominaux secondaires des transformateurs de courant coïncident avec les courants nominaux de l'entrée de courant correspondante de l'appareil. Pour adapter les courants nom-inaux secondaires de l'appareil, consultez le chapitre 3.1.3.3 (sous la section „ Carte d’entrée/sortie A–I/O–3 “).

L1

L2

L3


„Côté 1“„Côté 2“


26 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités

Si vous avez utilisé des transformateurs de mixage, leur courant nominal côté sortie est normalement égal à 100 mA. Pour les courants nominaux secondaires, on règle donc uniformément une valeur de 0,1 A pour toutes les travées.

Les paramètres relatifs aux courants nominaux secondaires sont : adresse 213 IN-SEC TC I1 = courant nominal secondaire pour la travée 1, adresse 216 IN-SEC TC I2 = courant nominal secondaire pour la travée 2, adresse 219 IN-SEC TC I3 = courant nominal secondaire pour la travée 3, adresse 223 IN-SEC TC I4 = courant nominal secondaire pour la travée 4, adresse 226 IN-SEC TC I5 = courant nominal secondaire pour la travée 5, adresse 229 IN-SEC TC I6 = courant nominal secondaire pour la travée 6, adresse 233 IN-SEC TC I7 = courant nominal secondaire pour la travée 7.

La polarité des transformateurs de courant est déterminée par l'indication de la posi-tion du point neutre des jeux de transformateurs de courant. Pour chaque travée, dé-terminez si le point neutre est orienté vers le jeu de barres ou non. La figure 2-5 présente un exemple de 3 travées dans lequel le point neutre est orienté vers le jeu de barres pour les travées 1 et 3 et non pour la travée 2.

Figure 2-5 Position des points neutres des transformateurs de courant — Exemples pour la phase L1 d’un jeu de barres à 3 travées

Les paramètres relatifs à la polarité sont : adresse 211 PN TC (I1)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de barres pour la travée 1, adresse 214 PN TC (I2)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de barres pour la travée 2, adresse 217 PN TC (I3)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de barres pour la travée 3, adresse 221 PN TC (I4)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de barres pour la travée 4, adresse 224 PN TC (I5)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de barres pour la travée 5, adresse 227 PN TC (I6)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de barres pour la travée 6, adresse 231 PN TC (I7)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de barres pour la travée 7.

7UT612

L1

L2

L3

Travée 1 Travée 3Travée 2

pour L1

211 PN TC (I1)->JdB = Oui

214 PN TC (I2)->JdB = Non

217 PN TC (I3)->JdB = Oui

I3

I2

I1

27Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Données de trans-formateur de cou-rant pour l’entrée de courant I7

L'entrée de mesure de courant I7 est normalement utilisée pour la détection du cou-rant de point neutre d'un enroulement à la terre d'un transformateur, d'une bobine d'in-ductance, d'un générateur ou d'un moteur. Seulement dans le cas d’une protection pour jeux de barres monophasée ceci n’est pas possible, car I7 est alors réservée à un courant de travée.

I7 peut servir à compenser le courant homopolaire dans le cas d'une protection dif-férentielle de transformateurs et/ou d'une protection différentielle de terre. Elle peut être traitée en remplacement ou en complément de la protection à maximum de cou-rant de terre.

Pour adapter la valeur de courant, il faut régler à l’adresse 232 IN-PRI TC I7 le courant nominal primaire du transformateur de courant qui alimente cette entrée de mesure. Le courant nominal secondaire de ce transformateur de courant défini à l’adresse 233 IN-SEC TC I7 doit coïncider avec le courant nominal de l'appareil pour cette entrée de mesure.

L’adresse 230 CTE TERRE TC I7 est déterminante pour la polarité de ce courant. C'est ici que vous déterminez la borne de l'appareil à laquelle le côté du transforma-teur de courant affecté à la prise de terre du point neutre d'enroulement concerné (par conséquent, pas au point neutre de l'enroulement proprement dit) est raccordé. La fig-ure 2-6 montre les alternatives possibles dans l’exemple d’un enroulement de trans-formateur raccordé à la terre.

Figure 2-6 Réglage de polarité pour l’entrée de courant I7

Données de trans-formateur de cou-rant pour l’entrée de courant I8

L'entrée de mesure de courant I8 est une entrée particulièrement sensible qui permet de détecter également de faibles courants (à partir de 3 mA au niveau de l'entrée).

Le facteur de conversion INprim/INsek du transformateur de courant connecté est réglé à l’adresse 235 FACTEUR I8 afin de pouvoir aussi indiquer des valeurs primaires pour cette entrée de mesure (p. ex. pour un réglage en courant primaire, pour une sor-tie de valeurs de mesure primaire).

7UT612

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

Q8

Q77UT612

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

Q7

Q8

K

L l

kK

L l

k

I7 I7

230 CTE TERRE TC I7 = borne Q7

230 CTE TERRE TC I7 = borne Q8

Remarque :

Sur des appareils installés dans un boîtier pour montage en saillie Borne Q7 → Borne 12 du boîtier Borne Q8 → Borne 27 du boîtier

28 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités

Durée des ordres de déclenchement et d'enclenchement

La durée minimale de l'ordre de déclenchement T DECL. MIN est déterminée à l’adresse 280A. Elle s'applique à toutes les fonctions de protection associées à un dé-clenchement. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.

Etat des disjoncteurs

Pour fonctionner optimalement, plusieurs fonctions de protection et fonctions complé-mentaires requièrent des informations sur la position des disjoncteurs.

Pour le disjoncteur du côté 1 de l'équipement à protéger, réglez à l’adresse 283 un seuil de courant DJ Côté 1 I> qui sera dépassé avec sécurité quand le disjoncteur est ouvert. Il peut être réglé à un niveau très sensible dans la mesure où les courants parasites (p. ex. par induction) peuvent être exclus dès que l'équipement à protéger est déclenché. Dans le cas contraire, la valeur doit être augmentée en conséquence. Le niveau préréglé est habituellement suffisant.

Pour le disjoncteur du côté 2 de l’équipement à protéger, la valeur doit être définie à l’adresse 284 DJ Côté 2 I>.

2.1.2.1 Vue d’ensemble des paramètres

La liste ci-dessous reprend, pour les adresses 283 à 285, les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte de la con-version des transformateurs de courant.


Explication

270 FREQUENCE NOM.

50 Hz60 Hz16,7 Hz

50 Hz Fréquence nominale

271 SUCCESS. PHASES

L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Ordre de succession des phases

276 Unité temp. Degré CelsiusDegré Fahrenheit

Degré Celsius Unité de température

240 UN ENROUL. C1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Tension nominale côté 1

241 POINT NEUTRE C1 mis à la terreisolé

mis à la terre Le point neutre côté 1 est

242 MODE COUPL. C1 YDZ

Y Mode de couplage côté 1

243 UN ENROUL. C2 0.4..800.0 kV 11.0 kV Tension nominale côté 2

244 POINT NEUTRE C2 mis à la terreisolé


245 MODE COUPL. C2 YDZ


246 IND COUPLAGE C2 0..11 0 L'indice de couplage côté 2 est

29Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

249 SN TRANSFO 0.20..5000.00 MVA 38.10 MVA Puissance apparente nominale

251 UN GEN/MOTEUR 0.4..800.0 kV 21.0 kV Tension nominale

252 SN GEN/MOTEUR 0.20..5000.00 MVA 70.00 MVA Puissance apparente nominale

261 UN J. DE BARRES 0.4..800.0 kV 110.0 kV Tension nominale

265 In PRIM.EXPLOI. 1..100000 A 200 A Courant nominal d'exploit. côté primaire

266 CHOIX PHASE Phase 1Phase 2Phase 3

Phase 1 Choix de phase

201 PN TC ->OBJ C1 OuiNon

Oui Orient. PN TC côté 1 vers objet prot.

202 IN-PRIM TC C1 1..100000 A 200 A Courant nominal primaire (HT) TC côté 1

203 IN-SEC TC C1 1A5A

1A Courant nomin. secondaire (BT) TC côté 1

206 PN TC ->OBJ C2 OuiNon


207 IN-PRIM TC C2 1..100000 A 2000 A Courant nominal primaire (HT) TC côté 2

208 IN-SEC TC C2 1A5A


211 PN TC (I1)->JdB OuiNon

Oui Orient. PN TC I1 vers jeu de barres

212 IN-PRI TC I1 1..100000 A 200 A Courant nominal primaire TC I1

213 IN-SEC TC I1 1A5A0.1A

1A Courant nominal secondaire TC I1















Explication

30 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités

2.1.2.2 Liste d’information













230 CTE TERRE TC I7 borne Q7borne Q8

borne Q7 Raccordement terre sec. TC I7 sur:






235 FACTEUR I8 1.0..300.0 60.0 Facteur de transformation Prim/sec I8

280A T DECL. MIN 0.01..32.00 s 0.15 s Durée min. de commande de déclenchement

283 DJ Côté 1 I> 0.04..1.00 A 0.04 A Seuil de courant "Disj côté 1 enclenché"

284 DJ Côté 2 I> 0.04..1.00 A 0.04 A Seuil de courant "Disj côté 2 enclenché"

285 DJ I7> 0.04..1.00 A 0.04 A Seuil de courant I7 "Disj. enclenché"


Explication

FNo. Signalisation Explication

05145 >Commut.ChmpTrn >Commutation champ tournant

05147 ChmpTrn L1L2L3 Champ tournant L1 L2 L3

05148 ChmpTrn L1L3L2 Champ tournant L1 L3 L2

31Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.1.3 Groupes de réglage

Objectif des groupes de réglage

Quatre jeux de paramètres différents peuvent être définis pour les réglages fonction-nels de l'appareil. En service, il est possible de commuter entre eux, sur l’appareil au moyen du panneau de commande, via entrée binaire (si elle a été correctement af-fectée), via l'interface utilisateur et de service à partir d'un ordinateur personnel ou via l'interface système.

Un groupe de réglage comporte les valeurs de paramètres de toutes les fonctions pour lesquelles le réglage Disponible ou une autre option active a été sélectionné lors de la configuration (Chapitre 2.1.1). L’appareil 7UT612 supporte 4 groupes de réglage autonomes (groupes A à D). Ils couvrent un nombre de fonctions identique, mais peuvent contenir des valeurs de réglage différentes.

Les groupes de réglage servent à mémoriser et à appeler rapidement, le cas échéant, les réglages fonctionnels pour différents cas d'application. Tous les groupes de réglage sont stockés dans l'appareil. Toutefois, un seul groupe de réglage à la fois peut être actif.

Si vous n'avez pas besoin de la fonction de commutation, vous ne définissez que le groupe de réglage A proposé par défaut.

Si vous désirez utiliser la possibilité de commutation, vous devez régler, lors de la con-figuration des fonctions, la permutation du jeu de paramètres sur PERMUT.JEUPARAM = Disponible (adresse 103). Lors de la définition des paramètres fonctionnels, paramétrez successivement les jeux de paramètres A à D. Pour copier ou réinitialiser des jeux de paramètres ou pour commuter en service entre les jeux de paramètres, veuillez consulter le manuel système DIGSI® 4, n° de référence E50417–H1100–C151.

La manière de permuter entre les deux jeux de paramètres par activation externe via entrées binaires vous est expliquée au chapitre 3.1.2 sous „ Commutation des jeux de paramètres “.

2.1.3.1 Vue d’ensemble des paramètres


Explication

302 ACTIVATION Jeu de paramètres AJeu de paramètres BJeu de paramètres CJeu de paramètres DPar entrée binairePar protocole

Jeu de paramè-tres A

Activation

32 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.1 Généralités


2.1.4 Données de protection générales (données du poste 2)

Les données de protection générales (DONNEES POSTE 2) ne nécessitent aucun réglage. Le tableau ci-dessous reprend la liste d’information. Selon l'exécution et l'équipement à protéger qui est sélectionné, toutes les informations ne sont pas dis-ponibles.



00007 >Sél. Jeu Par-1 >Sél. du jeu de paramètres (Bit 1)

00008 >Sél. Jeu Par-2 >Sél. du jeu de paramètres (Bit 2)

JeuParam A Jeu de paramètres A

JeuParam B Jeu de paramètres B

JeuParam C Jeu de paramètres C

JeuParam D Jeu de paramètres D


00311 Mque config. Manque configuration protection

00356 >Encl. manuel >Encl. manuel bouton "tourner+pousser"

00561 Encl. manu. Disjoncteur enclenché en manuel

00410 >CA DJ1 3p FERM >Cont.aux. DJ1 fermé triphasé

00411 >CA DJ1 3p OUV >Cont.aux. DJ1 ouvert triphasé

00413 >CA DJ2 3p FERM >Cont.aux. DJ2 fermé triphasé

00414 >CA DJ2 3p OUV >Cont.aux. DJ2 ouvert triphasé

00501 Démarrage gén. Protection : démarrage (excit.) général

00511 Décl. général Déclenchement (général)

>ACQ DECL >Acquit du déclenchement protection

DEC et acq Déclenchement nécessitant un acquit

00126 Eq.EN/HORS Protection EN/HORS (CEI60870-5-103)

00576 IL1C1: Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 1

33Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions






00582 I1: Courant coupé (primaire/HT) I1








34 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.2 Protection différentielle


La protection différentielle constitue la fonction principale de l'appareil. Celui-ci fonc-tionne sur le principe de la comparaison des courants. L’appareil 7UT612 convient pour des transformateurs, des générateurs, des moteurs, des bobines, des lignes courtes et (en fonction des entrées de courant possibles) des nœuds (petits postes munis d’un jeu de barres). Une protection groupée pour un bloc générateur/transfor-mateur est également possible.

La 7UT612 peut aussi s'utiliser comme appareil monophasé. Il est alors possible de connecter jusqu'à 7 extrémités d'un ensemble à protéger comme, p. ex., des jeux de barres comptant jusqu'à 7 travées.

La zone à protéger est limitée sélectivement à ses extrémités par les transformateurs de courant.

2.2.1 Description fonctionnelle de la protection différentielle

La préparation des grandeurs de mesure dépend de l'utilisation de la protection dif-férentielle. Le présent chapitre traite du fonctionnement général de la protection dif-férentielle indépendamment de la nature de l’équipement à protéger. Illustrons notre propos à l'aide d'une représentation monophasée. Nous expliquerons ensuite les par-ticularités des différents objets à protéger.

Principe de base avec deux ex-trémités

La protection différentielle repose sur une comparaison des courants destinée à ga-rantir qu'un équipement à protéger (figure 2-7) conduit toujours, en service normal, le même courant i (ligne pointillée) des deux côtés. Ce courant entre dans la zone con-sidérée d'un côté et ressort de l'autre côté. Une différence de courant indique incon-testablement un défaut à l'intérieur de l'équipement à protéger. À transformation iden-tique, les enroulements secondaires des transformateurs de courant W1 et W2 placés aux extrémités de l’élément à protéger, ont pu être connectés entre eux pour qu'un circuit de courant fermé se forme avec le courant secondaire I et qu'un élément de mesure M connecté transversalement reste sans courant en situation d’exploitation normale.

35Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-7 Principe de base de la protection différentielle entre deux extrémités (représen-tation monophasée)

En cas de défaut dans la zone limitée par les transformateurs, l’élément de mesure détecte un courant I1 + I2 proportionnel à la somme i1 + i2 des courants de défaut en-trant aux deux extrémités. Le montage simple de la figure 2-7 amène au déclenche-ment en toute sécurité de la protection en présence d'un défaut dans la zone protégée traversée par un courant de défaut suffisant pour faire réagir l’élément de mesure M.

Principe de base avec plus de deux extrémités

Dans le cas de jeux de barres ou pour des éléments à protéger à trois extrémités ou plus, le principe différentiel est étendu en ce sens que la somme de tous les courants pénétrant dans la zone à protéger doit être égale à zéro en fonctionnement normal, mais doit être égale au courant de défaut en cas de court-circuit (voir la figure 2-8 com-me exemple pour 4 extrémités).

Figure 2-8 Principe de base d’une protection différentielle pour 4 extrémités (représentation monophasée)

Stabilisation des courants

Quand, en présence de défauts externes, des courants très élevés traversent la zone à protéger, des différences de comportement magnétiques des transformateurs de courant W1 et W2 en plage de saturation peuvent générer un courant différentiel con-séquent pouvant provoquer un déclenchement (figure 2-7). La stabilisation empêche une telle défaillance de la protection.

Dans le cas d’équipements de protection différentielle pour éléments à protéger à 2 extrémités, cette stabilisation découle soit de la différence des courants |I1 – I2| soit de la somme des amplitudes |I1| + |I2|. Les deux méthodes se valent dans la zone sig-nificative des caractéristiques de stabilisation. Avec des objets comptant plus de deux extrémités tels que, p. ex., des transformateurs à enroulements multiples ou des jeux de barres, seule la méthode de la somme des amplitudes peut être appliquée. Pour

II1

II2

i i1 i2 i

I1 + I2

M

i1 + i2

W1 W2équipement à

protéger

I2

i1

I1 + I2 + I3 + I4

M

W1 W2 W3 W4

I1 I3 I4

élément à protéger

i2 i3 i4

36 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


des raisons d'uniformité, elle est aussi utilisée dans l'appareil 7UT612. Sont donc définis :

un courant de déclenchement ou courant différentiel

Idiff = |I1 + I2|

et un courant de stabilisation

Istab = |I1| + |I2|

Idiff est calculé à partir de la fondamentale des courants et agit dans le sens du dé-clenchement, Istab agissant dans le sens inverse.

Pour clarifier le fonctionnement, examinons trois cas de fonctionnement importants avec des grandeurs de mesure idéales et adaptées (figure 2-9) :

Figure 2-9 Définitions des courants

a) Courant traversant en situation saine ou avec un défaut externe :

I2 change de sens, ce qui implique un changement de signe : I2 = –I1 ; en outre |I2| = |I1|

Idiff = |I1 + I2| = |I1 – I1| = 0 Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2·|I1|

Pas de grandeur de déclenchement (Idiff = 0) ; la stabilisation (Istab) correspond au double du courant de circulation.

b) Court-circuit interne, alimentation à partir des deux extrémités, p. ex. avec des cou-rants de même grandeur :

dans ce cas, I2 = I1 ; en outre |I2| = |I1|

Idiff = |I1 + I2| = |I1 + I1| = 2·|I1| Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2·|I1|

La grandeur de déclenchement (Idiff) et la grandeur de stabilisation (Istab) sont égales et correspondent au courant de court-circuit total.

c) Court-circuit interne, alimentation à partir d’une seule extrémité :

Dans ce cas, I2 = 0

Idiff = |I1 + I2| = |I1 + 0| = |I1| Istab = |I1| + |I2| = |I1| + 0 = |I1|

La grandeur de déclenchement (Idiff) et la grandeur de stabilisation (Istab) sont égales et correspondent au courant de court-circuit d'un seul côté.

équipement à W1 W2

i1 i2

I1 + I2

I1 I2

M

protéger

37Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

En cas de défaut interne, Idiff = Istab. La caractéristique locale des défauts internes dans le diagramme de déclenchement prend alors la forme d'une droite inclinée à 45° (voir la figure 2-10, ligne pointillée).

Figure 2-10 Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle avec caractéristique de défaut

Stabilisation addi-tionnelle en présence de dé-fauts externes

Lors d'un court-circuit interne (dans la zone protégée), une saturation des transforma-teurs de courant à des courants de court-circuit élevés et/ou de longues constantes de temps du réseau ne joue pratiquement aucun rôle, car l'altération de la valeur de mesure influence de manière identique le courant différentiel et le courant de stabili-sation. La caractéristique de défaut de la figure 2-10 est en principe aussi valable ici. Il est clair que le courant secondaire du transformateur de courant saturé doit au moins dépasser le seuil de démarrage a de la figure 2-10).

Dans le cas d'un défaut externe engendrant un courant de court-circuit de circulation élevé, la saturation des transformateurs de courant peut générer un courant différen-tiel élevé, dans le cas où la différence aux points de mesure est particulièrement mar-quée, qui, si le point de travail Idiff/Istab se trouve dans la zone de déclenchement de la caractéristique (figure 2-10), provoquerait un déclenchement intempestif dans le cas où aucune action particulière n’est prise.

L’appareil 7UT612 dispose d'un indicateur de saturation qui détecte de pareilles situ-ations et active des mesures de stabilisation adéquates. L'indicateur de saturation évalue le comportement dynamique du courant différentiel et du courant de stabilisa-tion.

La ligne pointillée dans la figure 2-10 montre l’évolution dans le temps des rapports de courant avec un défaut externe saturant le transformateur d'un seul côté.

Dès l'apparition du défaut (A), les courants de court-circuit augmentent fortement dans un premier temps et engendrent un courant de stabilisation proportionnel

Stabilisation additionnelle

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Déclenchement

IstabINObj----------------

Idiff

NObj---------------

a

Caractéristique de défaut

AB

C

D

aApparition de la saturation

Blocage

38 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


(2×courant de circulation). Si la saturation n'apparaît que d'un seul côté (B), elle pro-duit un courant différentiel et atténue le courant de stabilisation de telle sorte que le point de fonctionnement Idiff/Istab peut se décaler jusque dans la zone de déclenche-ment (C).

En cas de court-circuit interne, en revanche, le point de travail se place directement sur la caractéristique de défaut (D), car le courant de stabilisation est à peine supérieur au courant différentiel.

Une saturation d'un transformateur de courant en présence d'un défaut externe se dis-tingue donc par le passage initial d'un courant de stabilisation instantané élevé. L'in-dicateur de saturation prend sa décision pendant le premier quart de période. Si un défaut externe a été détecté, la protection différentielle est bloquée pendant un temps réglable. Le blocage est annulé dès que l'indicateur détecte que le point de travail Idiff/Istab est stationnaire (c'est-à-dire sur au moins une période) à l'intérieur de la zone de déclenchement proche de la caractéristique de défaut. Ceci permet de détecter rapi-dement des défauts évolutifs apparaissant dans la zone à protéger même après un court-circuit externe antérieur avec saturation des transformateurs de courant.

Stabilisation par harmoniques

Pour des transformateurs et des bobines d'inductance en particulier, des courants de magnétisation élevés (courants magnétisants ou effet inrush), pénétrant dans la zone à protéger sans la quitter par la suite, peuvent apparaître brièvement à l’enclenche-ment. Ils agissent dès lors comme des courants de défaut alimentés par une ex-trémité. Des courants différentiels non désirés peuvent aussi résulter de la mise en parallèle de transformateurs ou lors de la surexcitation d'un transformateur par une hausse de tension ou une sous-fréquence.

Le courant d'appel peut atteindre un multiple du courant nominal et est caractérisé par une composante de deuxième harmonique relativement élevée (double de la fréquence nominale), alors qu'elle est presque entièrement absente en cas de court-circuit. Si le pourcentage de deuxième harmonique dépasse dès lors un seuil réglable dans le courant différentiel, le déclenchement n'a pas lieu.

Outre la deuxième harmonique, une autre harmonique stabilisatrice peut également être activée dans la 7UT612 (réglable). Vous avez le choix entre la troisième harmo-nique et la cinquième harmonique.

Une surexcitation stationnaire se caractérise par des harmoniques impaires. La troisième ou cinquième harmonique convient ici pour la stabilisation. Comme, dans le cas de transformateurs, la troisième harmonique est souvent éliminée à l’intérieur du transfo (p. ex. dans un enroulement en triangle), la cinquième est appliquée la plupart du temps.

De même dans des transformateurs-convertisseurs, les harmoniques impaires jouent un rôle qui n'apparaît pas dans un court-circuit interne.

La proportion d'harmoniques contenue dans les courants différentiels est examinée. Des filtres numériques exécutant une analyse de Fourier des courants différentiels sont employés pour l'analyse fréquentielle. Dès que la proportion d'harmoniques ex-cède les seuils réglables, une stabilisation de la phase concernée est prise en compte. Les algorithmes des filtres sont optimisés conformément à leur comportement en ré-gime transitoire de manière à éviter de devoir prendre des mesures supplémentaires de stabilisation en présence de phénomènes dynamiques.

Comme la stabilisation à l'enclenchement est propre à chaque phase, la protection garde une efficacité optimale même si, p. ex., un transformateur est enclenché sur un défaut monophasé qui est un cas de figure où un courant magnétisant (inrush) est susceptible de circuler dans une autre phase saine. Cependant, il est aussi possible de régler la protection pour qu'un dépassement du seuil d'harmoniques admissible

39Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

dans le courant d'une seule phase non seulement stabilise la phase avec le courant magnétisant, mais bloque également toutes les autres phases restantes du seuil dif-férentiel. Cette fonction appelée " blocage croisé " peut être limitée à une durée déter-minée.

Déclenchement rapide pour défauts à forte intensité

Des défauts à haute intensité internes à la zone protégée peuvent toujours être supprimés de manière instantanée sans tenir compte des courants de stabilisation si la grandeur du courant différentiel permet d'exclure la présence d'un défaut externe. Dans des objets à protéger caractérisés par une impédance directe propre élevée (transformateur, générateur, réactance additionnelle) il est possible de trouver une valeur de courant qui ne sera jamais dépassée par un courant de court-circuit de cir-culation. Pour un transformateur, il s'agit, p. ex., de la valeur (primaire) .

La protection différentielle de l’appareil 7UT612 possède un seuil de déclenchement instantané non stabilisé. Celui-ci reste actif même dans le cas où, en raison d’une sat-uration d'un transformateur de courant due à une composante à courant continu dans le courant de court-circuit, p. ex., une deuxième harmonique apparaît, ce qui pourrait être interprété par la stabilisation comme un courant d'appel.

Le déclenchement instantané évalue aussi bien la fondamentale du courant différen-tiel que les valeurs instantanées. Le traitement des valeurs instantanées garantit dès lors également un déclenchement instantané si la fondamentale a été fortement at-ténuée par la saturation du transformateur de courant. Vu le décalage possible des courants à l'apparition d'un court-circuit, le traitement des valeurs instantanées débute au double du seuil de réglage.

Elévation du seuil d’excitation au dé-marrage

L’élévation du seuil d’activation est particulièrement utile pour des moteurs. Contrai-rement aux transformateurs, le courant d'enclenchement des moteurs est un courant traversant. Des courants différentiels peuvent néanmoins être générés si les transfor-mateurs de courant contiennent une certaine magnétisation rémanente avant la mise sous tension, ce qui amène à ce que la magnétisation s’opère à partir de différents points de travail de leur hystérésis. Malgré leur faiblesse, ces courants différentiels peuvent avoir une influence négative avec un réglage sensible de la protection dif-férentielle.

L'élévation du seuil d’activation offre une sécurité supplémentaire contre les fonction-nements intempestifs au démarrage d'un équipement à protéger qui n'était pas ali-menté en courant auparavant. Si le courant de stabilisation d'une phase est tombé en-dessous du seuil réglable STAB. DEMAR., l'augmentation du seuil de démarrage est activée. En fonctionnement normal, le courant de stabilisation est deux fois plus élevé que le courant de circulation ; la non-atteinte de ce seuil peut servir de critère pour définir l’état déclenché de l’équipement à protéger. La valeur de démarrage I-DIFF> et les autres plages du seuil Idiff> sont augmentés d'un facteur réglable (voir la figure 2-11).

Le rétablissement du courant de stabilisation indique la fin du démarrage. Après une temporisation réglable TPS MAX. DEMAR., l'augmentation de la caractéristique est annulée.

1uk Tfo------------------ INTfo⋅

40 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-11 Elévation du seuil d’activation au démarrage

Caractéristique de déclenchement

La figure 2-12 montre la caractéristique de déclenchement complète de l'appareil 7UT612. La plage a de la caractéristique représente le seuil de sensibilité de la pro-tection différentielle (valeur de réglage I-DIFF>) et tient compte de courants de dé-faut constants tels que des courants magnétisants.

La plage b tient compte des défauts proportionnels au courant dus à des erreurs de transformation des transformateurs de courant et des convertisseurs d'entrée de l'ap-pareil, voire à des écarts d'adaptation et à des commutateurs à plots dans le cas de transformateurs à régulation de tension.

Dans la zone des fortes intensités, susceptibles de provoquer une saturation des transformateurs, la plage c garantit une stabilisation renforcée.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

231I DIFF>>

221I DIFF>

IdiffINObj-------------

IstabINObj--------------

Déclenchement

Courbe de démarrage

Courbe stationnaire

Blocage

Elévation du seuil d’excitation

41Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-12 Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle

Dans le cas de courants différentiels situés au-delà de la plage d, le déclenchement est indépendant du courant de stabilisation et de la stabilisation harmonique (valeur de réglage I-DIFF>>). C'est donc la zone de „ Déclenchement rapide pour défauts à forte intensité “.

La plage de stabilisation additionnelle est déterminée par l'indicateur de saturation (voir ci-avant, section „ Stabilisation additionnelle en présence de défauts externes “).

La protection différentielle positionne les grandeurs Idiff et Istab sur la caractéristique de déclenchement de la figure 2-12. Si ces grandeurs donnent un point à l'intérieur de la zone de déclenchement, un déclenchement se produit.

Excitation, retombée

En règle générale, une protection différentielle n'a pas besoin d'" excitation " puisque la détection des défauts et la condition de déclenchement sont identiques. A l’instar de tous les appareils SIPROTEC®, la 7UT612 possède toutefois aussi une excitation qui marque un temps initial pour une série d'activités successives. L'excitation déter-mine le début d'un défaut. C'est nécessaire, p. ex., pour réaliser des enregistrements perturbographiques. Toutefois, certaines fonctions internes requièrent aussi le mo-ment le plus précis possible de l’apparition du défaut, même si celui-ci se produit en dehors de la zone protégée ; citons à titre d’exemple l'indicateur de saturation qui doit déjà remplir sa tâche en présence d'un courant de court-circuit traversant.

L'excitation permet de reconnaître le moment où la fondamentale du courant différen-tiel atteint 70 % de la valeur de démarrage ou le moment où le courant de stabilisation excède 70 % dans la zone de stabilisation additionnelle (figure 2-13). De même, le dé-passement du seuil de déclenchement instantané pour les courts-circuits à forte inten-sité produit un signal d'excitation.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1231I–DIFF>>

1221I–DIFF>

1244 ORIGINE 2

ORIGINE 11242

Déclenchement

b

c

d

IstabINObj----------------

IdiffINObj----------------

a

Caractéristique de défaut

Blocage1243PENTE 2

1241PENTE 1

EXF–STAB1256


42 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-13 Excitation de la protection différentielle

Si une stabilisation est activée par une harmonique supérieure, la première chose à faire est d'analyser les composantes harmoniques (±1 période) afin de vérifier les con-ditions de stabilisation. Sinon, l'ordre de déclenchement est émis dès que les condi-tions de déclenchement sont remplies (zone de déclenchement de la figure 2-12).

Pour des cas particuliers, l'ordre de déclenchement peut être temporisé.

La figure 2-14 présente un diagramme simplifié de la logique de déclenchement.

La retombée permet de détecter si, pendant un intervalle de deux périodes, aucune excitation n'est plus présente dans la valeur différentielle, c'est-à-dire si le courant dif-férentiel est tombé sous 70 % du seuil de réglage et que les autres conditions d'exci-tation ne sont plus non plus réunies.

Si aucun ordre de déclenchement n'a été envoyé, le défaut prend fin avec la retom-bée.

Si un ordre de déclenchement avait malgré tout été généré, il est maintenu pendant la durée minimale des ordres de déclenchement et d'enclenchement qui a été réglée pour toutes les fonctions de protection dans les paramètres généraux de l'appareil (voir aussi le chapitre 2.1.2 sous la section „ Durée des ordres de déclenchement et d'enclenchement “, page 29).

0,7

courbestationnaire

IdiffINObj----------------

Excitation

IstabINObj----------------

I–DIFF>0,7 · I–DIFF>

EXF–STAB

début de la stab.additionnelle

43Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-14 Logique de déclenchement de la protection différentielle

L3 L2

L1

≥1 &

>VerProtDiffN° fonction 05603

1201PROT. DIFF.

N° fonction 05616ProtDifVerN° fonction 05617

ProtDifAct

N° fonction 05615PrDifDésact

“1”

N° fonction 05631MRoute

Diff>L3

≥1

Diff>L2

N° fonction 05681...05683Diff>L1

1226 T I-DIFF>

N° fonction 05691Diff> décl

≥1

≥1

N° fonction 05672DéclL1PrDi

N° fonction 05692Diff>> décl

N° fonction 05671DéclPrDif

Courbe

Stabilisationenclench.(2eharmon.)

stabilisationharmonique(3e ou 5e)

Stabilisation de saturation(défaut ext.)

Déclench.-rapide

N°

fonc

tion

0565

1...0

5653

Diff

Déf

Ext

L1

Diff

Déf

Ext

L2

Diff

Déf

Ext

L3

≥1N° fonction 05673

DéclL2PrDi

≥1N° fonction 05674

DéclL3PrDi

Diff>>L3Diff>>L2

N° fonction 05684...05686Diff>>L1

1236 T I-DIFF>

T

≥1

≥1

1) slt pour transformateur

1)

1)

libération mesurelibération mesure

libération mesure

Surveillancecourant diff.

&

2)

T

2) slt pour câble/

&

N° f

onct

. 056

47...

0564

9D

iff n

.Har

m L

1D

iff n

.Har

m L

2D

iff n

.Har

m L

3

N° f

onct

. 056

44...

0564

6D

iff 2

.Har

m L

1D

iff 2

.Har

m L

2D

iff 2

.Har

m L

3

1)

1)

N°f

0566

2...0

5664

Ver

Sur

vIL1

Ver

Sur

vIL2

Ver

Sur

vIL3

2)

jeu de barres

En

Bloc. relais

Hors

N° fonction 05670Diff libérat. I

2)

≥12)

&

44 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.2.2 Protection différentielle pour transformateurs

Adaptation des grandeurs de mesure

Sur des transformateurs, pour des courants traversants, les courants mesurés du côté secondaire des transformateurs de courant ne sont habituellement pas identiques, mais ils sont déterminés par la transformation et l’indice de couplage du transforma-teur à protéger ainsi que par les courants nominaux des transformateurs de courant. Les courants doivent dès lors être adaptés avant de pouvoir être comparés.

Cette adaptation est calculée dans le cas de l'appareil 7UT612. Un adaptateur externe est donc normalement inutile.

Les courants digitalisés sont toujours comparés au courant nominal du transforma-teur. C’est pourquoi les valeurs nominales du transformateur, c'est-à-dire la puissance nominale, les tensions nominales et les courants nominaux primaires des transforma-teurs de courant, doivent être introduites dans l'appareil de protection.

Une fois l’indice de couplage introduit, l'appareil est capable de comparer les courants selon des règles de calcul prédéfinies.

Les courants sont convertis par des matrices de coefficients programmées qui simu-lent la formation des différences dans les enroulements des transformateurs. Chaque couplage envisageable (y compris les permutations de phases) est possible. Le ré-gime du point neutre des enroulements du transformateur joue également un rôle.

Point neutre d’un transformateur non mis à la terre

La figure 2-15 présente un exemple pour l’indice de couplage Yd5 sans mise à la terre du point neutre. Les enroulements sont représentés en haut, les diagrammes vectori-els de courants traversants symétriques sont illustrés juste en dessous et les équa-tions matricielles figurent dans le bas. La formule générale se présente comme suit :

où (Im) – matrice des courants adaptés IA, IB, IC, k – constante, (K) – matrice de coefficients, dépendante de l’indice de couplage, (In) – matrice des courants de phase IL1, IL2, IL3.

Du côté gauche (triangle), les courants adaptés IA, IB, IC résultent de la formation de la différence des courants de phase IL1, IL2, IL3, tandis que, du côté droit (étoile), les courants de phase sont égaux aux courants des enroulements (la figure ne tient pas compte de l'adaptation des amplitudes).

Im( ) k K( ) In( )⋅ ⋅=

45Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-15 Adaptation de l’indice de couplage à l'aide de l'exemple Yd5 (sans prise en compte de l’adaptation des amplitudes)

Point neutre d’un transformateur mis à la terre

La figure 2-16 présente un exemple pour l’indice de couplage YNd5 avec mise à la terre du point neutre du côté raccordé en étoile.

Dans ce cas, les courants homopolaires sont éliminés. Du côté gauche de la figure 2-16, le courant homopolaire s’annule automatiquement par le calcul de la différence des courants, d'autant plus qu'aucun courant homopolaire n'est possible dans le transformateur proprement dit, à l'exception de l'enroulement en triangle. Du côté droit, l'élimination du courant homopolaire résulte de l'équation matricielle, p. ex. 1/3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3) = 1/3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3) = 1/3 · (3 IL1 – 3 I0) = (IL1 – I0).

L'élimination du courant homopolaire permet de neutraliser, sans mesures externes particulières, les courants de défaut qui transitent aussi par les transformateurs de courant conséquemment à une mise à la terre dans la zone protégée (point neutre du transformateur ou bobine de mise à la terre), y compris en cas de défauts de terre dans le réseau. Dans la figure 2-17, un défaut externe provoque p. ex. l'apparition d'un courant homopolaire du côté droit et pas du côté gauche. Une comparaison des cou-rants sans élimination du courant homopolaire donnerait donc un résultat incorrect (courant différentiel malgré un défaut externe).

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Enroulement 1Enroulement 2

IL1

IL2IL3

IAIA

IL1

IL2

IL3

IA

IB

IC

11 0 0

0 1 0

0 0 1 IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=IA

IB

IC

13

-------1– 0 1

1 1– 0

0 1 1– IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=

46 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-16 Adaptation de l’indice de couplage à l’aide de l’exemple YNd5 (sans prise en compte de l’adaptation des amplitudes)

Figure 2-17 Exemple de défaut de terre extérieur au transformateur, avec répartition des courants

La figure 2-18 présente un exemple de défaut de terre touchant un côté en triangle situé à l'extérieur de la zone protégée, avec une bobine de mise à la terre installée à l'intérieur de la zone protégée (bobine zigzag). Un courant homopolaire apparaît aussi du côté droit et pas du côté gauche. Si la bobine de mise à la terre se trouvait à l'ex-térieur de la zone protégée (transformateur de courant entre le transformateur de puissance et la bobine de mise à la terre), le courant homopolaire serait inoffensif, car il ne passerait pas par le point de mesure (transformateur de courant).

L'élimination du courant homopolaire présente l'inconvénient d'insensibiliser davan-tage la protection différentielle en cas de défauts de terre dans la zone protégée du côté mis à la terre (d'un facteur 2/3, puisque le courant homopolaire représente 1/3 du courant de court-circuit). Elle est donc inutile en l'absence de mise à la terre du point neutre dans la zone protégée (voir la figure 2-15 ci-dessus).

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Enroulement 1Enroulement 2

IL1

IL2IL3

IAIA

IL1

IL2

IL3

IA

IB

IC

13---

2 1– 1–

1– 2 1–

1– 1– 2 IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=IA

IB

IC

13

-------1– 0 1

1 1– 0

0 1 1– IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=

L1

L2

L3

L1

L2

L3

47Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-18 Exemple de défaut de terre à l’extérieur du transformateur, avec bobine de mise à la terre à l’intérieur de la zone protégée avec répartition des courants

Augmentation de la sensibilité aux défauts de terre

La sensibilité d'un enroulement mis à la terre peut être accrue si le courant dans le point neutre de l'enroulement est disponible, c'est-à-dire si un transformateur de cou-rant est installé entre le point neutre et la terre et que ce courant est raccordé à l'ap-pareil de protection (entrée de mesure de courant I7).

La figure 2-19 présente un exemple de transformateur mis à la terre du côté en étoile. Dans ce cas-ci, le courant homopolaire n'est pas éliminé dans la matrice de couplage. Au contraire,1/3 du courant neutre ISt est ajouté pour chaque phase.

Figure 2-19 Exemple de défaut de terre à l’extérieur du transformateur, avec répartition des courants

L'équation matricielle est la suivante pour le côté mis à la terre :

ISt correspond à –3I0 en présence d'un courant traversant, mais est mesuré dans le point neutre de l'enroulement et pas aux bornes du transformateur. Conséquence : en cas de défaut de terre à l'intérieur de la zone du transformateur, le courant homopo-laire est également pris en compte (à partir de I0 = –1/3ISt), alors qu'il tombe en présence d'un défaut de terre à l'extérieur de la zone, car le courant homopolaire mesuré aux bornes 3·I0 = (IL1 + IL2 + IL3) annule le courant dans le point neutre ISt. Cela garantit dès lors une sensibilité totale pour les défauts de terre internes tandis que le courant homopolaire est éliminé automatiquement avec des défauts de terre externes.

L1

L2

L3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

IStIL3

IA

IB

IC

11 0 0

0 1 0

0 0 1 IL1

IL2

IL3

13---

ISt

ISt

ISt

⋅+⋅ ⋅=

48 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


La sensibilité aux défauts de terre dans la zone protégée peut encore être améliorée avec la protection différentielle de terre. Voir le chapitre 2.3.

Particularités des autotransforma-teurs

Dans le cas des autotransformateurs, il n'y a que le couplage Y(N)y0 (figure 2-20). Une mise à la terre du point neutre agit sur les deux extrémités réseau (haute tension et basse tension). En cas de défaut de terre, un couplage s’établit entre les deux ex-trémités réseau via la mise à la terre commune du point neutre. La distribution des courants homopolaires n'est pas directement détectable et ne ressort pas clairement des données relatives au transformateur. Le fait que le transformateur soit doté ou non d’un enroulement de compensation a également une influence sur l’amplitude et la ré-partition des courants homopolaires.

Figure 2-20 Autotransformateur avec point neutre mis à la terre

Le courant homopolaire doit être éliminé pour la protection différentielle. Cela signifie que la matrice doit être pourvue de l'élimination du courant homopolaire des deux côtés.

Dans ce cas-ci, la perte de sensibilité aux défauts de terre résultant de l'élimination des courants homopolaires ne peut pas être compensée par l'ajout du courant dans le point neutre. Le courant mesuré entre le point neutre et la terre ne peut être affecté ni à une phase précise ni à un enroulement particulier.

La Protection différentielle de terre ou la Protection différentielle à haute impédance peut être utilisée pour améliorer la sensibilité aux défauts de terre dans la zone à pro-téger à l’aide du courant dans le point neutre. Pour de plus amples explications, voir les chapitres 2.3 et 2.7.2.

Particularités des transformateurs monophasés

Il est possible d'exécuter des transformateurs monophasés avec une phase ou deux par enroulement ; dans ce dernier cas, les phases peuvent être logées sur un ou deux noyaux. Pour obtenir une adaptation optimale des grandeurs de mesure dans tous les cas, il faut toujours garantir deux entrées de mesure par enroulement, y compris en présence d'un seul transformateur de courant. Les courants doivent toujours être branchés aux entrées IL1 und IL3 et sont dès lors désignés IL1 und IL3 dans la suite du texte.

Avec deux phases, ils peuvent être mis en série (ce qui correspond à un enroulement en étoile) ou en parallèle (ce qui correspond à un enroulement en triangle). Le déphasage entre les enroulements ne peut être égal qu'à 0° ou 180°. La figure 2-21 présente un exemple de transformateur monophasé à deux phases permettant aussi de définir les sens du courant.

L1

L2

L3

L1

L2

L3

49Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-21 Exemple de transformateur monophasé avec répartition des courants

Comme sur un transformateur triphasé, les courants peuvent être adaptés à l'aide de matrices de coefficients programmées. La formule générale se présente comme suit :

où (Im) – matrice des courants adaptés IA, IC, k – constante, (K) – matrice des coefficients, (In) – matrice des courants de phase IL1, IL3.

Comme le déphasage entre les enroulements ne peut être égal qu'à 0° ou 180°, seul le traitement des courants homopolaires en plus de l'adaptation des amplitudes n’a de sens. Si un " point neutre " de l'enroulement concerné n'est pas mis à la terre (à gauche dans la figure 2-21), les courants de phase sont directement exploitables.

Si, en revanche, un „ point neutre “ a été raccordé à la terre (à droite dans la figure 2-21), le courant homopolaire doit être éliminé par la différence des courants. Cela per-met de neutraliser, sans mesures externes particulières, les courants de défaut qui transitent aussi par les transformateurs de courant à la suite d'une mise à la terre dans la zone protégée, y compris en cas de défauts de terre dans le réseau.

Les équations matricielles se présentent comme suit pour les enroulements de gauche et de droite de la figure 2-21

L'élimination du courant homopolaire présente l'inconvénient d'insensibiliser davan-tage la protection différentielle en cas de défauts de terre dans la zone protégée (d'un facteur 1/2, puisque le courant homopolaire représente 1/2 du courant de court-circuit). Cependant, la protection peut aussi être sensibilisée aux défauts de terre dans la zone protégée si le " courant dans le point neutre " du transformateur est disponible ; pour ce faire, un transformateur de courant doit être installé entre la mise à la terre et le " point neutre " du transformateur (figure 2-22).

Figure 2-22 Exemple de défaut de terre à l’extérieur du transformateur monophasé, avec ré-partition des courants

L1

L3

L1

L3

Im( ) k K( ) In( )⋅ ⋅=

IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=IA

IC 1

2---

1 1–

1– 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=

ISt

L1

L3

L1

L3

50 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Les équations matricielles se présentent alors comme suit :

où ISt est le courant circulant entre la terre et le " point neutre " de l'enroulement rac-cordé à la terre.

Le courant homopolaire n'est pas éliminé dans ce cas. Au contraire, la moitié du cou-rant neutre ISt est ajoutée pour chaque phase. Conséquence : en cas de défaut de terre à l'intérieur de la zone du transformateur, le courant homopolaire est également pris en compte (à partir de I0 = –1/2 · ISt), alors qu'il tombe en cas de défaut de terre à l'extérieur de la zone, car le courant homopolaire mesuré aux bornes 2·I0 = (IL1 + IL3) annule le courant neutre ISt. Cela garantit dès lors une sensibilité totale pour les dé-fauts de terre internes tandis que le courant homopolaire est éliminé automatiquement en présence de défauts de terre externes.

2.2.3 Protection différentielle pour générateurs, moteurs et réactances additionnelles

Adaptation des valeurs de mesure

Les mêmes conditions s'appliquent en principe aux générateurs, aux moteurs et aux bobines d'inductance. La zone à protéger est limitée aux deux extrémités de l’élément à protéger par les transformateurs de courant. Dans le cas de générateurs et de mo-teurs, il s'agit de la zone comprise entre le jeu de transformateurs dans le raccorde-ment du point neutre et le jeu de transformateurs du côté des bornes (figure 2-23). Comme, avec une protection différentielle, le sens du courant est habituellement défi-ni positivement entrant dans l'équipement à protéger, il en résulte les définitions illus-trées à la figure 2-23.

Figure 2-23 Définition du sens du courant pour une protection différentielle longitudinale

La protection différentielle de l’appareil 7UT612 rapporte tous les courants au courant nominal de l'équipement à protéger. Les données nominales, c'est-à-dire la puissance nominale, la tension nominale et les courants nominaux primaires des transforma-teurs de courant, sont à introduire dans l'appareil. L'adaptation des valeurs de mesure se limite donc aux facteurs concernant les amplitudes de courant.

IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3 1

2---

ISt

ISt

⋅+⋅ ⋅=

L1

L2

L3

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2 Fonctions

Il existe une particularité pour l'application en tant que protection différentielle trans-versale. Pour ce cas, la figure 2-24 donne les définitions des courants de mesure.

Dans le cas de la protection différentielle transversale, la zone protégée est limitée aux extrémités des phases correspondantes parallèles. Un courant différentiel appa-raît toujours dans ce cas-ci, si et seulement si les courants des phases mises en par-allèle sont différents, ce qui correspond à un courant de défaut dans une phase.

Figure 2-24 Définition du sens du courant pour une protection différentielle transversale

Comme, dans ce cas, tous les courants affluent vers l’équipement à protéger en fonc-tionnement normal, soit dans le sens inverse des autres applications, une polarité " erronée " est réglée pour un jeu de transformateurs de courant (voir la description du chapitre 2.1.2 sous „ Données de transformateur de courant pour 2 extrémités “, page 24).

Traitement du point neutre

Quand la protection différentielle est utilisée comme protection de générateur ou de moteur, il est inutile d'analyser séparément le courant homopolaire, même si le point neutre de la machine (forte ou faible résistance ohmique) a été relié à la terre. À chaque défaut externe, les courants de phase correspondants sont identiques aux deux points de mesure. En présence d'un défaut interne, chaque courant de court-cir-cuit résulte toujours dans la formation d’un courant différentiel.

Si le point neutre de la machine (à forte ou faible résistance ohmique) est raccordé à la terre, il est possible d'atteindre, grâce à la Protection différentielle de terre ou à la Protection différentielle à haute impédance, une sensibilité aux défauts de terre parti-culièrement élevée dans la zone protégée. Pour de plus amples explications, voir les chapitres 2.3 et 2.7.2.

2.2.4 Protection différentielle pour bobines d’inductance

Si, dans le cas de bobines d'inductance (shunt), des transformateurs de courant sont disponibles des deux côtés de l'enroulement de chaque phase, ils peuvent être con-sidérés comme des réactances additionnelles (chapitre 2.2.3).

La plupart du temps, les transformateurs de courant ne sont présents que du côté de la ligne et au point neutre (figure 2-25 à gauche). Il est alors intéressant de comparer les courants homopolaires. La Protection différentielle de terre décrite au chapitre 2.3 convient pour cette tâche.

L1

L2

L3

52 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Si le raccordement à la bobine ne contient pas de transformateur de courant, mais que des transformateurs sont installés de part et d'autre des points de connexion (voir la figure 2-25 à droite), il faut en principe appliquer les mêmes conditions que pour les autotransformateurs. Un tel montage est dès lors considéré comme un autotransfor-mateur.

Quand une bobine de mise à la terre (zigzag) est placée à l'extérieur de la zone de protection d'un transformateur, elle peut avoir une zone de protection propre, de la même façon qu'une bobine d'inductance. La différence avec la bobine d'inductance se limite au fait qu’un zigzag possède une faible impédance ohmique pour le courant homopolaire.

Figure 2-25 Définition du sens du courant pour une bobine d’inductance

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt

53Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.2.5 Protection différentielle pour mini-jeux de barres et lignes courtes

Par mini-jeux de barres ou nœud, il faut entendre une portion de ligne triphasée con-tinue qui est limitée par des transformateurs de courant, y compris s'il ne s'agit pas à proprement parler d'un nœud. Ces nœuds peuvent être de courtes dérivations ou des mini-jeux de barres (figure 2-26). Dans le cas de transformateurs, la protection dif-férentielle ne peut pas être mise en œuvre dans ce mode de fonctionnement et il faut plutôt recourir à la fonction de protection différentielle pour transformateurs (voir chapitre 2.2.2). Elle ne peut pas non plus être employée pour d'autres inductances, comme les réactances additionnelles et les bobines d'inductance, en raison de sa sensibilité insuffisante.

Ce mode de fonctionnement est également intéressant pour des lignes courtes. À cet égard, " court " signifie que les connexions entre les transformateurs de courant aux extrémités de ligne et l'appareil n'imposent pas une charge inadmissible aux transfor-mateurs de courant. Les courants capacitifs induits dans les câbles jouent en re-vanche un rôle négligeable, car la protection différentielle n'est habituellement pas réglée sur un niveau très sensible pour cette application.

Comme, dans le cas de la protection différentielle, le sens du courant est générale-ment défini positivement dans le sens de l’élément à protéger, nous obtenons les déf-initions illustrées aux figures 2-26 et 2-27.

Figure 2-26 Définition du sens du courant pour un " nœud " (jeu de barres à 2 travées)

Figure 2-27 Définition du sens du courant pour des lignes courtes

La protection différentielle de l’appareil 7UT612 compare tous les courants au courant nominal de l’élément à protéger. À cette fin, le courant nominal de l'équipement à pro-téger et les courants nominaux primaires des transformateurs de courant sont à intro-duire dans l'appareil. L'adaptation des valeurs de mesure se limite donc aux facteurs concernant les amplitudes de courant. Si les jeux de transformateurs de courant présentent des courants nominaux primaires différents aux extrémités du nœud, des adaptateurs externes ne sont habituellement pas nécessaires.

L1

L2

L3

Jeu de barres

L1

L2

L3

54 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Surveillance du courant différentiel

Alors que des transformateurs, des bobines et des machines tournantes requièrent normalement un réglage très sensible de la protection différentielle afin de détecter également les défauts présentant de faibles courants de défaut, les jeux de barres ou les lignes courtes se distinguent par des courants de court-circuit plus élevés, ce qui permet de régler une valeur de démarrage plus haute (supérieure au courant nomi-nal). Il est dès lors possible de surveiller les courants différentiels à un niveau très bas et de détecter un défaut dans le circuit secondaire des transformateurs de courant en présence de faibles courants différentiels, c'est-à-dire dans la zone normale du cou-rant de charge.

Cette surveillance fonctionne de manière sélective en phase. En charge, la circulation d'un courant différentiel de la grandeur d'un courant de travée indique l’absence d’un courant secondaire et, dès lors, un défaut dans le circuit secondaire du transformateur de courant. Cette alarme est temporisée. Simultanément, la protection différentielle est bloquée pour cette phase.

Libération de dé-clenchement par critère de courant

Avec des jeux de barres et des lignes courtes, l'ordre de déclenchement n’est seule-ment libéré que quand au moins un des courants entrants dépasse un seuil. Le dé-passement d'une valeur réglable par les trois courants de phase de chaque côté de l'équipement à protéger est surveillé. Le déclenchement n'intervient que si au moins un des courants dépasse cette valeur.

2.2.6 Protection différentielle monophasée pour jeux de barres

La 7UT612 possède, en plus de l'entrée de mesure de courant sensible I8, 7 entrées de courant équivalentes. Il est ainsi possible de réaliser une protection différentielle monophasée pour jeux de barres comportant jusqu'à 7 travées.

Il existe deux possibilités :

1. Une 7UT612 est utilisée pour chaque phase (figure 2-28). Pour toutes les travées du jeu de barres, le courant de chaque phase est relié à un appareil 7UT612 pro-pre.

2. Les trois courants de phase de chaque travée sont convertis en un courant équiv-alent par un transformateur de mixage externe (figure 2-29). Les courants mixés ainsi formés pour chaque travée sont connectés à un appareil.

Connexion par phase

Dans le cas d'une connexion par phase, une 7UT612 est nécessaire pour chaque phase. La sensibilité est identique pour tous les types de défauts.

La protection différentielle de l’appareil 7UT612 rapporte tous les courants au courant nominal de l'équipement à protéger. Il faut dès lors définir un courant nominal uniforme pour le jeu de barres. Ce courant nominal uniforme et les courants nominaux primaires des transformateurs de courant de toutes les travées sont introduits dans l'appareil. L'adaptation des valeurs de mesure dans l'appareil se limite donc aux facteurs con-cernant les amplitudes de courant. Si les transformateurs de courant des travées présentent des courants nominaux primaires différents, des adaptateurs externes ne sont habituellement pas nécessaires.

55Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-28 Protection monophasée pour jeux de barres, représentée pour L1

Connexion via transformateur de mixage

Dans le cas d'une connexion par transformateur de mixage, une seule 7UT612 suffit pour le jeu de barres, car les trois courants de phase de chaque travée sont addition-nés dans un transformateur de mixage TM pour former un courant équivalent monophasé (figure 2-29). La sensibilité aux différents types de défauts varie suite au mélange asymétrique des courants de phase.

Ici également, il importe de définir un courant nominal uniforme pour le jeu de barres. L'adaptation des valeurs peut déjà résulter de la connexion des enroulements du transformateur de mixage. Le courant de sortie des transformateurs de mixage est ha-bituellement de 100 mA avec un courant nominal symétrique. INObj = 100 mA est em-ployé comme courant nominal de l’équipement à protéger.

Figure 2-29 Protection pour jeu de barres avec connexion par transformateur de mixage

7UT612

L1

L2

L3


pour L1I7I1

I2

7UT612

L1

L2

L3

Travée 1 Travée 7

L1 L2 L3 E

Travée 2

L1 L2 L3 E L1 L2 L3 E

TM TM TMI7I1

I2

56 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Les transformateurs de mixage peuvent être connectés aux transformateurs de cou-rant de plusieurs façons. Dans le cas d'un jeu de barres, la même connexion doit tou-jours être utilisée.

Le schéma de raccordement illustré à la figure 2-30 est le plus courant. Les trois en-roulements d'entrée du transformateur de mixage sont raccordés à IL1, IL3 et IE. Il peut en principe s'employer dans tous les réseaux, quel que soit le régime du point neutre du système. Il se distingue par une sensibilité élevée aux courants de terre.

Figure 2-30 Raccordement au transformateur de mixage L1–L3–E

La figure 2-31 donne la pondération W = √3 pour un défaut symétrique triphasé (IE = 0) ; cela signifie que le flux de courant (nombre d'ampères-tour ou AT) du transforma-teur de mixage est aussi élevé qu'une grandeur multiple de √3 avec un courant alter-natif monophasé traversant l'enroulement possédant le moins de spires (facteur 1). Avec 1 × IN comme courant de court-circuit symétrique triphasé, le courant monophasé secondaire est égal à IM = 100 mA. Toutes les valeurs de réglage se rap-portent à ces courants.

Figure 2-31 Addition des courants dans le transformateur de mixage avec une connexion L1–L3–E

Lors d'une connexion selon la figure 2-30 nous obtenons, pour les différents types de défauts, les pondérations d'enroulement W et un rapport au défaut symétrique triphasé comme au tableau 2-1. En outre, les courants d'entrée I1 nécessaires pour obtenir un courant secondaire IM = 100 mA, calculés avec la valeur inverse du rapport, sont indiqués. Les valeurs de réglage doivent être multipliées par ce facteur afin d'ob-tenir la valeur de démarrage effective.

IL3

L1

IL1 TM IM

IE

1

2

3

L2 L3

IL1

IL3 IL2

IL3

IM

60°

90°

30°

2 · IL1

IM = 2 IL1 + IL3= √3 · |I|

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2 Fonctions

Il ressort du tableau que la protection différentielle est plus sensible aux défauts de terre ou aux doubles défauts de terre qu'aux courts-circuits entre phases. Cette sen-sibilité accrue provient du fait que l'enroulement IE (voir la figure 2-30) possède le nombre de spires le plus élevé et que, par conséquent, le courant de terre entre avec une pondération d'enroulement 3.

Si la sensibilité au courant de terre décrite n'est pas requise, vous pouvez opter pour une connexion selon la figure 2-32. Celle-ci se justifie, p. ex., dans des réseaux mis à la terre présentant une impédance homopolaire particulièrement basse, dans lesquels le courant de défaut peut être plus élevé avec un défaut de terre monophasé qu'avec un court-circuit biphasé. Avec ce schéma de raccordement, nous obtenons les valeurs du tableau 2-2 pour les sept courts-circuits possibles dans le réseau mis à la terre.

Figure 2-32 Raccordement par transformateur de mixage L1–L2–L3 avec sensibilité réduite aux courants de terre

Tableau 2-1 Types de défauts et pondération des enroulements pour une connexion L1–L3–E

Défaut W W/√3 I1 pour IM = 100 mA

L1–L2–L3 (sym.)L1–L2L2–L3L3–L1L1–EL2–EL3–E

√3211534

1,001,150,580,582,891,732,31

1,00 · IN0,87 · IN1,73 · IN1,73 · IN0,35 · IN0,58 · IN0,43 · IN

IL2

L1

IL1 TM IM

IL3

1

2

3

L2 L3

58 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-33 Addition des courants dans le transformateur de mixage avec une connexionL1–L2–L3

Une comparaison avec le tableau 2-1 montre que la pondération W et donc la sensi-bilité sont plus faibles en cas de défauts de terre. La sollicitation thermique maximale est simultanément abaissée à 36 %, soit (1,73/2,89)2.

Les possibilités de connexion décrites sont proposées à titre d'exemple. Une permu-tation cyclique ou acyclique des raccords permet de privilégier certaines phases en cas de défaut double à la terre (surtout dans des réseaux non mis à la terre). L'inser-tion d'un autotransformateur dans le circuit de courant de terre permet aussi de relever la sensibilité aux défauts de terre.

Les types 4AM5120 sont recommandés comme transformateurs de mixage. Ils pos-sèdent divers enroulements d'entrée permettant de mixer les courants selon un rap-port 2:1:3 et d'adapter, dans certaines conditions, des courants primaires différents. La figure 2-34 présente le schéma des enroulements.

Le courant nominal d'entrée de chaque transformateur de mixage doit coïncider avec le courant nominal secondaire des transformateurs de courant principaux correspon-dants. Le courant nominal côté secondaire (= courant nominal d'entrée pour l'appareil 7UT612) est égal à IN = 0,1 A si la conversion est correcte.

Tableau 2-2 Types de défauts et pondération des enroulements pour une connexion L1–L2–L3

Défaut W W/√3 I1 pour IM = 100 mA


√3121213

1,000,581,150,581,150,581,73

1,00 · IN1,73 · IN0,87 · IN1,73 · IN0,87 · IN1,73 · IN0,58 · IN

IL1

IL3 IL2 IM

60°

2 · IL1IM = 2 IL1 + IL2 + 3 IL3

= √3 · |I|3 · IL3

IL2

59Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-34 Schéma des enroulements des transformateurs de mixage et d’adaptation 4AM5120


Alors que des transformateurs, des bobines et des machines tournantes requièrent normalement un réglage très sensible de la protection différentielle afin de détecter également les défauts présentant de faibles courants de défaut, les jeux de barres se distinguent par des courants de court-circuit plus élevés, ce qui permet de régler une valeur de démarrage plus haute (supérieure au courant nominal). Il est dès lors pos-sible de surveiller les courants différentiels à un niveau très bas et de détecter un dé-faut dans le circuit secondaire des transformateurs de courant en présence de faibles courants différentiels, c'est-à-dire dans la zone normale du courant de charge.

En charge, la circulation d'un courant différentiel de la grandeur d'un courant de travée indique l’absence d’un courant secondaire et, dès lors, un défaut dans le circuit sec-ondaire du transformateur de courant. Cette alarme est temporisée. La protection dif-férentielle est bloquée simultanément.


Avec des jeux de barres, l'ordre de déclenchement n’est seulement libéré que si au moins un des courants entrants dépasse un seuil. Le dépassement d'une valeur réglable par les courants de chaque travée est surveillé. Le déclenchement n'intervi-ent que si au moins un des courants dépasse cette valeur.

2.2.7 Réglage des paramètres

Généralités La protection différentielle ne peut seulement fonctionner et être sélectionnée que si, lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1, adresse 112), la fonction PROT. DIFF. = Disponible a été réglée. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible.

Lors de la configuration des fonctions de protection, il convient aussi de définir la na-ture de l'équipement à protéger (adresse 105 OBJET PROTEGE, voir le chapitre 2.1.1). L'appareil ne propose que les paramètres pertinents pour l’équipement à pro-téger réglé ; tous les autres sont masqués.

La protection différentielle peut être activée ou désactivée (En- ou Hors) à l’adresse 1201 PROT. DIFF.. En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc. relais).

4AM5120–3DA00–0AN2

IN = 1 A

4AM5120–4DA00–0AN2

IN = 5 A

3A B

90N O

6C D

9E F

36L M

24J K

18G H

500

Y Z

1A B

12N O

2C D

3E F

8L M

6J K

4G H

500

Y Z

60 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Traitement du cou-rant neutre

Si, dans le cas d'un enroulement de transformateur mis à la terre, le courant dans le raccordement du point neutre, c'est-à-dire entre le point neutre et la mise à la terre, est disponible, il peut être pris en compte dans les calculs de la protection différentielle (voir aussi le chapitre 2.2.2 sous „ Augmentation de la sensibilité aux défauts de terre “, page 48). La sensibilité aux défauts de terre est ainsi accrue.

Sous les adresses 1211A DIFF mes. IT C1 pour le côté 1 ou 1212A DIFF mes. IT C2 pour le côté 2, vous indiquez à l'appareil si le courant de terre du point neutre raccordé à la terre doit être pris en compte. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“.

Si vous choisissez Oui le courant de terre correspondant est pris en compte par la protection différentielle. Ce réglage ne vaut que pour des transformateurs dotés de deux enroulements distincts et ne se justifie bien entendu que si le courant neutre cor-respondant est bien raccordé à l'appareil (entrée de courant I7). Cette fonction doit aussi être définie lors de la configuration des fonctions (chapitre 2.1.1, page 16) à l’adresse 108. En outre, le point neutre du côté correspondant doit être mis à la terre (chapitre 2.1.2 sous la section „ Données d’objet pour des transformateurs “, page 21, adresses 241 ou 244).


Le courant différentiel peut être surveillé dans une protection pour jeux de barres (voir le chapitre 2.2.5 ou 2.2.6). Cette surveillance peut être activée ou désactivée (En- et Hors) à l’adresse 1208 SURV. IDIFF.Elle ne se justifie que s'il est possible d'opérer une distinction claire entre des courants parasites d’exploitation résultant d'un défaut de courant d'un transformateur de courant et des courants de défaut liés à un court-circuit dans l'élément à protéger.

La valeur de démarrage I-DIFF> SURV. (adresse 1281) doit être suffisamment élevée pour empêcher une activation résultant d'un défaut de transformation des transformateurs de courant et d’une légère erreur de conversion entre les différents transformateurs de courant. La valeur de démarrage se rapporte au courant nominal de l'équipement à protéger. La temporisation T SURV. (adresse 1282) est valable pour la signalisation et le blocage de la protection différentielle ; elle doit veiller à éviter un blocage en cas de court-circuit - y compris externe. Cette temporisation est habi-tuellement réglée sur quelques secondes.


Avec des jeux de barres et des lignes courtes, l'ordre de déclenchement n’est seule-ment libéré que si au moins un des courants entrants dépasse un seuil. La protection différentielle ne déclenche que si au moins un des courants mesurés dépasse le seuil LIBERATION I> (adresse 1210). La valeur de démarrage se rapporte au courant nominal de l’élément à protéger. Si la valeur 0 (réglage par défaut) est introduite, ce critère de libération n'est pas utilisé.

Si vous configurez cette libération (en réglant le paramètre sur une valeur supérieure à 0), la protection différentielle ne déclenche qu'en présence de ce critère de libéra-tion. Ceci s'applique même si le traitement extrêmement rapide de valeur instantanée a déjà détecté le défaut après quelques millisecondes pour des courants différentiels

Remarque :

La protection différentielle est désactivée (Hors) à la livraison. Motif : la protection ne peut pas être utilisée sans avoir réglé au préalable les couplages et les valeurs de conversion. Si ces réglages ne sont pas définis, l'appareil peut avoir des réactions im-prévisibles (y compris un déclenchement) !

61Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

très élevés (voir le chapitre 2.2.1 sous la section „ Déclenchement rapide pour défauts à forte intensité “).

Caractéristique du courant différentiel

Les paramètres de la caractéristique de déclenchement sont définis aux adresses 1221 à 1256A. Pour la signification des paramètres, voir la figure 2-35. Les numéros affectés aux plages de la caractéristique correspondent aux adresses de réglage.

I-DIFF> (adresse 1221) est la valeur de démarrage du courant différentiel. Il s'agit de l’entièreté du courant entrant dans la zone à protéger en cas de court-circuit, et ce, indépendamment de sa répartition aux extrémités de l'équipement à protéger. La valeur de démarrage se rapporte au courant nominal de l'équipement à protéger. Un réglage sensible peut être choisi pour des transformateurs, des bobines, des généra-teurs et des moteurs (réglage par défaut 0,2 · INObj). Une valeur plus élevée doit être retenue pour des lignes et des jeux de barres (en général, une valeur supérieure au courant nominal). En cas d'écart très marqué des courants nominaux des transforma-teurs de courant par rapport au courant nominal de l’équipement à protéger, il faut s’at-tendre à des tolérances de mesure plus élevées.

Un second critère de démarrage est disponible en plus du critère de démarrage I-DIFF>. Indépendamment de la grandeur du courant de stabilisation et d'une éventu-elle stabilisation à l'enclenchement, l’appareil déclenche dès que ce seuil I-DIFF>> (adresse 1231) est franchi (plage de déclenchement instantané non stabilisé). Ce seuil doit être réglé sur une valeur supérieure à I-DIFF>. Dans des éléments à pro-téger caractérisés par une impédance directe propre élevée (transformateur, généra-teur, réactance additionnelle), il est possible de trouver une valeur de courant qui ne sera jamais dépassée par un courant de court-circuit traversant. Pour un transforma-teur, il s'agit, p. ex., de la valeur (primaire) .


1uk Tfo------------------ INTfo⋅

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1231I–DIFF>>

1221I–DIFF>

1244 ORIGINE 2

ORIGINE 11242

Déclenchement

IstabINObj---------------

IdiffINObj---------------

Blocage1243PENTE 2

1241PENTE 1

EXF–STAB1256


62 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


La caractéristique de déclenchement se compose de deux plages supplémentaires (figure 2-35). La première plage est déterminée par les adresses 1242A ORIGINE 1 et 1241A PENTE 1. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. Cette plage tient compte de courants parasites proportionnels au courant. Il s'agit essentiellement des erreurs de conversion des transformateurs de courant principaux ainsi que, sur des transformateurs, des courants différentiels ap-paraissant aux positions finales du régulateur en charge en raison d'une plage de réglage éventuelle.

Le courant parasite proportionnel correspond à la plage de réglage dans la mesure où la tension nominale a été corrigée comme indiqué au chapitre 2.1.2 sous la section „ Données d’objet pour des transformateurs “ (page 21).

La seconde plage rehausse la stabilisation dans la zone des hautes intensités où une saturation des transformateurs de courant peut apparaître. Son point de base est réglé à l’adresse 1244A ORIGINE 2 et se rapporte au courant nominal de l’élément à protéger. La pente de la droite est définie à l’adresse 1243A PENTE 2. Cette plage de la caractéristique influence la stabilité en cas de saturation des transformateurs de courant. Plus la pente est forte, plus la stabilisation est bonne. Ce réglage n’est pos-sible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.

Temporisations Dans des cas d'application particuliers, il peut être intéressant de retarder le dé-clenchement de la protection différentielle à l'aide d'une temporisation supplémen-taire. La temporisation 1226A T I-DIFF> débute dès qu'un défaut interne est détecté dans le transformateur. 1236A T I-DIFF> est la temporisation du seuil de dé-clenchement I-DIFF>>. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. La retombée de la temporisation de ce seuil est liée à la durée minimale de l'ordre de déclenchement valable pour toutes les fonctions de protection.

Ces réglages sont des temporisations supplémentaires qui ne sont pas comprises dans les temps internes de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la fonction de protection.

Elévation du seuil d’activation au dé-marrage

L’élévation du seuil d’activation au démarrage peut aussi offrir une sécurité supplé-mentaire contre les fonctionnements intempestifs au démarrage d'un élément à pro-téger qui n'était pas alimenté en courant auparavant. Elle peut être activée ou désac-tivée (En ou Hors) à l’adresse 1205 ELEVAT. MR KL. Elle doit surtout être activée (En) dans le cas de moteurs ou de blocs moteurs/transformateurs.

Le courant de stabilisation STAB. DEMAR. (adresse 1251A) est la valeur du courant de stabilisation en dessous de laquelle le courant tombera assurément avant un dé-marrage de l’équipement à protéger (c'est-à-dire à l'arrêt). Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. N'oubliez pas que ce courant de stabilisation est deux fois plus élevé que le courant d’exploitation traversant. Le réglage par défaut 0,1 correspond donc à 0,05 fois le courant nominal de l’élément à protéger.

L’adresse 1252A FACTEUR DEMAR. détermine le facteur d’élévation du seuil d’acti-vation Idiff> au démarrage. La caractéristique de ce seuil augmente proportionnelle-ment, le seuil Idiff>>demeure inchangé. Dans le cas de moteurs ou de blocs moteurs/transformateurs, la valeur 2 est la plus judicieuse. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.

L'élévation du seuil d’activation est annulée à l'issue du temps TPS MAX. DEMAR. (adresse 1253).

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2 Fonctions

Stabilisation sup-plémentaire

Une stabilisation dynamique supplémentaire est activée dans la zone des courants traversants très élevés en cas de court-circuit externe (figure 2-35). La valeur initiale est définie à l’adresse 1256A STAB. DEF.EXT.. La valeur se rapporte au courant nominal de l’élément à protéger. La pente est la même que pour la plage b de la car-actéristique (PENTE 1, adresse 1241A). Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. N'oubliez pas que le courant de stabilisation est la somme arithmétique des courants entrant dans l'équipement à protéger et est donc le double du courant traversant proprement dit.

La durée maximale de la stabilisation supplémentaire après détection d'un défaut ex-terne est réglée à l’adresse 1257A T DEF.EXT. STAB par multiples d’une période. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. La stabilisation supplémentaire est annulée automatiquement même avant l'écoulement de la durée réglée, dès que le point de fonctionnement Idiff/Istab devient stationnaire (c'est-à-dire sur au moins une période) à l'intérieur de la zone de déclenchement.


La stabilisation par harmoniques ne peut être définie qu'en cas d'utilisation comme protection pour transformateur ; cela signifie que OBJET PROTEGE (adresse 105) est un Transfo triph. ou Autotransfo ou Transfo mono.. Elle s'emploie aussi avec des bobines d'inductance si des jeux de transformateurs de courant sont in-stallés de part et d'autre des points de connexion (voir la figure 2-25 à droite).

La stabilisation à l'enclenchement avec la 2e harmonique peut être activée et désac-tivée (Hors- et En) à l’adresse 1206 2.HARM. INRUSH. Elle repose sur l'évaluation de la 2e harmonique présente dans le courant d'appel. Le rapport de la 2e harmonique à la fondamentale 2. HARMONIQUE (adresse 1261) est réglé par défaut sur I2fN/IfN = 15 %, cette valeur peut en général être acceptée telle quelle. Pour pouvoir intensi-fier exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenchement très défavorables, une valeur inférieure peut être réglée.

La stabilisation à l'enclenchement peut être accrue avec la fonction de blocage croisé (“ crossblock “). Cela implique que le dépassement du seuil d’harmonique sur une phase va bloquer I-DIFF> pour les trois phases. Le temps suivant le dépassement du seuil de courant différentiel pendant lequel ce blocage croisé doit être actif est réglé à l’adresse 1262A BLOC.CROISE H.2. Ce réglage est introduit en multiples d'une période. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“. La valeur de réglage 0 (état par défaut) permet à la protection de dé-clencher si le transformateur est enclenché sur un défaut monophasé, même avec un courant d'appel circulant dans une autre phase. La fonction " blocage croisé " reste active en continu avec un réglage ∞.

Outre la deuxième harmonique, une autre harmonique, la énième harmonique, peut intervenir dans la stabilisation dans la 7UT612. L’adresse 1207 STAB n.HARM. per-met de désactiver (Hors) cette stabilisation par harmoniques ou de choisir l'harmo-nique. Vous avez le choix entre Harmonique 3 et Harmonique 5.

Sur des transformateurs, une surexcitation stationnaire se caractérise par des harmo-niques impaires. La troisième ou cinquième harmonique convient ici pour la stabilisa-tion. Comme, dans le cas de transformateurs, la troisième harmonique est souvent éliminée dans le transfo (p. ex. dans un enroulement en triangle), c'est la cinquième qui est appliquée la plupart du temps.

Même dans des transformateurs-convertisseurs, les harmoniques impaires jouent un rôle qui n'apparaît pas dans un court-circuit interne.

La proportion d'harmoniques bloquant la protection différentielle est réglée à l’adresse 1271 HARMONIQUE n. Si la 5e harmonique est utilisée pour stabiliser la surexcitation, elle peut, p. ex., être réglée sur une proportion de 30 % (valeur par défaut).

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La stabilisation par harmoniques opérée avec la énième harmonique fonctionne indi-viduellement pour chaque phase. Comme pour la stabilisation à l'enclenchement, il est cependant possible de régler la protection de manière à ce que le dépassement du taux d’harmoniques admissible dans le courant sur une seule phase bloque égale-ment le seuil I-DIFF> pour les phases restantes (fonction " blocage croisé "). Le temps suivant le dépassement du seuil de courant différentiel pendant lequel ce blo-cage croisé doit être actif est réglé à l’adresse 1272A BLOC.CROISE.H.n. Ce réglage est introduit en multiples d'une période. Ce réglage n’est possible qu’au moy-en de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. Si la valeur réglée est 0 (réglage par dé-faut), la fonction " blocage croisé " n'est pas active ; elle reste active en continu avec un réglage ∞.

Si le courant différentiel excède un multiple du courant nominal de l'objet qui a été défi-ni à l’adresse 1273A IDIFFmax HM.n, la énième harmonique n'opère plus de stabi-lisation. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.

2.2.8 Vue d’ensemble des paramètres

Remarque : Les adresses auxquelles est ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.


Explication

1201 PROT. DIFF. HorsEnBlocage de la commande de déclenchement

Hors Protection différentielle

1205 ELEVAT. MR KL HorsEn

Hors Elev. du seuil de m. en route au démar.

1206 2.HARM. INRUSH HorsEn

En Stabilis. Imagnétisant avec 2. harmon.

1207 STAB n.HARM. HorsHarmonique 3Harmonique 5

Hors Stabilisation avec harmonique de rang n

1208 SURV. IDIFF HorsEn

En Surveillance du courant diff. (Idiff)

1210 LIBERATION I> 0.20..2.00 I/InO; 0 0.00 I/InO Seuil I> de libérat. du signal de décl.

1211A DIFF mes. IT C1 NonOui

Non Prot. diff. avec mesure I terre côté 1

1212A DIFF mes. IT C2 NonOui


1221 I-DIFF> 0.05..2.00 I/InO 0.20 I/InO Seuil de déclenchement IDIFF>

1226A T I-DIFF> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. fonction IDIFF>

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2 Fonctions

1231 I-DIFF>> 0.5..35.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Seuil de déclenchement IDIFF>>

1236A T I-DIFF> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. fonction IDIFF>>

1241A PENTE 1 0.10..0.50 0.25 Pente n°1 de la caractéristique de décl.

1242A ORIGINE 1 0.00..2.00 I/InO 0.00 I/InO Origine droite de pente n°1 de la caract

1243A PENTE 2 0.25..0.95 0.50 Pente n°2 de la caractéristique de décl.

1244A ORIGINE 2 0.00..10.00 I/InO 2.50 I/InO Origine droite de pente n°2 de la caract

1251A STAB. DEMAR. 0.00..2.00 I/InO 0.10 I/InO Seuil de reconnaissance de démar. ISTAB

1252A FACTEUR DEMAR. 1.0..2.0 1.0 Elevat. seuil de m. en route sur démar.

1253 TPS MAX. DEMAR. 0.0..180.0 s 5.0 s Durée maximum de démarrage

1256A STAB. DEF.EXT. 2.00..15.00 I/InO 4.00 I/InO Seuil ISTAB de la stabilisation compl.

1257A T DEF.EXT. STAB 2..250 pér.; ∞ 15 pér. Durée de stab. compl. sur défaut externe

1261 2. HARMONIQUE 10..80 % 15 % Seuil de blocage

1262A BLOC.CROISE H.2 2..1000 pér.; 0; ∞ 3 pér. Durée de blocage croisé sur har-monique 2

1271 HARMONIQUE n 10..80 % 30 % Seuil de blocage

1272A BLOC.CROISE.H.n 2..1000 pér.; 0; ∞ 0 pér. Durée de blocage croisé harmo-nique n

1273A IDIFFmax HM.n 0.5..20.0 I/InO 1.5 I/InO Idiff provoquant une suspension de bloc.

1281 I-DIFF> SURV. 0.15..0.80 I/InO 0.20 I/InO Seuil de supervision du courant diff.

1282 T SURV. 1..10 s 2 s Temporisation avant blocage Idiff sup.


Explication

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2.2.9 Liste d’information


05603 >VerProtDiff >Verrouil. protection différentielle

05615 PrDifDésact Prot. différentielle désactivée

05616 ProtDifVer Prot. différentielle verrouillée

05617 ProtDifAct Prot. différentielle active

05620 Diff fact-TC>< Diff: fact.adapt. I TC trop grand/faible

05631 MRoute Diff Mise en route générale protection diff.

05644 Diff 2.Harm L1 Diff: Blocage par 2. Harmonique L1



05647 Diff n.Harm L1 Diff: Blocage par n. Harmonique L1



05651 Diff Déf Ext L1 Diff: stabil. compl. sur déf. externe L1



05657 DifBlocCrois 2H Diff: blocage croisé crit. harmonique 2

05658 DifBlocCrois nH Diff: blocage croisé crit. harmonique n

05662 VerSurvIL1 Verrouil. par surveillance courant L1



05666 DifElevSeuil.L1 Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L1



05670 Diff libérat. I Diff: libération décl. par dépas.courant

05671 DéclPrDif Déclenchement par prot. différentielle

05672 DéclL1PrDif Déclenchement L1 par prot. différent.



05681 Diff>L1 PrDiff IDIFF>L1(sans temporisation)



05684 Diff>>L1 PrDiff IDIFF>>L1(sans temporisation)


67Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions


05691 Diff> décl Echel. de décl. IDIFF> de la prot. diff

05692 Diff>> décl Echel. de décl IDIFF>> de la prot. diff

05701 IDiffL1: I Diff. L1 sur décl. sans tempo (fond.)



05704 IStabL1: Istab. L1 sur décl. sans tempo (CCmoyen)




68 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.3 Protection différentielle de terre


La protection différentielle de terre détecte de façon sélective et avec une grande sen-sibilité les défauts de terre dans des transformateurs, des bobines d'inductance, des bobines de mise à la terre ou des machines tournantes à point neutre mis à la terre. Elle peut aussi s'utiliser avec des transformateurs dont la bobine de mise à la terre est installée dans la zone à protéger. Pour ce faire, un transformateur de courant doit être placé dans le raccordement du point neutre, c'est-à-dire entre le point neutre et la mise à la terre. Ce transformateur du point neutre et les trois transformateurs de cou-rant de phase délimitent la zone de protection.

Voir les figures 2-36 à 2-40 pour des exemples.

Figure 2-36 Protection différentielle de terre à un enroulement en étoile raccordé à la terre

Figure 2-37 Protection différentielle de terre à un enroulement en triangle avec point neutre artificiel mis à la terre (bobine de mise à la terre, zigzag)

ISt7UT612

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I0'

= I S

t

L1

L2

L3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT612

IL1

IL2

IL3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I0'

= I S

tISt

69Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-38 Protection différentielle de terre pour une bobine d'inductance raccordée à la terre avec jeu de transformateurs dans le raccordement à la ligne

Figure 2-39 Protection différentielle de terre à une bobine d'inductance raccordée à la terre avec 2 jeux de transformateurs (à traiter comme un autotransformateur)

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT612

3I0"

= I L

1 +

I L2

+ I L

3

3I0' = ISt

ISt

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT612

IL1

IL2

IL3

3I0'

= I S

t

ISt

IL1

IL2

IL3

I L1

+ I L

2 +

I L3

Côt

é 1

IL1 + IL2 + IL3Côté 2

70 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-40 Protection différentielle de terre pour un autotransformateur avec point neutre raccordé à la terre

2.3.1 Description de la fonction

Principe de mesure En fonctionnement normal, il n'y a pas de courant ISt entre le point neutre et la terre. De même, la somme des courants de phase 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 est égale à zéro.

Un courant dans le point neutre ISt circule toujours en présence d'un défaut de terre dans la zone de protection (figure 2-41) ; selon la mise à la terre du réseau, un courant de terre peut aussi alimenter, via les transformateurs de courant de phase, le point de défaut (flèche en pointillés) qui est malgré tout plus ou moins en phase avec le courant dans le point neutre. À cet égard, le sens du courant est défini positivement dans l’élé-ment à protéger.

Figure 2-41 Exemple de défaut de terre à l’intérieur du transformateur, avec répartition des courants

Un courant dans le point neutre ISt circule également si le défaut de terre survient en dehors de la zone protégée (figure 2-42) ; cependant, un courant 3I0 de même gran-deur doit alors passer par les transformateurs de courant de phase. Comme le sens

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT612

IL1

IL2

IL3

3I0'

= I S

t

ISt

IL1

IL2

IL3

I L1

+ I L

2 +

I L3

Côt

é 1

IL1 + IL2 + IL3Côté 2

L1

L2

L3

L1

L2

L3

IStIL3

71Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

du courant est défini positivement entrant dans l'élément à protéger, ce courant est en opposition de phase avec ISt.

Figure 2-42 Exemple de défaut de terre à l’extérieur du transformateur, avec répartition des courants

Quand, en présence de défauts externes isolés de la terre, des courants très élevés traversent la zone de protection, des comportements différents de conversion des transfomateurs de courant de phase en saturation génèrent un courant résiduel com-parable à un défaut de terre entrant dans la zone de protection. Un déclenchement par ce courant de défaut doit être empêché. Pour ce faire, la protection différentielle de terre possède une fonction de stabilisation qui se distingue des méthodes de sta-bilisation habituelles en ce sens qu'elle tient compte à la fois des amplitudes des cou-rants et de leur orientation (déphasage).

Évaluation des grandeurs de mesure

La protection différentielle de terre compare la fondamentale du courant circulant en-tre la terre et le point neutre - dénommée 3I0' avec la fondamentale de la somme des courants de phase - appelée 3I0". Nous obtenons alors (figure 2-43) :

3I0' = ISt 3I0" = IL1 + IL2 + IL3

Seul le courant 3I0' fait office de grandeur de déclenchement. Celui-ci est toujours présent en cas de défaut de terre dans la zone de protection.

Figure 2-43 Principe de la protection différentielle de terre

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt–IL3

ISt7UT612

IL1

IL2

IL3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I0'

= I S

t

L1

L2

L3

72 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Un courant homopolaire transite également par les transformateurs de courant de phase en cas de défaut de terre externe. Du côté primaire, il a la même grandeur que le courant dans le point neutre et est en opposition de phase avec celui-ci. La gran-deur des courants et leur déphasage entre eux sont dès lors évalués pour la stabilisa-tion. Sont donc définis :

un courant de déclenchement Idécl. = |3I0'|

et un courant de stabilisation Istab = k · ( |3I0' – 3I0"| – |3I0' + 3I0"|)

où k est un facteur de stabilisation expliqué ci-dessous. Dans un premier temps, nous posons k = 1. Idécl. agit dans le sens du déclenchement et Istab agit dans le sens con-traire.

Pour expliquer le principe, prenons trois états de fonctionnement importants avec des grandeurs de mesure idéales et adaptées :

a) Courant traversant avec défaut de terre externe :

3I0" est en opposition de phase et est identique à 3I0', d.h. 3I0" = –3I0'

Idécl. = |3I0'| Istab = |3I0' + 3I0'| – |3I0' – 3I0'| = 2 · |3I0'|

La grandeur de déclenchement (Idécl.) est identique au courant dans le pointneutre ; la stabilisation (Istab) est deux fois plus élevée.

b) défaut de terre interne ; alimentation seulement via le raccordement du point neutreà la terre :

dans ce cas 3I0" = 0

Idécl. = |3I0'| Istab = |3I0' – 0| – |3I0' + 0| = 0

La grandeur de déclenchement (Idécl.) est identique au courant dans le point neutre ; la stabilisation (Istab) est nulle : la sensibilité est donc maximale en cas de défaut de terre interne.

c) défaut de terre interne ; alimentation via le raccordement du point neutre à la terreet via le réseau, p. ex. avec des courants de terre de même grandeur :

dans ce cas 3I0" = 3I0'

Idécl. = |3I0'| Istab = |3I0' – 3I0'| – |3I0' + 3I0'| = –2 · |3I0'|

La grandeur de déclenchement (Idécl.) est identique au courant dans le pointneutre ; la stabilisation (Istab) est négative et est dès lors fixée à zéro : la sensibilitéest donc maximale en cas de défaut de terre interne.

Aucune stabilisation n'est présente avec un défaut interne, car la composante de sta-bilisation est soit nulle, soit négative. Des courants de défaut de terre minimes provo-quent déjà un déclenchement. En revanche, une forte stabilisation est active en cas de défaut de terre externe. La figure 2-44 montre que la stabilisation en présence d'un défaut de terre externe est d'autant plus forte que le courant homopolaire transmis par les transformateurs de courant de phase est élevé (plage 3I0"/3I0' négative). En présence d'un comportement de conversion idéal, les courants 3I0" et 3I0' seraient di-amétralement opposés et 3I0"/3I0' = –1.

En dimensionnant le transformateur de courant dans le point neutre plus faible que les transformateurs de courant de phase (en choisissant un facteur de surcourant plus bas ou en augmentant l’impédance du secondaire), on empêche également un dé-

73Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

clenchement dans la zone de saturation car, dans ce cas, 3I0" (négatif) est proportion-nellement encore plus élevé que 3I0'.

Figure 2-44 Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonc-tion du rapport courant homopolaire-courant de ligne 3I0"/3I0' (les deux courants en phase ou en opposition de phase –) ; IEDS> = valeur de réglage ; Idécl. = courant de déclenchement

Dans les exemples ci-dessus, on a supposé que, en cas de défaut de terre externe, 3I0" et 3I0' sont en opposition de phase, ce qui convient aussi pour les grandeurs pri-maires. Une saturation des transformateurs permet néanmoins de simuler un déphasage entre le courant neutre et la somme des courants de phase qui affaiblis-sent la grandeur de stabilisation. Si ϕ (3I0" ; 3I0') = 90°, la grandeur de stabilisation est nulle. Cela correspond à la détermination classique du sens selon la méthode des sommes et des différences (figure 2-45).

-0,3 -0,2 -0,1 0,0 0,1 0,2 0,3

4

3

2

1

Idécl.IEDS>

3Io"3Io'

Déclenchement

Blocage

74 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-45 Diagramme vectoriel de la grandeur de stabilisation en présence d’un défaut ex-terne

La grandeur de stabilisation peut être influencée par un facteur k. Ce facteur se trouve dans un rapport déterminé avec un angle limite ϕlimite. Cet angle limite reflète le déphasage entre 3I0" et 3I0' pour lequel le seuil de démarrage approche de ∞ avec 3I0" = 3I0' et auquel aucun déclenchement n'est donc plus possible. Avec l’appareil 7UT612, k = 2. Dans l'exemple a) ci-dessus, la grandeur de stabilisation Istab est de nouveau doublée et est donc quatre fois plus élevée que la grandeur de déclenche-ment Idécl.. L'angle limite est égal à ϕlimite = 110°. Cela implique que pour un déphasage ϕ (3I0" ; 3I0') ≥ +110°, aucun déclenchement n’est encore possible.

La figure 2-46 montre les caractéristiques de déclenchement de la protection différen-tielle de terre en fonction du déphasage entre 3I0" et 3I0' avec un rapport d'alimenta-tion constant |3I0"| = |3I0'|.

+3I0"

–3I0"

3I0' + 3I0"

3I0' – 3I0"

3I0' Istab pour k = 1

75Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-46 Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonc-tion du déphasage entre 3I0" et 3I0' avec 3I0" = 3I0' (180° = défaut externe)

Le seuil de déclenchement peut aussi être augmenté avec une somme de courants croissante. Dans ce cas, le seuil de démarrage est stabilisé avec la somme des valeurs de tous les courants, c'est-à-dire avec Σ|I | = |IL1| + |IL2| + | IL3| + |ISt| (figure 2-47). La pente de la caractéristique peut être réglée.

Figure 2-47 Progression du seuil de démarrage

120° 110° 100° 90° 80° 70°

4

3

2

1

Idécl.IEDS>

Déclenchement

Blocage

ϕ (3Io";3Io')

Σ|I |

Iaus

1313HAUSSE

76 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-48 Diagramme logique de la protection différentielle de terre


La protection différentielle de terre ne peut fonctionner correctement que si, lors de la configuration des fonctions de l'appareil (chapitre 2.1.1), elle a été paramétrée pour un des côtés de l'équipement à protéger à l’adresse 113 DIFF. TERRE. En outre, l'entrée de mesure de courant I7 doit être affectée au même côté (adresse 108). La protection différentielle de terre peut être activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 1301 DIFF-TERRE ; par ailleurs, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc. relais).

Le réglage I-DIFF TERRE> (adresse 1311) est déterminant pour la sensibilité de la protection. C'est le courant de défaut de terre qui entre par le raccordement du point neutre de l'élément à protéger (transformateur, générateur, moteur, bobine d'induc-tance). Un courant de terre provenant éventuellement du réseau n'intervient pas dans la sensibilité. La valeur de courant se rapporte au courant nominal du côté à protéger.

Le seuil de démarrage réglé peut être augmenté, dans la zone de déclenchement, (stabilisation par la somme de toutes les valeurs de courant) qui doit être définie à l’adresse 1313A Pente. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. La valeur préréglée 0 est normalement correcte.

Dans des cas d'application particuliers, il peut être intéressant de retarder légèrement l'ordre de déclenchement de la protection. À cette fin, une temporisation supplémen-taire peut être réglée (adresse 1312A T I-DIFF TERRE>). Elle est normalement fixée à 0. Le temps de réglage est une temporisation supplémentaire qui ne tient pas

1312 T I–EDS>

T 0

DifTer ver.

DifTer dés.

DéclDifTerre

>VerDiffTerre

libération de mesure

1311 I-DIFF

I7

DifTer active

|3I0'| > k·(|3I0'–3I0"| – |3I0'+3I0"|)

|IL1| + |IL2| + |IL3| + |ISt|IL1

IL1IL1

LancTpoDifTer

N° fonction 05817Dém DifTerre

&

1313 Pente

En

Bloc. relais ≥1 &1301DIFF-TERRE

“1”Hors

&

N°fonction 05816

N° fonction 05821

N° fonction 05812

N° fonction 05813

N° fonction 05811

N° fonction 05803

Remarque :

La protection différentielle de terre est désactivée (Hors) à la livraison. Motif : la pro-tection ne peut pas être utilisée sans avoir réglé au préalable l'affectation et la polarité des transformateurs de courant. Sans ces réglages, l'appareil peut avoir des réactions imprévisibles (y compris un déclenchement) !

77Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure) de la fonction de pro-tection.


Remarque : Les adresses auxquelles est ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.



Explication

1301 DIFF-TERRE HorsEnBlocage de la commande de déclenchement

Hors Protection différentielle de terre

1311 I-DIFF TERRE> 0.05..2.00 I/In 0.15 I/In Seuil de mise en route Idiff terre

1312A T I-DIFF TERRE> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. I-DIFF-TERRE

1313A Pente 0.00..0.95 0.00 Pente caract. I-DIFF-TERRE> = f(SOM-I)


05803 >VerDiffTerre >Verrouil prot. différentielle terre

05811 DifTer dés. Prot. diff. terre désactivée

05812 DifTer ver. Prot. diff. terre verrouillée

05813 DifTer active Prot. diff. terre active

05836 DifT fact-TC >< Diff.terre: fact.adapt TC trop gd/faible

05817 Dém DifTerre Démarrage général prot. diff. terre

05816 LancTpoDifTer Lanc. tempo. décl. prot. diff. terre

05821 DéclDifTerre Déclenchement par prot. dif. terre

05826 DifTerD: Diff. terre: gdeur de déclenchement D

05827 DifTerS: Diff. terre: angle S au décl.

05830 DifTerSaCaPN Diff. terre: aucun capt. Pt Neutre sél.

05835 DifT mque Objet Diff. terre: pas dispon. pour cet objet

78 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires


Généralités La protection à maximum de courant sert comme protection de secours contre les courts-circuits de l’élément à protéger ou comme protection de secours pour les parties de réseau adjacentes lorsque des défauts ne sont pas éliminés en temps voulu à ces endroits, ce qui peut entraîner une situation dangereuse pour l’équipement à protéger

Vous trouverez des indications concernant la connexion et des avis concernant l’affectation au chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “ (page 16), où le côté de l’élément à protéger et le type de caractéristique avaient déjà été définis aux adresses 120 à 123.

La protection à maximum de courants de phase se réfère toujours aux trois courants de phase du côté assigné de l'élément à protéger. Pour la protection à maximum de courant homopolaire, la somme des trois courants de phase du côté assigné est toujours utilisée. Le côté pour les courants de phase peut ainsi être différent du côté pour le courant homopolaire.

Pour OBJET PROTEGE = JdB 1Ph. (adresse 105, voir le chapitre 2.1.1), la protection à maximum de courant est hors service.

La protection à maximum de courant possède, pour les courants de phase et le courant homopolaire, deux seuils à temps constant (UMZ) et un seuil à temps dépendant (AMZ). Ce dernier peut être, au choix, une caractéristique CEI, une caractéristique ANSI, ou encore une caractéristique définie par l'utilisateur.


2.4.1.1 Protection à maximum de courant à temps constant (UMZ)

Les seuils à maximum de courant à temps constant (UMZ) pour courants de phase et courant homopolaire triple (somme des courants de phase) sont également disponibles lorsqu'une caractéristique à temps dépendant a été configurée au chapitre 2.1.1.

Démarrage, déclenchement

Deux seuils à temps constant sont possibles pour les courants de phase et le courant homopolaire triple.

Pour les seuils I>>, chaque courant de phase et le courant homopolaire triple (somme des courants de phase) sont comparés séparément avec les seuils de démarrage propre I>> commun aux trois phases ou 3I0>> et tout dépassement est signalé. Une fois les temporisations correspondantes T I>> et T 3I0>> écoulées, les ordres de déclenchement, qui sont également disponibles séparément pour chaque seuil, sont envoyés. Le seuil de retombée se situe à environ 95 % du seuil de démarrage pour des courants I > 0,3 · IN.

La figure 2-49 représente le diagramme logique pour les seuils à max. de courant I>> et 3I0>>.

79Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-49 Diagramme logique des seuils à max. de courant I>> pour courants de phase et courant homopolaire

2008 PHASE EN MAN

I>> instantanénon actif

„1“

I> instantané

EN Man.&

2012 T I>>

T 0

L1L2

L3

Démarrage I>>

Ip instantané

Echéance TI>>

En

Hors„1“

2001 PHASE U/AMZ

>Bloc. I>>

>Bloc Max I Ph. Max I Ph. blq.

≥1

Max I Ph. dés.

I>> bloqué

N° fonction 1800

N° fonction 1804

N° fonction 1852

N° fonction 1752

N° fonction 1751

N° fonction 1704

libération de mesureN° fonction 1721

(v. fig 2-54)

2011 I>>

IL1IL2

IL3 &

&

≥1 ≥1

≥1≥1

Max I Ph. act.N° fonction 1753

N° fonction 1762 ... 1764

Dém. Max I Ph 3Dém. Max I Ph 2

Dém. Max I Ph 1

N° fonction 1805Décl. I>>

2208 EN MAN. 3I0

3I0>> instantanénon actif

„1“3I0> instantané

EN Man.&

2212 T 3I0>>

3I0p instantané

Echéance T3I0>>

En

Hors„1“

2201 U/AMZ 3I0

>Bloc. 3I0>>

>Bloc Max 3I0 Max 3I0 blq.

≥1

Max 3I0 dés.

3I0> bloqué

N° fonction 1901

N° fonction 1902

N° fonction 1857

N° fonction 1749

N° fonction 1748

N° fonction 1741


(v. fig 2-54)

2211 3I0>>

3I0N° fonction 1766

&

& Décl. 3I0>>N° fonction 1903

≥1

Max 3I0 act.N° fonction 1750

Démarrage 3I0>>

Dém. Max 3I0

I>>

I>>

T 0

libération de mesurelibération de mesure

80 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Chaque courant de phase et le courant homopolaire triple (somme des courants de phase) sont en outre comparés avec la valeur de réglage du seuil commun aux trois phases I> ou à 3I0> respectivement, et tout dépassement est signalé séparément. Si la stabilisation à l'enclenchement est activée (voir le chapitre 2.4.1.5), une analyse fréquentielle est exécutée en premier lieu (chapitre 2.4.1.5). Si un effet inrush est dé-tecté, la signalisation de démarrage normal est remplacée par la signalisation d’effet inrush correspondante. Une fois la temporisation correspondante T I> ou T 3I0> écoulée, un ordre de déclenchement est émis si aucun courant de magnétisation n'est présent ou que la stabilisation à l'enclenchement n'est pas active. Si la stabilisation à l'enclenchement est active et qu'un courant d’appel est détecté, aucun déclenchement ne se produit, mais une signalisation est transmise une fois la temporisation écoulée. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil d’excitation pour des courants I > 0,3 · IN.

La figure 2-50 représente le diagramme logique pour les seuils à max. de courant I> pour courants de phase, la figure 2-51 pour le seuil de courant homopolaire.

Les valeurs de chaque seuil I> (phases), 3I0> (courant homopolaire), I>> (phases), 3I0>> (courant homopolaire) et les temporisations qui leur sont affectées peuvent être réglées individuellement.

Figure 2-50 Diagramme logique des seuils à max. de courant I> pour courants de phase

2008 PHASE EN MAN.


„1“

I> instantané

EN Man.&

T 0

L1L2

L3

Démarrage

Ip instantané

Echéance TI>

En

Hors„1“

2001 PHASE U/AMZ

>Bloc. I>


≥1

Max I Ph. dés.

I> bloqué

Dém. Rush I>

N° fonction 1810

N° fonction 7551

N° fonction 1814

N° fonction 1851

N° fonction 1752

N° fonction 1751

N° fonction 1704


(v. fig 2-54)

I>

2013 I>

IL1IL2

IL3

&

&

Rush Blc L1(v. fig 2-56)

&

&

≥1 ≥1

≥1≥1

≥1


N° fonction 7565 ... 7567

Dém. I rush L3Dém. I rush L2

Dém. I rush L1

N° fonction 1762 ... 1764


Dém. Max I Ph 1

N° fonction 1815Décl. I>

libération de mesurelibération de mesure

&

T I> 2014

≥1

81Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-51 Diagramme logique des seuils à max. de courant 3I0> pour courant homopolaire

2.4.1.2 Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ)

Les seuils AMZ reposent toujours sur une caractéristique à temps dépendant qui est conforme à la norme CEI, à la norme ANSI ou à une caractéristique définie par l'utili-sateur. Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les spécifications techniques (figures 4-7 à 4-9 dans le chapitre 4.4). Lors de la con-figuration d'une des caractéristiques à temps dépendant, les seuils à temps constant I>> et I> peuvent également être actifs (voir le chapitre 2.4.1.1).


Chaque courant de phase et le courant homopolaire triple (somme des courants de phase) sont en outre comparés à la valeur de réglage du seuil commun aux trois phas-es Ip ou à 3I0p. Si un courant excède une valeur correspondant à 1,1 fois la valeur de réglage, la fonction correspondante démarre et est signalé de manière sélective. Si la stabilisation à l'enclenchement est activée (voir le chapitre 2.4.1.5), une analyse fréquentielle est exécutée en premier lieu (chapitre 2.4.1.5). Si un effet inrush est dé-tecté, la signalisation de démarrage normal est remplacée par la signalisation d’effet inrush correspondante. La valeur efficace de l’onde fondamentale est utilisée pour le démarrage. Lors du dépassement de seuil Ip, le temps de déclenchement est déter-miné par une méthode de mesure intégrée à partir du courant de défaut circulant dépendant de la caractéristique de déclenchement choisie et un ordre de déclenche-ment est envoyé, une fois ce temps écoulé, si aucun courant de magnétisation n'est présent ou que la stabilisation à l'enclenchement n'est pas active. Si la stabilisation à

2208 EN MAN. 3I0



EN Man.&

2214 T 3I0>

3I0p instantané

Echéance T3I0>

En

Hors„1“

2201 U/AMZ 3I0

>Bloc. 3I0>


≥1

Max 3I0 dés.

3I0> bloqué

N° fonction 1904

N° fonction 1905

N° fonction 1857

N° fonction 1749

N° fonction 1748

N° fonction 1741


(v. fig 2-54)

I>

2213 3I0>

3I0

&

&

Rush Blk 3I0

N° fonction 1766

&

Décl. 3I0>N° fonction 1906

≥1


Dém. I rush 3I0

Démarrage 3I0>

Dém. Max 3I0

N° fonction 7569Dém. Rush 3I0>

&&T 0

N° fonction 7568

82 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


l'enclenchement est active et qu'un courant magnétisant est détecté, aucun dé-clenchement ne se produit, mais une signalisation est transmise une fois la tempori-sation écoulée.

Pour le courant homopolaire 3I0p, la caractéristique peut être choisie indépendam-ment de la caractéristique utilisée pour les courants de phase.

Les seuils de démarrage Ip (phases) et 3I0p (courant homopolaire) et leur temporisa-tion respective peuvent être réglés individuellement.

La figure 2-52 représente le diagramme logique de la protection à maximum de cou-rant à temps dépendant pour les courants de phase, la figure 2-53 pour le courant ho-mopolaire 3I0P.

Retombée pour les courbes CEI

Le seuil de retombée est fixé à 95 % environ du seuil d’excitation. La temporisation est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.

Retombée pour les courbes ANSI

Dans le cas de caractéristiques ANSI, vous pouvez décider si la fonction retombe dès le franchissement d'un seuil ou à la suite d'une émulation de disque. " Dès le franchissement " signifie que l'excitation retombe dès que la valeur passe en-dessous d’environ 95 % du seuil de démarrage ; la temporisation est immédiatement réinitial-isée en cas de nouveau démarrage.

83Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-52 Diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ) pour courants de phase — Exemple pour caractéristique CEI

2008 PHASE EN MAN


„1“

I> instantané

EN Man&

2022 T Ip

L1L2

L3

Démarrage Ip

Ip instantané

Echéance TIp

En

Hors„1“

2001 PHASE U/AMZ

>Bloc. Ip


≥1

Max I Ph. dés.

Ip bloqué

Dém. Rush Ip

N° fonction 1820

N° fonction 7553

N° fonction 1824

N° fonction 1855

N° fonction 1752

N° fonction 1751

N° fonction 1704


(v.fig 2-54)

1,1 Ip

2021 Ip

IL1IL2

IL3

&

&

Rush Blk L1(v. fig 2-56)

≥1 ≥1

≥1≥1

≥1


N° fonction 7565 ... 7567

Dém. I rush L3Dém. I rush L2

Dém. I rush L1

N° fonction 1762 ... 1764


Dém. Max I Ph 1

N° fonction 1825Décl. Ip

2025 COURBE CEI

t

I

&

&

≥1

&

84 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-53 Diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ) pour courant homopolaire — Exemple pour caractéristique CEI

Si l’émulation de disque est utilisée, l’élimination du courant entraîne une logique de retombée (dégression de la temporisation) correspondant au phénomène de reposi-tionnement d’un disque Ferraris (d’où le nom d’„ émulation de disque “). Ce type de fonctionnement présente l’avantage de tenir compte de „ l’historique “ du défaut (en cas de défauts successifs, p. ex.) de manière similaire à l’inertie d’un disque Ferraris et adapte les valeurs de temporisation. La dégression de la temporisation débute lor-sque l’on passe en dessous de 90 % de la valeur de réglage en fonction de la courbe de retombée de la caractéristique choisie. Si l’on se situe entre la valeur de retombée (95 % du seuil de commutation) et 90 % de la valeur de réglage, le disque est con-sidéré comme étant à l’arrêt (aucun mouvement de rotation du disque). En cas de valeur inférieure à 5 % du seuil de démarrage, l’émulation du disque prend fin et la fonction retombe immédiatement ; en cas de nouveau démarrage, la temporisation débute à sa valeur initiale.

L'émulation de disque s'avère intéressante si la sélectivité de la protection à maximum de courant doit être coordonnée avec d'autres appareils du réseau d'un point de vue électromagnétique ou inductif.

Caractéristiques définies par l’utilisateur

Dans le cas d'une caractéristique définie par l'utilisateur, la caractéristique de dé-clenchement peut être déterminée point par point. Jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps peuvent être introduits. L'appareil détermine alors par approx-imation la caractéristique via une interpolation linéaire.

La caractéristique de retombée peut également être définie librement. Pour la descrip-tion des fonctions, voir „ Retombée pour les courbes ANSI “. Si l'utilisateur ne souhaite pas définir de caractéristique de retombée spécifique, la retombée intervient dès que

2208 EN MAN 3I0



EN Man.&

2222 T 3I0>

3I0p instantané

Echéance T3I0p

En

Hors„1“

2201 U/AMZ 3I0

>Bloc. 3I0p


≥1

Max 3I0 dés.

3I0p bloqué

N° fonction 1907

N° fonction 1908

N° fonction 1859

N° fonction 1749

N° fonction 1748

N° fonction 1741


(v. fig 2-54)

1,1·3I0p

2221 3I0p

3I0

&

&

Rush Blk 3I0

N° fonction 1766

Décl. 3I0pN° fonction 1909

≥1


N° fonction 7568Dém. I rush 3I0

Démarrage 3I0p

Dém. Max 3I0

N° fonction 7570Dém. Rush 3I0p

2225 COURBE CEI

t

I

&

& &

85Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

la valeur tombe sous environ 95 % du seuil de commutation. La temporisation est im-médiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.

2.4.1.3 Enclenchement manuel

Lors de l'enclenchement du disjoncteur sur un élément à protéger en défaut, il est en général souhaitable de redéclencher l’élément à protéger le plus rapidement possible. Pour ce faire, la temporisation d'un seuil à maximum de courant quelconque peut être annulée au moyen de l'impulsion d’enclenchement manuel ; cela signifie que le dé-passement du seuil défini amène un déclenchement instantané. Cette impulsion est maintenue au moins 300 ms (figure 2-54). À cette fin, la commande d’enclenchement manuel tient compte du paramétrage de l'adresse 2008A ENCL. MAN.PHASE ou l’adresse 2208A ENCL. MAN. 3I0 qui concerne la réaction de l’appareil en cas de défaut, ce qui permet de déterminer le seuil de démarrage et la temporisation à appli-quer lors d’un enclenchement manuel du disjoncteur.

Figure 2-54 Enclenchement manuel

2.4.1.4 Commutation dynamique de valeurs de seuil

Il peut être nécessaire de relever dynamiquement les seuils de démarrage de la protection à maximum de courant lorsque des éléments de l'installation présentent, après une mise hors tension prolongée, une puissance consommée plus importante à l'enclenchement (p. ex. climatisations, chauffages, moteurs). Il est ainsi possible d'éviter un surdimensionnement global des valeurs de démarrage pour tenir compte de semblables conditions d'enclenchement.

Commune à tous les seuils temporisés à max. de courant, elle est décrite au chapitre 2.6. Les réglages commutables proprement dits peuvent être déterminés individuelle-ment pour chaque seuil de la protection à maximum de courant.

EN ManuelN° fonction 00356 N° fonction 00561

EN man.50 ms 0

EN man. (interne)

300 ms

86 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.4.1.5 Stabilisation à l’enclenchement

En cas de raccordement d’un transformateur à la tension, il faut s'attendre à des cou-rants de magnétisation élevés (courants d’inrush). Ces courants peuvent être des multiples du courant nominal et circuler pendant un temps allant de quelques dizaines de millisecondes à plusieurs secondes, en fonction des dimensions et de la forme du transformateur.

Bien que la composante fondamentale soit la seule à être évaluée via le filtrage des courants de mesure, des fonctionnements erronés pourraient être générés lors de l'enclenchement de transformateurs étant donné qu'une part considérable de la composante fondamentale peut également être présente dans les courants d’" inrush ".

La protection à maximum de courant dispose d'une stabilisation d'enclenchement intégrée qui empêche le démarrage " normal " des seuils I>– ou Ip (pas I>>) dans les courants de phase et homopolaire de la protection à maximum de courant. En cas de détection d'un " courant de magnétisation " situé au-dessus du seuil d’activation, des signalisations spécifiques de détection de " courant de magnétisation " sont générées ; elles démarrent également un cas de défaut et lancent la temporisation de déclenchement correspondante. Si au terme de la temporisation, un " courant de magnétisation " reste détecté, une alarme est envoyée, le déclenchement lui ne sort pas.

Le courant d’appel à l’enclenchement se caractérise par une composante relativement élevée de la deuxième harmonique (double de la fréquence nominale), qui est quasiment absente en cas de court-circuit. Si le taux de deuxième harmonique dépasse un seuil réglable dans le courant d'une phase, le déclenchement est bloqué dans cette phase. Il en va de même pour le courant homopolaire

La stabilisation à l'enclenchement possède une limite supérieure : au-delà d'une valeur de courant (réglable), elle n'est plus efficace, car il ne peut plus alors s'agir que d'un court-circuit interne à haute intensité. La limite inférieure est la limite de fonction-nement du filtre des harmoniques (0,2 IN).

La figure 2-55 représente un diagramme logique simplifié.

Figure 2-55 Diagramme logique de la stabilisation à l’enclenchement — Exemple pour cou-rants de phase

&

fN

2fN

En

Hors„1“

>Blc InrMaxI Ph


≥1

N° fonction 07571

N° fonction 07581 ... 0758

2002 STAB. INRUSH PH

2041 2.HARMON. PHASE

2042I INR MAX PHASE

IL3

IL2

IL1

L1L2

L3 libération de mesurelibération de mesure

Id. Rush L3

MaxI Dét.Inr L3

Id. Rush L2Id. Rush L1

MaxI Dét.Inr L2 MaxI Dét.Inr L1

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2 Fonctions

Etant donné que la stabilisation à l'enclenchement fonctionne individuellement pour chaque phase, la protection reste efficace lorsqu'un transformateur est enclenché sur un défaut monophasé et qu’un courant de magnétisation à l'enclenchement circule dans une autre phase saine. Toutefois, il est aussi possible de régler la protection de manière telle qu'en cas de dépassement du taux d'harmoniques autorisé dans le courant d'une seule phase, ce ne soit pas seulement la phase avec le courant d’” inrush ", mais également les autres phases du seuil à maximum de courant qui soient bloquées. Cette fonction " blocage croisé “ peut être limitée à une durée déterminée. Le diagramme logique est illustré par la figure 2-56.

Le blocage croisé concerne uniquement les trois phases ; un blocage du seuil de courant homopolaire par la détection d'un courant de magnétisation dans une phase, ou inversement, n'a pas lieu.

Figure 2-56 Diagramme logique de la fonction “ blocage croisé “ pour les courants de phase

2.4.1.6 Protection jeux de barres accélérée par verrouillage arrière

Exemple d’application

Par entrées binaires, il est possible de bloquer n'importe quel seuil d’intensité. Par paramétrie, on définit si l’entrée doit fonctionner en logique active (actif avec tension) ou en logique de repos (actif sans tension). Cela permet la réalisation, p. ex., par le biais d'un " verrouillage arrière ", d’une protection rapide de jeux de barres dans des réseaux en étoile ou dans des réseaux bouclés, ouverts à un endroit. Ce principe est, p. ex., utilisé dans des réseaux de distribution où un transformateur alimente, à partir du réseau haute tension, un tronçon de barres à plusieurs départs (figure 2-57).

La protection à maximum de courant est placée du côté basse tension. Le principe du verrouillage arrière réside dans le déclenchement de la protection à maximum de courant côté source après un temps TI>> court, indépendamment des temporisations réglées pour chaque départ, pour autant qu’elle ne soit pas bloquée par le démarrage d’une protection à maximum de courant d’un des départs (figure 2-57). C’est donc toujours la protection la plus proche du point de défaut qui déclenchera, le laps de temps étant le plus court, étant donné qu'elle ne peut pas être bloquée par une protection se trouvant en amont du défaut. Les seuils TI> ou TIp agissent comme seuils de réserve. Les signalisations de démarrage générées par les relais côté départs „ >Bloc. I>> “ (disponibles séparément pour les seuils de courant de

≥1

2044

T

≥1

≥1

≥1

Non

Oui

2043

„1“&

PHASE Blcroisé

T PHASE Blcroisé

Id. Rush L1

Id. Rush L2

Id. Rush L3

N° fonction 01843InrushBlcCroisé

Blc Rush L3

Blc Rush L2

Blc Rush L1

88 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


phase et le seuil de courant homopolaire) sont transmises au relais situé côté source via une entrée binaire.

Figure 2-57 Protection des jeux de barres par verrouillage arrière — principe


Lors de la configuration des fonctions (Chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “, page 16) le côté de l’équipement à protéger et le type de caractéristique ont déjà été définis sé-parément aux adresses 120 à 123, pour les seuils de courant de phase et de courant homopolaire. Seuls sont disponibles ici les réglages valables pour la sélection de la caractéristique correspondante. Les seuils indépendants I>>, 3I0>>, I> et 3I0> sont disponibles dans tous ces cas.

I> I>>

T I> T I>>

I> I>

t1

T I> T I>>

t1

Décl. Décl. Décl. Décl.

Point de défaut : temps de déclenchement T I>>Point de défaut : temps de déclenchement t1

temps de réserve T I>

Sens de l’alimentation

„>I>> bloc“

t1

7UT612Idiff

Décl.

89Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.4.2.1 Seuils de courant de phase

Généralités La protection à maximum de courants de phase peut être activée ou désactivée (En- ou Hors) à l’adresse 2001 MAX I PHASE.

L’adresse 2008A ENCL. MAN.PHASE détermine le seuil de courant de phase qui doit être activé en instantané lors d’un enclenchement manuel. Les réglages I>> in-stantané et I> instantané peuvent être choisis indépendamment du type de car-actéristique retenu ; Ip instantané n'est possible que si un des seuils à temps dépendant a également été configuré. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous “ Autres paramètres “.

En cas d'utilisation du côté d’alimentation d'un transformateur, vous choisissez ici le seuil le plus élevé I>>, au-dessus de la pointe de courant à l’enclenchement pour au-tant que la fonction d'enclenchement manuel Non actif ne soit pas désactivée.

A l’adresse 2002 STAB. INRUSH PH vous choisissez d’activer ou non la stabilisation à l’enclenchement (stabilisation “ inrush ” avec la 2e harmonique) — pour tous les seuils de phases de la protection à maximum de courant (excepté I>>). Sélectionnez En si la protection à maximum de courant est installée du côté alimentation d'un trans-formateur. Sinon, le réglage peut être mis sur Hors. Si, pour l’une ou l’autre raison, vous souhaitez régler les seuils de phase de manière très sensible, souvenez-vous que la stabilisation à l’enclenchement ne peut fonctionner qu’à partir de 20 % du cou-rant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques).

Seuils à maximum de courant I>>

Le seuil I>> (adresse 2011) produit, en liaison avec le seuil I> ou le seuil Ip une car-actéristique à deux niveaux. S'il n'est pas utilisé, la valeur de démarrage doit être réglée sur ∞. Le seuil I>> impose toujours de définir une temporisation.

Lorsque la protection à maximum de courant agit sur le côté alimentation d'un transformateur, d'une réactance additionnelle ou d'un moteur, ou encore au point neutre d'un générateur, ce seuil peut être utilisé pour la sélectivité en courant. Il sera réglé de manière à démarrer pour des courts-circuits jusque dans l’élément à protéger, mais pas dans le cas d'un courant de court-circuit circulant.

Exemple : transformateur alimentant un jeu de barres avec les données suivantes :

Transformateur YNd5 35 MVA 110 kV/20 kV uk = 15 %

transformateur de courant 200 A/5 A côté 110–kV

La protection à maximum de courant agit sur le côté 110–kV (=côté source).

Le courant de court-circuit triphasé maximum possible, côté 20–kV serait égal à la valeur suivante en cas de tension rigide côté 110–kV :

Avec un facteur de sécurité de 20 %, on obtient la valeur de réglage primaire :

Valeur de réglage I>> = 1,2 · 1224,7 A = 1450 A

Vous pouvez directement régler cette valeur par paramétrie au moyen d’un PC et de DIGSI® 4 en grandeurs primaires. Pour un paramétrage en grandeurs secondaires, les courants sont convertis au secondaire du transformateur de courant.

I3polmax1

ukTrafo----------------- INTrafo

1ukTrafo-----------------

SNTrafo

3 UN⋅-------------------- 1

0,15----------- 35 MVA

3 110 kV⋅------------------------------ 1224,7 A=⋅=⋅=⋅=

90 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Valeur de réglage secondaire :

Autrement dit, pour des courants de court-circuit supérieurs à 1450 A (primaire) ou à 36,7 A (secondaire), on est certain d'avoir un court-circuit dans la zone du transformateur. Celui-ci peut être éliminé immédiatement par la protection à maximum de courant.

Les pointes élevées de courant d'enclenchement (" inrush ") sont rendues inoffensives par les temporisations (adresse 2012 T I>>) si leur composante fondamentale dépasse le seuil réglé. La stabilisation à l'enclenchement n'agit pas sur les seuils I>>.

En cas d'utilisation du principe du " verrouillage arrière " (chapitre 2.4.1.6, voir aussi figure 2-57), les différents seuils de la protection à maximum de courant sont égale-ment utilisés : le seuil I>>, p. ex., est utilisé avec une petite temporisation de sécurité T I>> (p. ex. 50 ms) comme protection rapide de jeux de barres. Pour des défauts côté départ, I>> est bloqué. Le seuil I> ou Ip sert ici de protection de secours. Les valeurs de réglage des deux seuils (I> ou Ip et I>>) sont identiques. La temporisa-tion T I> ou T Ip (caractéristique CEI) ou FACT. D Ip (caractéristique ANSI) est réglée de manière à dépasser la temporisation des départs.

Pour la protection contre les courts-circuits d'un moteur, il faut tenir compte du fait que la valeur de réglage I>> doit être inférieure au courant de court-circuit minimum (défaut biphasé) et supérieure au courant de démarrage maximum. Etant donné que le courant d'enclenchement maximum est généralement, y compris dans des conditions défavorables, inférieur à 1,6 x le courant de démarrage nominal, on obtient le réglage suivant pour le seuil de court-circuit :

1,6 · IDémarr. < I>> < Icc2pol

L’accroissement éventuel du courant de démarrage dû à la présence d’une surtension est déjà pris en compte dans le facteur 1,6. Le seuil I>> devrait être réglé en instan-tané (T I>> = 0.00 s), puisque, contrairement au transformateur, aucune saturation de réactance parallèle ne se produit dans le moteur.

Le temps réglé T I>> est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure, temps de retombée). La temporisation peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.

Seuils à maximum de courant I>

Pour le réglage du seuil à max. de courant I> (adresse 2013), c'est surtout le courant d’exploitation maximum présent qui est déterminant. Le démarrage par surcharge doit être exclu étant donné que dans ce mode de fonctionnement, la protection fonctionne avec des temps de déclenchement particulièrement courts comme protection contre les court-circuits, et non comme protection de surcharge. L’on choisira par con-séquent, pour des câbles ou des jeux de barres, un réglage d’environ 20 % et d’envi-ron 40 % pour les transformateurs et les moteurs, au-dessus de la (sur)charge maximum attendue.

La temporisation à régler (adresse 2014 T I>) découle de la sélectivité établie pour le réseau.

Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure, temps de retombée). La tem-porisation peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais

Réglage I>> 1450 A200 A------------------- 5 A⋅ 36,7 A= =

91Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

donne une alarme. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.

Seuils à max. de courant Ip pour des courbes CEI

Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéris-tiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 121). Avec des car-actéristiques CEI (adresse 121 CARACT PHASE = Max I inv. CEI) sont disponi-bles à l’adresse 2025 CARACT. CEI :

Normal. inverse (inverse, type A selon IEC 60255–3), Fortem. inverse (très inverse, type B selon IEC 60255–3), Extrêm. inverse (extrêmement inverse, type C selon IEC 60255–3), et Inv.longueDurée (inverse longue durée, type B selon IEC 60255–3).

Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les spécifications techniques (chapitre 4.4, figure 4-7).

N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, un co-efficient de sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un démarrage ne se produit qu'au passage d'un cou-rant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée. La retombée survient dès que le courant tombe sous 95 % du seuil de démarrage.

La valeur du courant est réglée à l’adresse 2021 Ip. Pour le réglage, c'est surtout le courant d’exploitation maximum présent qui est déterminant. Le démarrage par surcharge doit être exclu étant donné que dans ce mode de fonctionnement, la protection fonctionne avec des temps de déclenchement particulièrement courts comme protection contre les court-circuits, et non comme protection de surcharge.

La constante de temps afférente est accessible à l’adresse 2022 T Ip. Elle doit être coordonnée avec la sélectivité du réseau.

La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne dé-clenche pas mais donne une alarme. Si le seuil Ip n'est absolument pas nécessaire, choisissez l'adresse 121 CARACT PHASE = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).

Seuils à max. de courant Ip pour des courbes ANSI

Dans le cas des seuils à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs car-actéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 121). Avec des caractéristiques ANSI (adresse 121 CARACT PHASE = Max I inv. ANSI) sont di-sponibles à l’adresse 2026 CARACT. ANSI :

Uniform. inv., Extrêmement inv, Inverse, Inverse long, Modérément inv., Inverse court et Fortement inv..

Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les spécifications techniques (chapitre 4.4, figures 4-8 et 4-9).

N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, un co-efficient de sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un démarrage ne se produit qu'au passage d'un cou-rant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.

La valeur du courant est réglée à l’adresse 2021 Ip. Pour le réglage, c'est surtout le courant d’exploitation maximum présent qui est déterminant. Le démarrage par surcharge doit être exclu étant donné que dans ce mode de fonctionnement, la

92 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


protection fonctionne avec des temps de déclenchement particulièrement courts comme protection contre les court-circuits, et non comme protection de surcharge.

La constante de temps afférente est accessible à l’adresse 2023 FACT. D Ip. Elle doit être coordonnée avec la sélectivité du réseau.

La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne dé-clenche pas mais donne une alarme. Si le seuil Ip n'est absolument pas nécessaire, choisissez l'adresse 121 CARACT PHASE = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).

Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 2024 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite au chapitre 2.4.1.2 sous „ Retombée pour les courbes ANSI “ (page 83).

Commutation dy-namique de valeurs de seuil

Pour chaque seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de paramètres qui peut être commuté automatiquement en service. Cette commutation dynamique est décrite au chapitre 2.6 (page 119).

C'est ici que sont réglées les valeurs de seuils commutables :

− Pour la protection à maximum de courant phase : adresse 2111 pour le seuil de démarrage I>>, adresse 2112 pour la temporisation T I>>, adresse 2113 pour le seuil de démarrage I>, adresse 2114 pour la temporisation T I> ;

− pour la protection de phases à temps dépendant selon les caractéristiques CEI : adresse 2121 pour le seuil de démarrage Ip, adresse 2122 pour la constante de temps T Ip ;

− pour la protection de phases à temps dépendant selon les caractéristiques ANSI : adresse 2121 pour le seuil de démarrage Ip, adresse 2123 pour la constante de temps FACT. D Ip.

Caractéristiques définies par l’utili-sateur

Pour la protection à maximum de courant à temps dépendant, vous pouvez aussi spécifier vous-même une caractéristique de déclenchement et de retombée. Lors du paramétrage sous DIGSI® 4 une fenêtre de dialogue apparaît et vous pouvez saisir jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps de déclenchement (figure 2-58).

93Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

La caractéristique introduite peut également être représentée graphiquement dans DIGSI® 4, voir figure 2-58 à droite.

Figure 2-58 Saisie d’une caractéristique de déclenchement spécifique à l’utilisateur avec DIGSI® 4 — Exemple

Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement spécifique à l’utilisateur, l'option Caract. utilis.doit être sélectionnée à l’adresse 121 (chapitre 2.1.1) CARACT PHASE lors de la configuration des fonctions. Si vous désirez aussi déter-miner la caractéristique de retombée, l'option Retombée doit être définie.

Les points de coordonnées sont définis en valeurs de réglage de courant et de temps.

Etant donné que les valeurs de courant introduites sont arrondies selon une trame définie (voir tableau 2-3) avant traitement, il est recommandé d'utiliser exactement les valeurs de courant préférentielles de ce tableau.

Tableau 2-3 Valeurs préférentielles des courants normalisés pour des caractéristiques de déclenchement définies par l’utilisateur

I/Ip = 1 à 1,94 I/Ip = 2 à 4,75 I/Ip = 5 à 7,75 I/Ip = 8 à 20

1,00 1,50 2,00 3,50 5,00 6,50 8,00 15,00

1,06 1,56 2,25 3,75 5,25 6,75 9,00 16,00

1,13 1,63 2,50 4,00 5,50 7,00 10,00 17,00

1,19 1,69 2,75 4,25 5,75 7,25 11,00 18,00

1,25 1,75 3,00 4,50 6,00 7,50 12,00 19,00

1,31 1,81 3,25 4,75 6,25 7,75 13,00 20,00

1,38 1,88 14,00

1,44 1,94

94 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Par défaut, toutes les valeurs de courant sont fixées à ∞ . Elles sont ainsi rendues inutilisables et il ne peut y avoir ni démarrage, ni déclenchement du fait de cette fonction de protection.

Pour spécifier une caractéristique de déclenchement, veillez à ce qui suit :

− Les points de coordonnées doivent être introduits dans l’ordre. Il n’est pas nécessaire d’introduire les 20 points de coordonnées. Dans la plupart des cas, 10 points suffisent pour définir une caractéristique suffisamment précise. Un point de coordonnée non utilisé doit alors être marqué comme “ inutilisé ” en introduisant la valeur „ ∞ “ ! Veillez à ce que les points de coordonnées génèrent une courbe de caractéristique continue et régulière.

− Pour les courants, il faut utiliser les valeurs du tableau 2-3 et introduire à cet effet les valeurs de temps correspondantes. Des valeurs divergentes I/Ip seront corri-gées sur la valeur la plus avoisinante. Celle-ci ne sera toutefois pas affichée.

− Les courants inférieurs à la plus petite valeur de courant définie n’entraînent pas une prolongation du temps de déclenchement. La courbe d’excitation est main-tenue parallèlement à l’axe du courant jusqu’au point à courant minimum (voir la fig-ure 2-59, à droite).

Figure 2-59 Utilisation d’une caractéristique spécifique à l’utilisateur — Exemple

− Les courants qui sont supérieurs à la valeur de courant du point à courant maximum n’entraînent pas un raccourcissement du temps de déclenchement. La courbe de déclenchement est maintenue parallèlement à l’axe du courant à partir du point à courant maximum.(voir figure 2-59, à droite).

Pour spécifier une caractéristique de retombée, veillez à ce qui suit :

− Pour les courants, il faut utiliser les valeurs du tableau 2-4 et introduire à cet effet les valeurs de temps correspondantes. Des valeurs divergentes I/Ip seront corri-gées sur la valeur la plus avoisinante. Celle-ci ne sera toutefois pas affichée.

− Les courants qui sont supérieurs à la valeur de courant du point à courant maximum n’entraînent pas une prolongation du temps de retombée. La courbe de retombée est maintenue parallèlement à l’axe du courant jusqu’au point à courant maxi-mum.(voir figure 2-59, à gauche).

− Les courants qui sont inférieurs à la valeur de courant du point à courant minimum n’entraînent pas un raccourcissement du temps de retombée. La courbe de retom-

0,9 1,0 1,1 20

T/Tp

DéclenchementRetombée

I/Ip

point caract. maximumpoint caract. minimum

point caract. minimum point caract. maximum

95Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

bée est prolongée parallèlement à l’axe du courant à partir du point à courant min-imum (voir figure 2-59, à gauche).

− Les courants inférieurs à une valeur de réglage de courant de 0,05 entraînent une retombée immédiate.

Stabilisation à l'enclenchement

Dans les réglages généraux (page 90 sous „ Généralités “), la stabilisation à l’en-clenchement a été activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 2002 STAB. IN-RUSH PH. Cette stabilisation est spécialement nécessaire pour les transformateurs lorsque la protection à maximum de courant agit sur le côté de l’alimentation. Les paramètres fonctionnels de la stabilisation d'enclenchement sont définis ici sous " Inrush ".

La stabilisation à l'enclenchement repose sur l'évaluation de la 2e harmonique présente dans le courant d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à le com-posante fondamentale 2.HARMON. PHASE (Adresse 2041) est réglé par défaut sur I2fN/IfN = 15 % ; cette valeur peut en général être acceptée telle quelle. Pour pouvoir intensifier exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenche-ment particulièrement défavorables, une valeur inférieure peut être réglée.

Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 2042 I INR MAX PHASE, la sta-bilisation par la 2e harmonique n'est plus réalisée.

La stabilisation d'enclenchement peut être étendue à l'aide de la fonction " blocage croisé ". Ceci signifie qu'en cas de dépassement du taux d'harmonique dans une phase seulement, les trois phases des seuils I>– ou Ip seront bloquées. La fonction " blocage croisé " est activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 2043 BLOC.CROISE PH.

Le temps après la détection d’un courant de magnétisation pour lequel ce blocage mu-tuel est activé est réglé à l’adresse 2044 T BLC.CROISE PH.

Tableau 2-4 Valeurs préférentielles des courants normalisés pour caractéristiques de retombée définies par l’utili-sateur

I/Ip = 1 à 0,86 I/Ip = 0,84 à 0,67 I/Ip = 0,66 à 0,38 I/Ip = 0,34 à 0,00

1,00 0,93 0,84 0,75 0,66 0,53 0,34 0,16

0,99 0,92 0,83 0,73 0,64 0,50 0,31 0,13

0,98 0,91 0,81 0,72 0,63 0,47 0,28 0,09

0,97 0,90 0,80 0,70 0,61 0,44 0,25 0,06

0,96 0,89 0,78 0,69 0,59 0,41 0,22 0,03

0,95 0,88 0,77 0,67 0,56 0,38 0,19 0,00

0,94 0,86

96 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.4.2.2 Seuils de courant homopolaire

Généralités La protection à maximum de courant homopolaire peut être activée ou désactivée (En- ou Hors) à l’adresse 2201 MAX 3I0.

L’adresse 2208A ENCL. MAN. 3I0 détermine le seuil de courant de terre qui doit être activé en instantané pour un enclenchement manuel. Les réglages 3I0>> in-stantan et 3I0> instantan. peuvent être choisis indépendamment du type de caractéristique retenu ; 3I0p instantan. n'est possible que si un des seuils à temps dépendant a aussi été configuré. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. Pour le réglage, il en va de même que pour les seuils de courant de phase.

A l’adresse 2202 STAB. INR 3I0, vous choisissez d’activer ou non la stabilisation à l’enclenchement (stabilisation “ Inrush ” avec la 2e harmonique). Sélectionnez En si la protection à maximum de courant est installée du côté de l’alimentation d’un trans-formateur. Sinon, le réglage peut être mis sur Hors. Si vous souhaitez régler les seuils de courant homopolaire de manière très sensible, souvenez-vous que la stabilisation à l’enclenchement ne peut fonctionner qu’au-dessus de 20 % du courant nominal (lim-ite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques).

Seuil à max. de cou-rant 3I0>>

Le seuil I0>> 3I0>> (adresse 2211) produit, en liaison avec le seuil I> ou Ip une car-actéristique à deux niveaux. Si un seuil n’est pas utilisé, sa valeur doit être réglée sur ∞. Le seuil 3I0>> impose toujours de définir une temporisation.

Si l'enroulement protégé n'est pas mis à la terre, des courants homopolaires ne peuvent apparaître que pour des défauts de terre internes ou des doubles défauts de terre avec un montant interne. Dans ce cas, le seuil I0>> n'est normalement pas utilisé.

Le seuil I0>> peut être, p. ex., utilisé pour la sélectivité du courant. Dans ce cas, il faut prendre en compte le fait que c’est le système homopolaire des courants qui est déterminant. Pour un transformateur avec des enroulements séparés, les systèmes homopolaires sont généralement séparés (exception : mise à la terre du point neutre des deux côtés).

De même, des courants d’" Inrush " ne sont possibles dans un système homopolaire que si le point neutre de l'enroulement considéré est mis à la terre. Ces courants sont rendus inoffensifs par les temporisations (adresse 2212 T 3I0>>) dans la mesure où leur composante fondamentale dépasse la valeur réglée.

L'utilisation du principe de " verrouillage arrière " (chapitre 2.4.1.6, voir aussi figure 2-57) n’a de sens que si l’enroulement considéré est mis à la terre. Les différents seuils de la protection à maximum de courant sont également utilisés : le seuil 3I0>>, p. ex., est utilisé avec une petite temporisation de sécurité T 3I0>> (p. ex. 50 ms) comme protection rapide de jeux de barres. Pour des défauts côté départ, 3I0>> est bloqué. Le seuil 3I0> ou 3I0p sert ici de protection de secours. Les valeurs de réglage des deux seuils (3I0> ou 3I0p et 3I0>>) sont identiques. La temporisation T 3I0> ou T 3I0p (caractéristique CEI) ou FACT. D 3I0p (caractéristique ANSI) est réglée de manière à dépasser la temporisation des départs. Dans ce cas, la sélectivité des dé-fauts de terre est déterminante et autorise généralement des temps de réglage plus courts.

Le temps réglé T 3I0>> est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps interne de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée). La temporisation peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.

97Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Seuil à max. de courant 3I0>

Pour le réglage du seuil à max. de courant 3I0> (adresse 2213), c'est surtout le courant de court-circuit de terre minimum qui est déterminant.

La temporisation à régler (paramètre 2214 T 3I0>) résulte de la sélectivité pour le réseau, bien qu’une sélectivité séparée avec des temporisations plus courtes est souvent possible pour des courants de terre dans un réseau mis à la terre. Si vous souhaitez régler les seuils de courant homopolaire de manière très sensible, souven-ez-vous que la stabilisation à l’enclenchement ne peut fonctionner qu’à partir de 20 % du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques). Ceci peut rendre une temporisation accrue conseillée.

Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps interne de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée). La tem-porisation peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.

Seuil à max. de cou-rant 3I0p pour courbes CEI

Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéris-tiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 123). Avec des car-actéristiques CEI (adresse 123 CARACT 3I0 = Max I inv. CEI), sont disponibles à l’adresse 2225 CARACT. CEI :




La valeur de courant est réglée à l’adresse 2221 3I0p. Pour le réglage, c'est surtout le courant de court-circuit de terre minimum qui est déterminant.

La constante de temps afférente est disponible à l’adresse 2222 T 3I0p. Elle doit être coordonnée avec la sélectivité du réseau bien qu’une sélectivité séparée avec des temporisations plus courtes est souvent possible pour les courants de terre dans un réseau mis à la terre. Si vous souhaitez régler les seuils de courant homopolaire de manière très sensible, souvenez-vous que la stabilisation à l’enclenchement ne peut fonctionner qu’à partir de 20 % du courant nominal (limite de fonctionnement in-férieure du filtrage d’harmoniques). Ceci peut rendre une temporisation accrue con-seillée.

La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne dé-clenche pas mais donne une alarme. Si le seuil ITp n'est absolument pas nécessaire, choisissez l'adresse 123 CARACT 3I0 = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).

98 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Seuils à max. de courant 3I0p pour des courbes ANSI

Dans le cas des seuils à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs car-actéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 123). Avec des caractéristiques ANSI (adresse 123 CARACT 3I0 = Max I inv. ANSI) sont dis-ponibles à l’adresse 2226 CARACT. ANSI :



N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, un co-efficient de sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un démarrage ne se produit qu'au passage d'un cou-rant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.

La valeur de courant est réglée à l’adresse 2221 3I0p. Pour le réglage, c'est surtout le courant de court-circuit de terre minimum qui est déterminant.

La constante de temps afférente peut être réglée à l’adresse 2223 FACT. D 3I0p. Elle doit être coordonnée avec la sélectivité du réseau bien qu’une sélectivité séparée avec des temporisations plus courtes est souvent possible pour les courants de terre dans un réseau mis à la terre.

La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne dé-clenche pas mais donne une alarme. Si le seuil 3I0p n'est absolument pas nécessaire, choisissez l'adresse 123 CARACT 3I0 = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).


Commutation dy-namique de valeurs de seuils

Pour chaque seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de paramètres qui peut être commuté automatiquement en service. Cette commutation dynamique est décrite au chapitre 2.6.


− pour la protection à maximum de courant 3I0 : adresse 2311 pour le seuil de démarrage 3I0>>, adresse 2312 pour la temporisation T 3I0>>, adresse 2313 pour le seuil de démarrage 3I0>, adresse 2314 pour la temporisation T 3I0> ;

− pour la protection à temps dépendant 3I0 selon les caractéristiques CEI : adresse 2321 pour le seuil de démarrage 3I0p, adresse 2322 pour la constante de temps T 3I0p ;

− pour la protection à temps dépendant 3I0 selon les caractéristiques ANSI : adresse 2321pour le seuil de démarrage 3I0p, adresse 2323 pour la constante de temps FACT. D 3I0p.

99Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions


Pour la protection à maximum de courant à temps dépendant, vous pouvez aussi spécifier vous-même une caractéristique de déclenchement et de retombée. Lors du paramétrage sous DIGSI® 4, une fenêtre de dialogue apparaît et vous pouvez saisir jusqu'à 20 points de coordonnées de courant et de temps de déclenchement (figure 2-58, page 94).

La procédure est la même que celle décrite pour les seuils de courant de phase, voir le chapitre 2.4.2.1 sous la section „ Caractéristiques définies par l’utilisateur “ (page 93).

Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement utilisateur pour le courant homopolaire, l'option Caract. utilis.doit être sélectionnée à l’adresse 123 (chapitre 2.1.1) CARACT 3I0 lors de la configuration des fonctions. Si vous désirez aussi déterminer la caractéristique de retombée, l'option Retombée doit être réglée.


Dans les réglages généraux (page 94 sous „ Généralités “), la stabilisation à l’en-clenchement a été activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 2202 STAB. INR 3I0. Elle est en particulier nécessaire pour les transformateurs si la protection à max-imum de courant agit sur le côté de l’alimentation mis à la terre. Les paramètres fonctionnels de la stabilisation à l’enclenchement sont définis ici sous „ Inrush “.

La stabilisation à l'enclenchement repose sur l'évaluation de la 2e harmonique présente dans le courant d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à la com-posante fondamentale 2.HARMON. 3I0 (Adresse 2241) est réglé par défaut sur I2fN/IfN = 15 % ; cette valeur peut en général être acceptée telle quelle. Pour pouvoir in-tensifier exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenche-ment particulièrement défavorables, une valeur inférieure peut être réglée.

Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 2242 I INR. MAX 3I0, la stabi-lisation par la 2e harmonique n'est plus réalisée.

2.4.3 Listes des paramètres

La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être mul-tipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transfor-mateurs de courant

Remarque : les adresses auxquelles a été ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.

Courants de phase

Adr. Paramètre Option d’utilisation Réglage par défaut

Explication

2001 MAX I PHASE EnHors

Hors Prot. à max. de I Phases

2002 STAB. INRUSH PH EnHors

Hors Stabilisation du magnétisant phase

100 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2008A ENCL. MAN.PHASE I>> instantanéI> instantanéIp instantanéNon actif

I>> instantané Traitement sur fermeture manuelle disj.

2011 I>> 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Seuil de démarrage I>>

2012 T I>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T I>>

2013 I> 0.10..35.00 A; ∞ 1.00 A Seuil de démarrage I>

2014 T I> 0.00..60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation T I>

2111 I>> 0.10..35.00 A; ∞ 10.00 A Seuil de démarrage I>>

2112 T I>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T I>>

2113 I> 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Seuil de démarrage I>


2021 Ip 0.10..4.00 A 1.00 A Seuil de démarrage Ip

2022 T Ip 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Coefficient multiplicat. de temps T Ip

2023 FACT. D Ip 0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D Ip

2024 RETOMBEE ImmédiatementEmulation disque

Emulation disque Comportement de retombée (Emul. disque)

2025 CARACT. CEI Normalement inverseFortement inverseExtrêmement inverseInverse longue durée

Normalement inverse

Caract. décl. max I tps inv. ph. (CEI)

2026 CARACT. ANSI Fortement inverseInverseInverse courtInverse longModérément inverseExtrêmement inverseRégulièrement inverse

Fortement inverse Caract. décl. max I tps inv. ph. (ANSI)

2121 Ip 0.10..4.00 A 1.50 A Seuil de démarrage Ip

2122 T Ip 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Coefficient multiplicat. de temps T Ip

2123 FACT. D Ip 0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D Ip

2031 I/Ip DEM. T/Tp 1.00..20.00 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caractéristique de dém. I/Ip - TI/TIp

2032 I/p RTB. TI/p 0.05..0.95 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caract. de retombée I/Ip - TI/TIp

2041 2.HARMON. PHASE 10..45 % 15 % Taux harm. rang 2 - détect. mag-nétisant

2042 I INR MAX PHASE 0.30..25.00 A 7.50 A Courant max. pour recon. mag-nétisant


Explication

101Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Courant homopolaire

2043 BLOC.CROISE PH NonOui

Non Blocage croisé sur recon. mag-nétisant

2044 T BLC.CROISE PH 0.00..180.00 s 0.00 s Durée de blocage croisé


Explication


Explication

2201 MAX 3I0 EnHors

Hors Protection à max. de courant résid. 3I0

2202 STAB. INR 3I0 EnHors

Hors Stabilisation du magnétisant sur 3I0

2208A ENCL. MAN. 3I0 3I0>> instantané3I0> instantané3I0p instantanéNon actif

3I0>> instantané Traitement sur fermeture manuelle disj.

2211 3I0>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Seuil de démarrage 3I0>>

2212 T 3I0>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Temporisation T 3I0>>

2213 3I0> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Seuil de démarrage 3I0>

2214 T 3I0> 0.00..60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation T 3I0>

2311 3I0>> 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Seuil de démarrage 3I0>>

2312 T 3I0>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T 3I0>>

2313 3I0> 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Seuil de démarrage 3I0>

2314 T 3I0> 0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Temporisation T 3I0>

2221 3I0p 0.05..4.00 A 0.20 A Seuil de démarrage 3I0p

2222 T 3I0p 0.05..3.20 s; ∞ 0.20 s Coefficient multiplicat. de temps T 3I0p

2223 FACT. D 3I0p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D 3I0p




Normalement inverse

Caract. décl. max I tps inv. 3I0 (CEI)


Fortement inverse Caract. décl. max I tps inv. 3I0 (ANSI)

2321 3I0p 0.05..4.00 A 1.00 A Seuil de démarrage 3I0p

102 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



Généralités

Courants de phase

2322 T 3I0p 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Coefficient multiplicat. de temps T 3I0p

2323 FACT. D 3I0p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D 3I0p

2231 MR I/I0p T/TI0p 1.00..20.00 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caract. m. en route 3I0/3I0p-T3I0/T3I0p

2232 R. I/I0p T/TI0p 0.05..0.95 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caract. retombée 3I0/3I0p-T3I0/T3I0p

2241 2.HARMON. 3I0 10..45 % 15 % Taux harm. rang 2 - détect. mag-nétisant

2242 I INR. MAX 3I0 0.30..25.00 A 7.50 A Courant max. pour recon. mag-nétisant


Explication


01761 Dém. gén. Max I Démarrage général Max I

01791 Décl.gén. Max I Déclenchement général Max I


01704 >Bloc Max I Ph. >Bloquer Max I phases

07571 >Blc InrMaxI Ph >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I Ph

01751 Max I Ph. dés. Max I phases désactivée

01752 Max I Ph. blq. Max I phases bloquée

01753 Max I Ph. act. Max I phases active

07581 MaxI Dét.Inr L1 Max I: détection magnétisant phase L1



01843 InrushBlcCroisé Blocage croisé par détect. I magnétisant

01762 Dém. Max I Ph 1 Démarrage Max I phase L1



07565 Dém. I rush L1 Démarr. stabilis. I magnétisant L1


103Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Courant homopolaire


01721 >Bloc. I>> >Protection à max de I: blocage I>>

01852 I>> bloqué Max I: échelon I>> bloqué

01800 Démarrage I>> Démarrage échelon I>>

01804 Echéance TI>> Tempo. de l'échelon I>> à échéance

01805 Décl. I>> Décl. prot. temps constant I>> (phases)

01722 >Bloc. I> >Protection à max de I: blocage I>

01851 I> bloqué Max I: échelon I> bloqué

01810 Démarrage I> Démarrage échelon I>

07551 Dém. Rush I> Démarr. stabilis. I magnétisant I>

01814 Echéance TI> Tempo. de l'échelon I> à échéance

01815 Décl. I> Décl. prot. temps constant I> (phases)

01723 >Bloc. Ip >Protection à max de I: blocage Ip

01855 Ip bloqué Max I: échelon Ip bloqué

01820 Démarrage Ip Démarrage échelon Ip

07553 Dém. Rush Ip Démarr. stabilis. I magnétisant Ip

01824 Echéance TIp Tempo. de l'échelon Ip à échéance

01825 Décl. Ip Décl. prot. temps inverse Ip (phases)

01860 MaxI Ph MqueObj Max I phase: pas avec cet objet protégé



01741 >Bloc Max 3I0 >Bloquer Max 3I0

07572 >Blc InrMax 3I0 >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de 3I0

01748 Max 3I0 dés. Max 3I0 désactivée

01749 Max 3I0 blq. Max 3I0 bloquée

01750 Max 3I0 act. Max 3I0 active

01766 Dém. Max 3I0 Démarrage Max I homop. 3I0

07568 Dém. I rush 3I0 Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0

01742 >Bloc. 3I0>> >Protection à max de I: blocage 3I0>>

01858 3I0>> bloqué Max 3I0: échelon 3I0>> bloqué

01901 Démarrage 3I0>> Démarrage échelon 3I0>>

01902 Echéance T3I0>> Tempo. de l'échelon 3I0>> à échéance

01903 Décl. 3I0>> Décl. prot. temps constant 3I0>>

01743 >Bloc. 3I0> >Protection à max de I: blocage 3I0>

104 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


01857 3I0> bloqué Max 3I0: échelon 3I0> bloqué

01904 Démarrage 3I0> Démarrage échelon 3I0>

07569 Dém. Rush 3I0> Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0>

01905 Echéance T3I0> Tempo. de l'échelon 3I0> à échéance

01906 Décl. 3I0> Décl. prot. temps constant 3I0>

01744 >Bloc. 3I0p >Protection à max de I: blocage 3I0p

01859 3I0p bloqué Max 3I0: échelon 3I0p bloqué

01907 Démarrage 3I0p Démarrage échelon 3I0p

07570 Dém. Rush 3I0p Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0p

01908 Echéance T3I0p Tempo. de l'échelon 3I0p à échéance

01909 Décl. 3I0p Décl. prot. temps inverse 3I0p

01861 Max 3I0 MqueObj Max 3I0: pas avec cet objet protégé


105Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)

La protection à maximum de courant terre est toujours affectée à l'entrée de mesure de courant I7 de l’appareil. Elle convient en principe pour n'importe quelle application. Elle sert principalement à la détection directe d'un courant de terre entre le point neu-tre d'un élément à protéger et son raccordement à la terre (d'où sa dénomination).

La protection peut également fonctionner en parallèle avec la protection différentielle de terre (chapitre 2.3). Elle fait alors office de protection de secours pour les défauts de terre qui surviennent également en dehors de l'équipement à protéger et qui ne peuvent pas y être éliminés à temps. Voir exemple à la figure 2-60.

La protection à maximum de courant terre possède deux seuils à temps constant (UMZ) et un seuil à temps dépendant (AMZ). Ce dernier peut avoir au choix une car-actéristique CEI, ANSI ou définie par l'utilisateur.

Figure 2-60 Protection à maximum de courant comme protection de secours pour une pro-tection différentielle terre

ISt

7UT612

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

I 7

L1

L2

L3

Protection diff. de terre

Protection à max. courant de terre

106 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



2.5.1.1 Protection à maximum de courant à temps constant (UMZ)

Les protections à maximum de courant de terre à temps constant (UMZ) sont aussi disponibles si une caractéristique à temps dépendant est configurée au chapitre 2.1.1 (adresse 125).


Deux seuils à temps constant sont possibles pour le courant de terre.

Pour le seuil IT>>, le courant détecté à l'entrée de mesure de courant I7 est comparé avec le seuil de démarrage It>> et le moindre dépassement est signalé. Une fois la temporisation T It>> écoulée, l’ordre de déclenchement est envoyé. Le seuil de re-tombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage pour des courants I > 0,3 · IN.

La figure 2-61 représente le diagramme logique pour le seuil à maximum de courant IT>>.

Figure 2-61 Diagramme logique du seuil à max. de courant IE>> de terre

Le courant détecté à l'entrée de mesure de courant I7 est en outre comparé avec la valeur de réglage It> et le moindre dépassement est signalé. Si la stabilisation à l'en-clenchement est activée (voir le chapitre 2.5.1.5), une analyse fréquentielle est exécutée en premier lieu (chapitre 2.5.1.5). Si un effet inrush est détecté, la signalisa-tion de démarrage normal est remplacée par une signalisation d’effet inrush corre-spondante. Une fois la temporisation correspondante T It> écoulée, un ordre de dé-

&2412 T IE>>

T 0≥1

Max I Ter. blq.

Max I Ter.

&Décl. It>>

Démarrage It>>

IT>> instantané

non actif

„1“

2408 HON MAN. TERRE

IT> instantané

ON man.&

ITp instantané

Echéance TIt>>

En

Hors„1“

2401 U/AMZ TERRE

>Bloc. It>>

>Bloc Max I Ter

It>> bloqué

N° fonction 1831

N° fonction 1833

N° fonction 1832

N° fonction 1854

N° fonction 1757

N° fonction 1756

N° fonction 1714

N° fonction 1724


I>>

2411 It>>

I7

≥1 Max I Ter. act.N° fonction 1758

(v. fig 2-54)

107Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

clenchement est envoyé si aucun courant de magnétisation n'est présent ou que la stabilisation à l'enclenchement n'est pas active. Si la stabilisation à l'enclenchement est active et qu'un courant de magnétisation est détecté, aucun déclenchement ne se produit, mais une signalisation est transmise une fois la temporisation écoulée. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage pour des courants I > 0,3 · IN.

La figure 2-62 représente le diagramme logique pour le seuil à max. de courant IT>.

Les valeurs de chaque seuil de démarrage IT> et IT>> et les temporisations qui leur sont affectées peuvent être réglés individuellement.

Figure 2-62 Diagramme logique du seuil à max. de courant de terre IT>

2408 EN man. TERRE

IE>> instantanénon actif

„1“IE> instantané

EN man.&

T IT> 2414

IEp instantané

Echéance TIt>

En

Hors„1“

2401 U/AMZ TERRE

>Bloc. It>

>Bloc Max I Ter Max I Ter. blq.

≥1

Max I Ter. dés.

It> bloqué

N° fonction 1834

N° fonction 1835

N° fonction 1853

N° fonction 1757

N° fonction 1756

N° fonction 1714


(v. fig 2-54)

I>

2413 It>

I7

&

&

Id. Rush E

N° fonction 1765

Décl. It>N° fonction 1836

≥1

Max I Ter. act.N° fonction 1758

N° fonction 7564Dém. I rush Te.

Démarrage It>

Dém. Max I Ter.

N° fonction 7552Dém. Rush It>

T 0

(v. fig 2-64)

&

& &

108 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.5.1.2 Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ)

Les seuils AMZ reposent toujours sur une caractéristique à temps dépendant qui est conforme à la norme CEI, à la norme ANSI ou à une caractéristique définie par l'utili-sateur. Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les spécifications techniques (figures 4-7 à 4-9 dans le chapitre 4.4). Lors de la con-figuration d'une des caractéristiques à temps dépendant, les seuils à temps constant IT>> et IT> peuvent être actifs également (voir le chapitre 2.5.1.1).


Le courant détecté à l'entrée de mesure de courant I7 est comparé avec la valeur de réglage Itp. Si un courant excède une valeur correspondant à 1,1 fois la valeur de réglage, la fonction démarre et est signalée. Si la stabilisation à l'enclenchement est activée (voir le chapitre 2.5.1.5), une analyse fréquentielle est exécutée en premier lieu (chapitre 2.5.1.5). Si un effet inrush est détecté, la signalisation de démarrage nor-male est remplacée par une signalisation d’effet inrush correspondante. La valeur ef-ficace de la composante fondamentale est utilisée. Lors de l'excitation d'un seuil terre ITp, le temps de déclenchement est déterminé par une méthode de mesure intégrée à partir du courant de défaut circulant dépendant de la caractéristique de déclenche-ment choisie et un ordre de déclenchement est envoyé, une fois le temps écoulé, si aucun courant de magnétisation n'est présent ou que la stabilisation à l'enclenche-ment n'est pas active. Si la stabilisation à l'enclenchement est active et qu'un courant de magnétisation est détecté, aucun déclenchement ne se produit, mais une signali-sation est transmise une fois la temporisation écoulée.

109Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

La figure 2-63 représente le diagramme logique de la protection à maximum de cou-rant à temps dépendant.

Figure 2-63 Diagramme logique de la protection à maximum de courant de terre (AMZ) à temps dépendant - représenté pour une caractéristique CEI


Le seuil de retombée est fixé à 95 % environ du seuil d’excitation. La temporisation est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.


Dans le cas de caractéristiques ANSI, vous pouvez décider si la fonction retombe dès le franchissement d'un seuil ou à la suite d'une émulation de disque. " Dès le franchissement " signifie que l'excitation retombe dès que la valeur passe en-dessous d’environ 95 % du seuil de démarrage ; la temporisation est immédiatement réinitial-isée en cas de nouveau démarrage.

Si l’émulation de disque est utilisée, l’élimination du courant entraîne une logique de retombée (dégression de la temporisation) correspondant au phénomène de reposi-tionnement d’un disque Ferraris (d’où le nom d’„ émulation de disque “). Ce type de fonctionnement présente l’avantage de tenir compte de „ l’historique “ du défaut (en cas de défauts successifs, p. ex.) de manière similaire à l’inertie d’un disque Ferraris et adapte les valeurs de temporisations. La dégression de la temporisation débute lor-sque l’on passe en dessous de 90 % de la valeur de réglage en fonction de la courbe de retombée de la caractéristique choisie. Si l’on se situe entre la valeur de retombée (95 % du seuil de commutation) et 90 % de la valeur de réglage, le disque est con-sidéré comme étant à l’arrêt (aucun mouvement de rotation du disque). En cas de

2408 EN MAN TERRE

IE>> instantanénon actif

„1“IE> instantané

EN Man.&

2422 T ITp

IEp instantané

Echéance TItp

En

Hors„1“

2401 U/AMZ TERRE

>Bloc. Itp

>Bloc Max I Ter Max I Ter. blq.

≥1

Max I Ter. dés.

Itp bloqué

N° fonction 1837

N° fonction 1838

N° fonction 1856

N° fonction 1757

N° fonction 1756

N° fonction 1714


(v. fig 2-54)

1,1I>

2421 Itp

I7

&

&

Id. Rush E

N° fonction 1765

Décl. ItpN° fonction 1839

≥1

Max I Ter. act.N° fonction 1758

N° fonction 7564Dém. I rush Te.

Démarrage Itp

Dém. Max I Ter.

N° fonction 7554Dém. Rush Itp

2425 COURBE CEI

t

I

(v. fig 2-64)

&

&&

110 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


valeur inférieure à 5 % du seuil de démarrage, l’émulation du disque prend fin et la fonction retombe immédiatement ; en cas de nouveau démarrage, la temporisation débute à sa valeur initiale.

L'émulation de disque s'avère intéressante si la sélectivité de la protection à maximum de courant doit être coordonnée avec d'autres appareils du réseau d'un point de vue électromagnétique ou inductif.

Caractéristiques définies par l'utilisateur

Dans le cas d'une caractéristique définie par l'utilisateur, la caractéristique de dé-clenchement peut être déterminée point par point. Jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps peuvent être introduits. L'appareil détermine alors par approx-imation la caractéristique via une interpolation linéaire.

Si vous le souhaitez, la caractéristique de retombée peut également être définie. Pour la description des fonctions, voir „ Retombée pour les courbes ANSI “. Si l'utilisateur ne souhaite pas définir de caractéristique de retombée spécifique, la retombée inter-vient dès que la valeur tombe sous environ 95 % du seuil de commutation. La tempo-risation est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.

2.5.1.3 Enclenchement manuel

Lors de l'enclenchement du disjoncteur sur un élément à protéger en défaut, il est en général souhaitable de redéclencher l'élément à protéger le plus rapidement possible. Pour ce faire, la temporisation d'un seuil à max. de courant quelconque peut être an-nulée au moyen de l'impulsion d’enclenchement manuel ; cela signifie que le dé-passement du seuil défini amène un déclenchement instantané. Cette impulsion est maintenue au moins 300 ms (figure 2-54, page 86). À cette fin, la commande d’en-clenchement manuel tient compte du paramétrage de l'adresse 2408A ENCL. MAN.TERRE qui concerne la réaction de l’appareil en cas de défaut, ce qui permet de déterminer le seuil de démarrage et la temporisation à appliquer lors d’un enclenche-ment manuel du disjoncteur.

2.5.1.4 Commutation dynamique de valeurs de seuil

Tout comme pour la protection à maximum de courant phase et de courant homopo-laire (chapitre 2.4), une commutation dynamique de valeurs de seuil est possible pour la protection à maximum de courant terre. Commune à tous les seuils temporisés à maximum de courant, elle est décrite au chapitre 2.6. Les réglages commutables pro-prement dits peuvent être déterminés individuellement pour chaque seuil de la protec-tion à maximum de courant.

111Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.5.1.5 Stabilisation à l’enclenchement

La protection à maximum de courant terre dispose également d'une fonction de stabi-lisation à l'enclenchement qui empêche une excitation du seuil IT>– ou ITp (pas IT>>) en présence du courant d’appel d’un transformateur.

Si le taux de deuxième harmonique dépasse un seuil réglable dans le courant de terre mesuré, le déclenchement est bloqué.

La stabilisation à l'enclenchement possède une limite supérieure : au-delà d'une valeur de courant (réglable), elle n'est plus efficace, car il ne peut plus alors s'agir que d'un court-circuit interne à haute intensité. La limite inférieure est la limite de fonction-nement du filtre des harmoniques (0,2 IN).

La figure 2-64 représente un diagramme logique simplifié.

Figure 2-64 Diagramme logique de la stabilisation à l’enclenchement


Généralités Lors de la configuration des fonctions (Chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “, page 16) le type de caractéristique a été défini à l'adresse 125. Seuls les réglages valables pour la caractéristique choisie sont disponibles. Les seuils à temps constant IT>> et IT> sont toujours disponibles.

La protection à maximum de courant terre peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 2401 MAX I TERRE.

L’adresse 2408A ENCL. MAN.TERRE détermine le seuil de courant de terre qui doit être activé en instantané lors d’un enclenchement manuel. Les réglages It>> in-stantané et It> instantané peuvent être choisis indépendamment du type de caractéristique retenu ; Itp instantané n'est possible que si un des seuils à temps dépendant a également été configuré. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.

En cas d'utilisation du côté de l’alimentation d'un transformateur, vous choisissez ici le seuil le plus élevé IT>>, au-dessus de la pointe de courant à l'enclenchement pour autant que la fonction d’enclenchement manuel Non actif. ne soit pas désactivée.

&

fN

2fN

En

Hors„1“

>Blc InrMaxI Te


≥1

N° fonction

2402 STAB. INR TERRE

2441 2.HARMON. TERRE

2442I INR. MAX TER.

IE

E

Id. Rush E

112 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


A l’adresse 2402 STAB. INR TERRE, vous choisissez d’activer ou non la stabilisation à l’enclenchement (stabilisation “ Inrush ” avec la 2e harmonique). Sélectionnez En si la protection à maximum de courant est installée du côté de l’alimentation d’un trans-formateur. Sinon, le réglage peut être mis sur Hors.

Seuils à max. de courant IT>>

Le seuil It>> (adresse 2411) produit, en liaison avec le seuil IT> ou le seuil ITp une caractéristique à deux niveaux. S'il n'est pas utilisé, la valeur de démarrage doit être réglée sur ∞. Le seuil It>> impose toujours de définir une temporisation.

Ces réglages de courant et de temps ne doivent pas réagir en cas de manœuvre. Uti-lisez ce seuil si vous souhaitez réaliser une caractéristique à plusieurs seuils en com-binaison avec le seuil IT> ou ITp. Dans une certaine mesure, vous pouvez également atteindre une sélectivité des courants comme avec les seuils correspondants de la protection à maximum de courant de phase et de courant homopolaire (chapitre 2.4.2), mais vous devez ici tenir compte des grandeurs du système homopolaire.

Dans la plupart des cas, ce seuil fonctionne en instantané. L'adresse 2412 T It>> permet toutefois de définir une temporisation.

Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte des temps internes de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée). La temporisation peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.

Seuil à max. de cou-rant IT>

Le seuil à maximum de courant It> (adresse 2413) permet également de détecter des défauts de terre avec de faibles courants de défaut. Comme le courant dans le point neutre provient d'un transformateur de courant unique, il n'est pas influencé par des effets de sommation résultant de défauts de transformateurs de courant dif-férents, à l'inverse du courant homopolaire issu des courants de phase. Des niveaux très sensibles peuvent dès lors être définis. N'oubliez pas que la stabilisation à l'en-clenchement n’est active qu'à partir de 20 % du courant nominal (limite de fonctionne-ment inférieure du filtrage des harmoniques). Avec des réglages très sensibles, il peut dès lors être judicieux d'augmenter la temporisation si la stabilisation à l'enclenche-ment est utilisée.

Comme ce seuil réagit aussi pour des défauts de terre dans le réseau, vous devez co-ordonner la temporisation (adresse 2414 T It>) avec la sélectivité du réseau pour les défauts de terre. Comme, dans le cas de transformateurs à enroulements séparés, les systèmes homopolaires des tronçons connectés du réseau sont isolés galvanique-ment, vous pouvez bien souvent régler des temps de déclenchement plus courts que pour des courants de phase.

Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte des temps internes de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée). La temporisation peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.

113Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Seuil à max. de cou-rant ITp pour des courbes CEI

Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéris-tiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 125). Avec des car-actéristiques CEI (adresse 125 CARACT TERRE = Max I inv. CEI) sont disponi-bles à l’adresse 2425 CARACT. CEI :




Le seuil à maximum de courant Itp (adresse 2421) permet également de détecter des défauts de terre avec de faibles courants de défaut. Comme le courant dans le point neutre provient d'un transformateur de courant unique, il n'est pas influencé par des effets de sommation résultant de défauts de transformateurs de courant dif-férents, à l'inverse du courant homopolaire issu des courants de phase. Des niveaux très sensibles peuvent dès lors être définis. N'oubliez pas que la stabilisation à l'en-clenchement n’est active qu'à partir de 20 % du courant nominal (limite de fonctionne-ment inférieure du filtrage des harmoniques). Avec des réglages très sensibles, il peut dès lors être judicieux d'augmenter la temporisation si la stabilisation à l'enclenche-ment est utilisée.

Comme ce seuil réagit aussi pour des défauts de terre dans le réseau, vous devez co-ordonner la constante de temps (adresse 2422 T Itp) avec la sélectivité du réseau pour les défauts de terre. Comme, dans le cas de transformateurs à enroulements sé-parés, les systèmes homopolaires des tronçons connectés du réseau sont isolés gal-vaniquement, vous pouvez bien souvent régler des temps de déclenchement plus courts que pour des courants de phase.

la constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil ITp n'est absolument pas nécessaire, choisis-sez l'adresse 125 CARACT TERRE = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1) .

Seuil à max. decou-rant ITp pour des courbes ANSI

Dans le cas des seuils à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs car-actéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 125). Avec des caractéristiques ANSI (adresse 125 CARACT TERRE = Max I inv. ANSI) sont di-sponibles à l’adresse 2426 CARACT. ANSI :



N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, un co-efficient de sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage

114 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


et le seuil réglé. Cela signifie qu'un démarrage ne se produit qu'au passage d'un cou-rant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.

Le seuil à maximum de courant Itp (adresse 2421) permet également de détecter des défauts de terre avec de faibles courants de défaut. Comme le courant dans le point neutre provient d'un transformateur de courant unique, il n'est pas influencé par des effets de sommation résultant de défauts de transformateurs de courant dif-férents, à l'inverse du courant homopolaire issu des courants de phase. Des niveaux très sensibles peuvent dès lors être définis. N'oubliez pas que la stabilisation à l'en-clenchement n’est active qu'à partir de 20 % du courant nominal (limite de fonctionne-ment inférieure du filtrage des harmoniques). Avec des réglages très sensibles, il peut dès lors être judicieux d'augmenter la temporisation si la stabilisation à l'enclenche-ment est utilisée.

Comme ce seuil réagit aussi pour des défauts de terre dans le réseau, vous devez co-ordonner la constante de temps (adresse 2423 FACT. D Itp) avec la sélectivité du réseau pour les défauts de terre. Comme, dans le cas de transformateurs à enroule-ments séparés, les systèmes homopolaires des tronçons connectés du réseau sont isolés galvaniquement, vous pouvez bien souvent régler des temps de déclenche-ment plus courts que pour des courants de phase.

La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne dé-clenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil ITp n'est absolument pas nécessaire, choisissez l'adresse 125 CARACT TERRE = Max I tps cst. lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).


Commutation dy-namique de valeurs de seuil

Pour chaque seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de paramètres qui peut être commuté automatiquement en service. Cette commutation dynamique est décrite au chapitre 2.6.


− pour la protection à maximum de courant IT : adresse 2511 pour le seuil de démarrage It>>, adresse 2512 pour la temporisation T It>>, adresse 2513 pour le seuil de démarrage It>, adresse 2514 pour la temporisation T It> ;

− pour la protection à temps dépendant IT selon les caractéristiques CEI : adresse 2521 pour le seuil de démarrage Itp, adresse 2522 pour la constante de temps T Itp ;

− pour la protection à temps dépendant IT selon les caractéristiques ANSI : adresse 2521 pour le seuil de démarrage Itp, adresse 2523 pour la constante de temps FACT. D Itp.


Pour la protection à maximum de courant à temps dépendant, vous pouvez aussi spécifier vous-même une caractéristique de déclenchement et de retombée. Lors du paramétrage sous DIGSI® 4, une fenêtre de dialogue apparaît et vous pouvez saisir jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps de déclenchement (figure 2-58, page 94).

La procédure est la même que celle décrite pour les seuils de courant de phase, voir le chapitre 2.4.2.1 sous la section „ Caractéristiques définies par l’utilisateur “.

115Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement utilisateur pour le courant de terre, l'option Caract. utilis.doit être sélectionnée à l’adresse 125 (chapitre 2.1.1) CARACT TERRE lors de la configuration des fonctions. Si vous désirez aussi dé-terminer la caractéristique de retombée, l'option Retombée doit être réglée.


Dans les réglages généraux (page 102 sous „ Généralités “), la stabilisation à l’en-clenchement a été activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 2402 STAB. INR TERRE. Sur des transformateurs, ce paramètre ne se justifie que si l'enroulement mis à la terre se trouve du côté de l’alimentation défini comme mis à la terre. Les paramètres fonctionnels de la stabilisation à l'enclenchement sont définis sous " Inrush ".

La stabilisation à l'enclenchement repose sur l'évaluation de la 2e harmonique présente dans le courant d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à la com-posante fondamentale 2.HARMON. TERRE (adresse 2441) est réglé par défaut sur I2fN/IfN = 15 % ; cette valeur peut en général être acceptée telle quelle. Pour pouvoir intensifier exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenche-ment particulièrement défavorables, une valeur inférieure peut être réglée.

Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 2442 I INR. MAX TER., la sta-bilisation par la 2e harmonique n'est plus réalisée.


La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être mul-tipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transfor-mateurs de courant

Remarque : les adresses auxquelles a été ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.


Explication

2401 MAX I TERRE EnHors

Hors Prot. à max. de I Terre

2402 STAB. INR TERRE EnHors

Hors Stabilisation du magnétisant sur I terre

2408A ENCL. MAN.TERRE IT>> instantanéIT> instantanéITp instantanéNon actif

IT>> instantané Traitement sur fermeture manuelle disj.

2411 It>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Seuil de démarrage IT>>

2412 T It>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Temporisation T IT>>

2413 It> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Seuil de démarrage IT>

2414 T It> 0.00..60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation T IT>

116 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



2511 It>> 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Seuil de démarrage IT>>

2512 T It>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T IT>>

2513 It> 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Seuil de démarrage IT>

2514 T It> 0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Temporisation T IT>

2421 Itp 0.05..4.00 A 0.20 A Seuil de démarrage ITp

2422 T Itp 0.05..3.20 s; ∞ 0.20 s Coefficient multiplicat. de temps T ITp

2423 FACT. D Itp 0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D ITp




Normalement inverse

Caract. décl. max I tps inv. terre (CEI)


Fortement inverse Caract. décl. max I tps inv. ter. (ANSI)

2521 Itp 0.05..4.00 A 1.00 A Seuil de démarrage ITp

2522 T Itp 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Coefficient multiplicat. de temps T ITp

2523 FACT. D Itp 0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D ITp

2431 It/p DEM TIt/p 1.00..20.00 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caractéristique de dém. IT/ITp-TIT/TITp

2432 It/p RTB. TIt/p 0.05..0.95 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caract. de retombée I/ITp - TI/TITp


10..45 % 15 % Taux harm. rang 2 - détect. mag-nétisant

2442 I INR. MAX TER. 0.30..25.00 A 7.50 A Courant max. pour recon. mag-nétisant


Explication


01714 >Bloc Max I Ter >Bloquer Max I terre

07573 >Blc InrMaxI Te >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I Te

117Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

01756 Max I Ter. dés. Max I terre désactivée

01757 Max I Ter. blq. Max I terre bloquée

01758 Max I Ter. act. Max I terre active

01765 Dém. Max I Ter. Démarrage Max I terre

07564 Dém. I rush Te. Démarr. stabilis. I magnétisant Terre

01724 >Bloc. It>> >Protection à max de I: blocage IT>>

01854 It>> bloqué Max I: échelon IT>> bloqué

01831 Démarrage It>> Démarrage échelon IT>> terre

01832 Echéance TIt>> Tempo. de l'échelon IT>> à échéance

01833 Décl. It>> Décl. prot. temps constant IT>> (terre)

01725 >Bloc. It> >Protection à max de I: blocage IT>

01853 It> bloqué Max I: échelon IT> bloqué

01834 Démarrage It> Démarrage échelon IT> terre

07552 Dém. Rush It> Démarr. stabilis. I magnétisant IT>

01835 Echéance TIt> Tempo. de l'échelon IT> à échéance

01836 Décl. It> Décl. prot. temps constant IT> (terre)

01726 >Bloc. Itp >Protection à max de I: blocage ITp

01856 Itp bloqué Max I: échelon ITp bloqué

01837 Démarrage Itp Démarrage échelon ITp terre

07554 Dém. Rush Itp Démarr. stabilis. I magnétisant ITp

01838 Echéance TItp Tempo. de l'échelon ITp à échéance

01839 Décl. Itp Décl. prot. temps inverse ITp (terre)


118 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant


Il peut être nécessaire de relever dynamiquement les seuils de démarrage d'une pro-tection à maximum de courant lorsque des éléments de l’installation présentent, après une mise hors tension prolongée, une puissance consommée plus importante à l’en-clenchement (p. ex. climatisations, chauffages, moteurs). Il est ainsi possible d’éviter un surdimensionnement global des valeurs de démarrage pour tenir compte de sem-blables conditions d'enclenchement.

La commutation dynamique des valeurs de commutation agit sur les fonctions de pro-tection à maximum de courant qui sont décrites aux chapitres 2.4 et 2.5. Pour chaque seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de valeurs qui peuvent être commutées de façon dynamique.


Deux critères au choix sont disponibles pour détecter l’état de mise hors tension de l’installation :

• La position du disjoncteur est transmise à l'appareil via des entrées binaires.

• Le dépassement d'un seuil de courant réglable est appliqué.

Un de ces critères peut toujours être sélectionné pour la protection à maximum de courant de phase (chapitre 2.4) et la protection à maximum de courant homopolaire (chapitre 2.4). L'appareil affecte automatiquement le point de mesure de courant ou les contacts auxiliaires du disjoncteur (pour le critère de disjoncteur) au côté corre-spondant de l’élément à protéger. La protection à maximum de courant de terre (chapitre 2.5) n'autorise le critère de disjoncteur que si le disjoncteur est affecté au même côté déterminé de l'équipement à protéger (adresse 108, voir aussi le chapitre 2.1.1 sous la section „ Particularités “, page 16) ; sinon, le critère de courant est appli-qué.

Si une absence de tension est constatée sur l’installation avec ce critère sélectionné, la commutation dynamique des valeurs de seuil permet d'activer les seuils hauts après l'écoulement d'un temps de coupure paramétrable T INTERRUPTION. La figure 2-66 représente le diagramme logique de la commutation dynamique de valeurs de seuil. À la mise sous tension de l’installation (l'appareil reçoit l'information d'entrée via une entrée binaire ou par le dépassement du seuil de courant du côté auquel la fonc-tion correspondante de la protection à maximum de courant est affectée), une tempo-risation T PERM.DYN.PAR. démarre et les valeurs normales sont ensuite rétablies. Cette temporisation peut être raccourcie si, à l'issue du démarrage, c'est-à-dire dis-joncteur enclenché, les valeurs de courant restent en-dessous de toutes les valeurs de seuil normales pendant un temps réglable T RTB.PERDYNPAR. La condition ini-

Remarque :

La commutation dynamique des valeurs de seuil ne doit pas être confondue avec la possibilité de commutation entre les quatre jeux de paramètres A à D, elle vient sim-plement s'ajouter à celle-ci.

119Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

tiale du temps de retombée accéléré se rapporte aux différents seuils de retombée de chaque fonction à maximum de courant. Si T RTB.PERDYNPAR est réglé sur ∞ ou que l’entrée binaire „ >BlocRtbPerDyPa “ est active, cette comparaison avec les valeurs " normales " de seuil n'est pas exécutée, la fonction est inactive et le temps de retombée accéléré éventuellement en cours est remis à zéro.

Si la protection démarre pour un seuil à maximum de courant pendant la temporisation T PERM.DYN.PAR., les valeurs de seuil commutées restent d’application jusqu'à la retombée du défaut, après quoi les valeurs " normales " de seuil sont rétablies.

L'activation de l'entrée binaire „ >Bloc.PerDynPar “ génère une réinitialisation de toutes les temporisations en cours et un rétablissement immédiat de toutes les valeurs " normales " de seuil. Si le blocage se produit pendant un défaut avec des valeurs de seuils commutés, toutes les temporisations de la protection à maximum de courant sont stoppées et redémarrées, le cas échéant, avec leurs valeurs " normales ".

Figure 2-65 Séquence temporelle de la commutation dynamique de valeurs de seuil

Disjoncteur

enclenchédéclenché

T INTERRUPTION

T PERM. DYN. PAR.

„Temps de coupure“

„Temps d’activation“

réduct. possible de lacommutation dyn.par T Rtb.PERDYNPAR

Commutation dynamique

T RTB.PERDYNPAR

Valeurs de seuil «normales»

active inactive

„Tps de retombée accél.“

ExcitationRetombée

Déclenchement si, après temps d’activation, la puissance con-sommée reste élevée

Puissance consommée accrue après mise hors tension prolongée

„Temps de coupure“

Adresse 1711

Adresse 1712

Adresse 1713

120 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


À la mise sous tension ou au démarrage de l'appareil de protection, la temporisation T INTERRUPTION est lancée avec le disjoncteur déclenché et les valeurs de commu-tation „ normales “ sont ensuite appliquées. Si le disjoncteur est enclenché, la protec-tion travaille avec les seuils " normaux ".

La figure 2-65 représente les séquences temporelles et la figure 2-66 le diagramme logique de la commutation dynamique de valeurs de seuil.

Figure 2-66 Diagramme logique de la commutation dynamique de valeurs de seuil — Exem-ple pour une protection à maximum de courant de phase et représentation pour le côté 1

Disjoncteur-enclenché

1712 T ACT. dynPAR.

1711 T INTERRUPTION

283 LS Côté 1 I>

IL1, IL2, IL3

Critère courant

Position disj.„1“

1702 DEMAR. dynPAR. Ph

&

S Q

R

>BlocRtbPerDyPa

≥1

>CA DJ1 3p

>CA DJ1 3p OUV

≥1&

≥1

Hors

En

„1“

1701 COMM.dynPAR.

>Bloc.PerDynPar

PerDynPar Act.


PerDynPar blq.

PerDynParDésac.

&

≥1

Ι<Max. de

T 0

&

ExcitationT 0

1713 T RET.dynPAR.

T 0

DynPar Ter Act.Utilisation des paramètresdyn. dans les fonctions de protection à max. courant

Dépassement d’un des seuils dynamiques de la protec-tion à max. courant (blocs d’adresses 20, 22 et 24)

>Disj.1 affecté fermé

>Disj.1 affecté ouvert≥1

&

Excitation

Dépassement d’un des seuils „ normaux “ de la protection à max. courant

N° fonction. 1731

N° fonction 410

N° fonction 411

N° fonction 1730 N° fonction 1995

N° fonction 1996

N° fonction 1994

N° fonction 2000

DynPar 3I0 Act.N° fonction 1999

DynPar Ph Act.N° fonction 1998

121Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions


Généralités La commutation dynamique de valeurs de seuil ne peut être active que si elle a été définie à la configuration à l'adresse 117 PERMUT.DYN.PAR. = Disponible. Si la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponibleLa fonction peut être activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 1701 PERMUT.DYN.PAR..

Critères de commutation

Vous pouvez définir les critères de commutation pour les fonctions de protection qui autorisent une commutation dynamique. Vous avez le choix entre le critère de courant Critère courant et le critère de disjoncteur Position disj. :

adresse 1702 DEM.dynPAR Ph pour une protection à maximum de courant de phase,

adresse 1703 DEM.dynPAR 3I0 pour une protection à maximum de couranthomopolaire.

Avec le critère de courant, c'est toujours le courant du côté auquel la fonction de pro-tection correspondante est affectée qui est détecté. Dans le cas du critère de disjonc-teur, le contact auxiliaire du disjoncteur du côté correspondant doit être relié et affecté à l'entrée binaire adéquate de l'appareil.

La protection à maximum de courant de terre n'autorise que le critère de courant, car elle n'est affectée à aucun disjoncteur (adresse 1704 DEM.dynPAR TER. toujours = Critère courant).

Temporisations Pour les temporisations T INTERRUPTION (adresse 1711), T PERM.DYN.PAR. (adresse 1712) et T RTB.PERDYNPAR (adresse 1713), aucun réglage de référence ne peut être fourni. Elles doivent être adaptées aux caractéristiques de l’équipement sur site et choisies de façon à éviter des déclenchements pour de brèves surcharges admissibles pendant une procédure de mise sous tension.

Valeurs de seuil commutées

Les valeurs de seuil commutées proprement dites, qui doivent être activées conformé-ment aux critères de commutation dynamique, sont à introduire pour les différents seuils de la protection à maximum de courant.



Explication


HorsEn

Hors Permutation dynamique de par-amètres

1702 DEM.dynPAR Ph Critère de courantPosition disj.

Critère de courant Cond. de démarrage permut dyn par. phase

1703 DEM.dynPAR 3I0 Critère de courantPosition disj.

Critère de courant Cond. de démarrage permut dyn par. 3I0

1704 DEM.dynPAR TER. Critère de courantPosition disj.

Critère de courant Cond. de démarrage permut dyn par. terre

122 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



1711 T INTERRUPTION 0..21600 s 3600 s Temps d'interruption

1712 T PERM.DYN.PAR. 1..21600 s 3600 s Durée de permut. dyn. param.

1713 T RTB.PERDYN-PAR

1..600 s; ∞ 600 s Temps de retombée rapide


Explication


01730 >Bloc.PerDynPar >Bloquer permutation dyn. de paramètres

01731 >BlocRtbPerDyPa >Bloquer retombée permut. dyn. de param.

01994 PerDynParDésac. Permut. dyn. de paramètres désactivée

01995 PerDynPar blq. Permut. dyn. de paramètres bloquée

01996 PerDynPar Act. Permut. dynamique de paramètres activée

01998 DynPar Ph Act. Permut. dyn. de param. max I Ph activée

01999 DynPar 3I0 Act. Permut. dyn. de param. max I 3I0 activée

02000 DynPar Ter Act. Permut. dyn. param. max I terre activée

123Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.7 Protection à maximum de courant monophasée

La protection à maximum de courant monophasée peut être attribuée au choix à l’entrée de mesure de courant I7 ou I8 de l’appareil. Elle est en principe adaptée à n’importe quelle application. Pour raccordement à l’entrée I8, un réglage très sensible est possible (à partir de 3 mA à l’entrée de mesure de courant de l’appareil).

Les exemples d’application sont une protection différentielle à haute impédance ou une protection de cuve sensible. Ces exemples d’application standard sont abordés spécifiquement dans les chapitres suivants : chapitre 2.7.2 pour la Protection différen-tielle à haute impédance, chapitre 2.7.3 pour la Protection de cuve sensible.

La protection à maximum de courant monophasée possède deux seuils à temporisa-tion indépendante (UMZ), que l’on peut combiner au choix. Si un seul seuil est néces-saire, réglez le seuil inutilisé sur ∞.


Le courant à mesurer est filtré au moyen d’algorithmes numériques. En raison de la haute sensibilité possible, nous avons choisi un filtre à très petite bande passante.

Pour le seuil monophasé I>>, le courant détecté au niveau de l’entrée de mesure de courant définie (I7 ou I8) est comparé au seuil d’activation I>> et signalé lorsque ce seuil est dépassé. Une fois la temporisation T I> écoulée, l’ordre de déclenchement est envoyé. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage pour les courants I > 0,3 · IN.

Pour le seuil monophasé I>, le courant détecté au niveau de l’entrée de mesure de courant définie est comparé au seuil d’activation I> et signalé lorsque ce seuil est dé-passé. Une fois la temporisation T I> écoulée, l’ordre de déclenchement est envoyé. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage pour les courants I > 0,3 · IN.

124 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Les deux seuils forment donc ensemble une protection à deux seuils conformément à la figure 2-67.

Figure 2-67 Caractéristique à deux seuils de la protection à maximum de courant monophasée

Lorsque les courants sont très élevés, le filtre de courant peut être désactivé afin d’ob-tenir un temps de déclenchement plus court. Ceci se produit automatiquement lorsque la valeur instantanée du courant dépasse le seuil I>> d’un facteur minimum de 2·√2.

t

II>>I>

T I>>

T I>

Déclenchement

125Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

La figure 2-68 représente le diagramme logique de la protection à maximum de cou-rant monophasée.

Figure 2-68 Diagramme logique de la protection à maximum de courant monophasée — Exemple pour la détection du courant monophasé à l’entrée de mesure I8

En

Hors„1“

2701 UMZ 1-phase

>Bloc. I> 1ph

>Bloc Max I 1ph Max I 1ph blq.

Max I 1ph dés.

I> 1ph bloquée

2707 T I>

Décl. I> 1ph

MR I> 1phN° fonction 5974

N° fonction 5975

N° fonction 5966

N° fonction 5962

N° fonction 5961

N° fonction 5952

N° fonction 5951


I>

2706 I>

&

sens.accrue I8

non disponible

I7sens.norm.I7

I8

127MAX DE I

T 0

2704 T I>>

N° fonction 5977

N° fonction 5979


I>>

2703 I>>

& T 02·√2·I>>

≥1

>Bloc. I>> 1ph I>> 1ph bloquéeN° fonction 5967N° fonction 5953

MR I>> 1ph

Décl. I>> 1ph

≥1

≥1 Max I 1ph DECLN° fonction 5972

Max I 1ph MR G.N° fonction 5971

≥1 Max I 1ph act.N° fonction 5963

126 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.7.2 Protection différentielle à haute impédance


Dans le cas de fonctionnement à haute impédance, tous les transformateurs de cou-rant aux extrémités de la zone de protection fonctionnent en parallèle avec une résis-tance R commune de relativement haute impédance, dont la tension est mesurée. Dans le cas de la 7UT612, la mesure de tension est effectuée par l’acquisition du cou-rant passant au travers de la résistance (externe) R au niveau de l’entrée de mesure de courant sensible I8.

Les transformateurs de courant doivent être du même type et posséder au moins un noyau propre pour la protection différentielle à haute impédance. Les transformateurs doivent en particulier afficher le même rapport de transformation et approximative-ment la même tension de saturation.

Avec l’appareil 7UT612, le principe de haute impédance convient tout particulièrement à la détection de défauts de terre dans les réseaux mis à la terre pour les transforma-teurs, les générateurs, les moteurs et les bobines à inductance. La protection différen-tielle à haute impédance peut être utilisée en lieu et place de la Protection différentielle de terre décrite au chapitre 2.3 ou en complément de celle-ci. L’entrée de mesure de courant sensible I8 ne peut être évidemment utilisée que pour la Protection différen-tielle à haute impédance ou pour une protection de cuve (chapitre 2.7.3).

La figure 2-69 représente à gauche un exemple d’application pour un enroulement de transformateur raccordé à la terre ou un moteur/générateur raccordé à la terre. L’ex-emple de droite montre un enroulement de transformateur non raccordé à la terre ou un moteur/générateur non raccordé à la terre, pour lequel on suppose que la mise à la terre du réseau est réalisée en un autre endroit.

Figure 2-69 Détection de défaut à la terre selon le principe de la haute impédance

Fonctionnement du principe de la haute impédance

Le principe de la haute impédance doit être expliqué au moyen d’un enroulement de transformateur raccordé à la terre (figure 2-70).

En situation normale, aucun courant homopolaire ne circule, ce qui signifie qu’au point neutre du transformateur ISt = 0 et dans les phases 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0.

En cas de défaut à la terre extérieur (à gauche sur la figure 2-70), dont le courant de court-circuit est alimenté par le point neutre raccordé à la terre, le même courant cir-cule dans le point neutre du transformateur et dans les phases. Les courants secon-daires correspondants (lorsque le rapport de transformation est le même pour tous les transformateurs de courant) se compensent mutuellement, ils sont raccordés en série. Seule une tension réduite apparaît à la résistance R, résultant des résistances in-ternes des transformateurs de courant et de leurs câbles de connexion. Même lor-

ISt

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R

127Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

squ’un transformateur de courant se trouve partiellement en saturation, celui-ci passe pour la durée de la saturation en basse impédance et forme une dérivation à basse impédance vers la résistance à haute impédance R. La haute résistance de la résis-tance a donc un effet stabilisateur (appelé stabilisation de résistance).

Figure 2-70 Principe de la détection de défaut de terre selon le principe de la haute im-pédance

En cas de court-circuit à la terre dans la zone à protéger (figure 2-70 à droite), un cou-rant de point neutre ISt circule dans tous les cas. L’amplitude du courant homopolaire dans les courants de phase dépend des conditions de mise à la terre dans le reste du réseau. Un courant secondaire correspondant au courant de court-circuit global es-saie de circuler à travers la résistance R. Toutefois, comme celle-ci est à haute impédance, il se produit immédiatement en cet endroit une tension élevée, qui sature de nouveau les transformateurs de courant. La tension efficace à la résistance corre-spond donc environ à la tension de saturation du transformateur de courant.

La résistance R est par conséquent dimensionnée de telle manière qu’elle entraîne une tension secondaire, même pour les plus faibles courants de défaut de terre à dé-tecter, tension qui correspond à la moitié de la tension de saturation des transforma-teurs de courant (voir aussi Conseils de dimensionnement à la section 2.7.4).

Protection à haute impédance avec la 7UT612

Dans la 7UT612, l’entrée de mesure sensible I8 est utilisée pour la protection à hautre impédance. Parce qu’il s’agit d’une entrée de courant, le courant circulant dans la ré-sistance R est mesuré et non la tension.

La figure 2-71 montre le schéma de raccordement. La 7UT612 est raccordée en série à la résistance R et mesure donc son courant.

La varistance V sert à limiter la tension en cas de défaut interne. Les pics importants de tension qui sont générés lors de la saturation du transformateur sont écrétés par cette varistance. Elle entraîne simultanément un lissage de la tension, sans diminution notable de la valeur moyenne.

ISt

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R ISt

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R

128 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-71 Schéma de connexion de la protection différentielle de terre selon le principe de la haute impédance

Il est important également, en tant que mesure de protection contre les surtensions, de réaliser la connexion directe de l’appareil au côté mis à la terre du transformateur de courant, de sorte que la haute tension à la résistance soit maintenue à distance de l’appareil.

De manière similaire, la protection différentielle à haute impédance peut être utilisée pour les générateurs, les moteurs et les bobines à inductance. Dans le cas des auto-transformateurs, les transformateurs de courant du côté haute tension, basse tension et celui dans le point neutre doivent être raccordés en parallèle.

En principe, le procédé est réalisable pour n’importe quel élément à protéger. En tant que protection de jeu de barres, p. ex., l’appareil est connecté, via la résistance, au montage en parallèle des transformateurs de toutes les travées.

2.7.3 Protection de cuve


La protection de cuve doit détecter les courts-circuits à la masse — même en cas de haute impédance — entre une phase et la cuve d’un transformateur. Pour ce faire, la cuve est isolée ou à tout le moins posée contre terre selon un dispositif à haute im-pédance (figure 2-72). La cuve est raccordée par un câble à la terre, dont le courant est amené à l’appareil de protection. En cas de mise à la masse au niveau de la cuve, un courant de défaut (courant de cuve) s’échappe par la liaison à la terre jusqu’à la terre du poste. Ce courant est identifié par la protection de cuve comme surcourant et entraîne, lors du dépassement d’un seuil d’excitation (réglable), le déclenchement in-stantané ou temporisé de toutes les extrémités du transformateur (primaire et secon-daire).

Pour la protection de cuve, l’entrée de mesure de courant sensible I8 est utilisée. Celle-ci ne peut être bien sûr utilisée que pour la protection de cuve ou pour une “Pro-tection différentielle à haute impédance” (chapitre 2.7.2).

ISt 7UT612

IL1

IL2

IL3

I 8

L1

L2

L3

RV

129Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-72 Protection de cuve (principe)


Généralités La protection à maximum de courant monophasée peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 2701 MAX I MONOPH..

Les réglages sont adaptés en fonction de l’application. Les plages de réglage dépen-dent de l’entrée de mesure de courant de l’appareil à laquelle le courant à détecter est raccordé. Ceci est stipulé à la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1 sous “ Particularités “, page 17) à l’adresse 127.

Lors de la configuration MAX DE I 1PHASE = I7 norm. sensib réglez le seuil de démarrage pour I>> à l’adresse 2702, le seuil de démarrage pour I> à l’adresse 2705. Si vous n’avez besoin que d’un seul seuil, réglez le seuil inutile sur ∞.

Lors de la configuration MAX DE I 1PHASE = I8 sensible réglez le seuil de démarrage pour I>> à l’adresse 2703, le seuil de démarrage pour I> à l’adresse 2706. Si vous n’avez besoin que d’un seul seuil, réglez le seuil inutile sur ∞.

Si vous souhaitez une temporisation pour le déclenchement, réglez celle-ci pour I>> à l’adresse 2704 T I>> et pour I> à l’adresse 2707 T I>. Si vous ne souhaitez pas de temporisation, paramétrez le temps sur 0 s.

Les temps paramétrés sont de simples temporisations supplémentaires, qui ne tien-nent pas compte pas des temps de fonctionnement internes (temps de mesure, temps de retombée). Vous pouvez également fixer la temporisation sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme.

Pour les applications de protection à haute impédance ou de protection de cuve, vous trouverez les explications correspondantes ci-après.

isolé

7UT612I 8

130 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Application en tant que protection dif-férentielle à haute impédance

Pour l’application de la protection différentielle à haute impédance, seul le seuil de dé-marrage pour la protection à maximum de courant monophasée est réglé sur l’appa-reil 7UT612, pour une détection du courant à l’entrée I8. Lors de la configuration de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1 sous “ Particularités ”, page 17), l’adresse 127 est par conséquent réglée sur : MAX DE I 1PHASE = I8 sensible.

Pour la fonction globale de la protection différentielle à haute impédance, il convient d’examiner les interactions entre les caractéristiques du transformateur de courant, la résistance R externe et la tension à la résistance R. Vous trouverez de plus amples informations sur ce point dans les trois sections ci-dessous.

Données de trans-formateur de cou-rant pour la protec-tion différentielle à haute impédance

Tous les transformateurs de courant concernés doivent présenter le même rapport de transformation ainsi qu’une tension de saturation proche. C’est normalement le cas lorsque lorsqu’ils sont de la même marque et présentent les mêmes caractéristiques nominales. La tension de saturation peut être approximativement calculée comme suit sur base des données nominales :

où US = tension de saturationRi = résistance interne du transformateur de courant PN = puissance nominale du transformateur de courant IN = courant nominal secondaire du transformateur de courant n = facteur de saturation nominal du transformateur de courant

Le courant nominal, la puissance nominale et le facteur de saturation figurent habitu-ellement sur la plaque signalétique du transformateur, p. ex. :

transformateur de courant 800/5 ; 5P10 ; 30 VA Le transformateur a

IN = 5 A (de 800/5) n = 10 (de 5P10) PN = 30 VA

La résistance interne est souvent indiquée dans le protocole d’essai du transforma-teur. Lorsqu’elle n’est pas connue, elle peut être calculée approximativement à partir d’une mesure de courant continu sur l’enroulement secondaire.

Exemple de calcul :

transformateur de courant 800/5 ; 5P10 ; 30 VA avec Ri = 0,3 Ω

ou

transformateur de courant 800/1 ; 5P10 ; 30 VA avec Ri = 5 Ω

Outre les données du transformateur de courant, la résistance du câble entre le trans-formateur et l’appareil 7UT612 doit également être connue, ainsi que la longueur max-imum des câbles.

US RiPN

IN2

--------+

n IN⋅ ⋅=

US RiPN

IN2

--------+

n IN 0,3 Ω 30 VA5 A( )2

----------------+ 10 5 A 75 V=⋅ ⋅=⋅ ⋅=

US RiPN

IN2

--------+

n IN 5 Ω 30 VA1 A( )2

----------------+ 10 1 A 350 V=⋅ ⋅=⋅ ⋅=

131Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Observation de stabilité pour la protection différen-tielle à haute impédance

La condition de stabilité part de l’hypothèse simplifiée suivante : lors d’un défaut ex-terne, un transformateur de courant est totalement saturé et les autres transmettent fidèlement leurs courants (partiels). Cette situation théorique est la plus défavorable. Puisque, en pratique, le transformateur saturé fournit encore un courant, ce qui fournit une réserve de sécurité.

La figure 2-73 montre un circuit équivalent pour cette simplification. Ici, W1 et W2 sont supposés être des transformateurs idéaux dotés de résistances internes Ri1 et Ri2. Ra sont les résistances des câbles d’alimentation entre le transformateur et la résistance R ; ils entrent deux fois en ligne de compte (câbles aller et retour). Ra2 est la résis-tance du plus long câble d’alimentation.

W1 transmet le courant I1. W2 est saturé, ce qui est indiqué par la ligne de court-circuit en pointillés. Le transformateur, puisqu’il est saturé, crée donc une dérivation basse impédance.

Une autre condition est R >> (2Ra2 + Ri2).

Figure 2-73 Circuit équivalent simplifié d’une configuration pour la protection différentielle à haute impédance

La tension à la résistance R atteint donc

UR ≈ I1 · (2Ra2 + Ri2)

On part également du principe que le seuil de démarrage de la 7UT612 vaut la moitié de la tension de saturation du transformateur de courant. Dans le cas limiteUR = US/2

Il en résulte ainsi la limite de stabilité ISL qui est le courant de circulation jusqu’auquel la configuration reste stable :

Exemple de calcul :

Pour le transformateur 5–A comme indiqué plus haut avec US = 75 V et Ri = 0,3 Ω le plus long câble de 22 m avec 4 mm2 de section, cela correspond à Ra ≈ 0,1 Ω

soit 15 × le courant nominal ou 12 kA primaire.

Pour le transformateur 1–A comme indiqué plus haut avec US = 350 V et Ri = 5 Ω le plus long câble de 107 m avec 2,5 mm2 de section ; cela correspond à Ra ≈ 0,75 Ω soit 27 × le courant nominal ou 21,6 kA primaire.

R

Ri1 2Ra1 2Ra2 Ri2

W1 W2I1

ISLUS 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+--------------------------------=

ISLUS 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+-------------------------------- 37,5 V

2 0,1 Ω⋅ 0,3 Ω+-------------------------------------------- 75 A===

132 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Observation de sensibilité pour la protection différen-tielle à haute impédance

Comme déjà signalé, le seuil de démarrage de la protection haute impédance doit cor-respondre environ à la moitié de la tension de saturation du transformateur de cou-rant. Il est de ce fait possible de calculer la résistance R.

Etant donné que l’appareil mesure le courant qui traverse la résistance, la résistance et l’entrée de mesure de l’appareil doivent être montées en série (voir également fig-ure 2-71). Comme la résistance doit en outre être de haute impédance (condition R >> 2Ra2 + Ri2 cf. ci-dessus), la résistance inhérente de l’entrée de mesure peut être négligée. La résistance se calcule donc sur la base du courant de démarrage Idém. et de la moitié de la tension de saturation :

Exemple de calcul :

Pour le transformateur 5–A idem ci-dessus le seuil de démarrage souhaité Idém. = 0,1 A (ce qui correspond à 16 A primaire)

Pour le transformateur 1–A idem ci-dessus le seuil de démarrage souhaité Idém. = 0,05 A (ce qui correspond à 40 A primaire)

La puissance nécessaire de la résistance se calcule en tant que puissance instan-tanée sur la base de la tension de saturation et de la valeur de résistance :

Puisque cette puissance ne se présente que brièvement pendant un court-circuit à la terre, la puissance nominale peut être réduite d’un facteur 5 environ.

La varistance (voir aussi figure 2-71) doit être dimensionnée de manière à rester à haute impédance jusqu’à la tension de saturation, p. ex. :

100 V environ pour le transformateur 5–A, 500 V environ pour le transformateur 1–A.

Le seuil de démarrage (dans l’exemple 0,1 A ou 0,05 A) est réglé dans la 7UT612 à l’adresse 2706 I>. Le seuil I>> n’est pas utilisé (adresse 2703 I>> = ∞).

L’ordre de déclenchement de la protection peut être temporisée à l’adresse 2707 T I>. Normalement, cette temporisation est fixée à 0.

Lorsqu’un grand nombre de transformateurs de courant sont montés en parallèle, comme lors de l’utilisation en tant que protection de jeu de barres avec un grand nom-bre de travées, les courants de magnétisation des convertisseurs montés en parallèle

ISLUS 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+-------------------------------- 175 V

2 0,75 Ω⋅ 5 + Ω------------------------------------------ 27 A===

RUS 2⁄Idem---------------=

RUS 2⁄Idem--------------- 75 V 2⁄

0,1 A------------------- 375 Ω===

RUS 2⁄Idem--------------- 350 V 2⁄

0,05 A----------------------- 3500 Ω===

PRUS

2

R---------- 75 V( )2

375 Ω-------------------- 15 W===

PRUS

2

R---------- 350 V( )2

3500 Ω----------------------- 35 W===

pour le transformateur 5–A

pour le transformateur 1–A

133Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

ne sont plus négligeables. Dans ce cas, il convient de calculer le total des courants de magnétisation pour une demi-tension de saturation (correspond à la valeur de réglage). Ceci diminue le courant dans la résistance R, ce qui entraîne une augmen-tation correspondante du seuil de démarrage effectif.

Utilisation en tant que protection de cuve

En ce qui concerne l’application de la protection de cuve, seul le seuil de démarrage pour la protection à maximum de courant monophasée est réglé sur l’appareil 7UT612, pour une détection du courant à l’entrée I8. Lors de la configuration de l’éten-due des fonctions (chapitre 2.1.1 sous “ Particularités ”, page 17), l’adresse 127 est réglée sur : MAX DE I 1PHASE = I8 sensible.

La Protection de cuve est une protection à maximum de courant sensible, qui surveille le courant entre la cuve isolée d’un transformateur et la terre. Par conséquent, sa sen-sibilité est réglée à l’adresse 2706 I>. Le seuil I>> n’est pas utilisé (adresse 2703 I>> = ∞).

L’ordre de déclenchement de la protection peut être temporisée à l’adresse 2707 T I>. Normalement, cette temporisation est fixée à 0.


La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être mul-tipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A, les adresses 2703 et 2706 sont indépendantes du courant nominal. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant.


Explication

2701 MAX I MONOPH. HorsEn

Hors Maximum de courant monophasée

2702 I>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Seuil I>>

2703 I>> 0.003..1.500 A; ∞ 0.300 A Seuil I>>

2704 Seuil I>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Temporisation T I>>

2705 I> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Seuil I>

2706 I> 0.003..1.500 A; ∞ 0.100 A Seuil I>>


134 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1




05951 >Bloc Max I 1ph >Bloquer Max I monophasée

05952 >Bloc. I> 1ph >Bloquer I> monophasée

05953 >Bloc. I>> 1ph >Bloquer I>> monophasée

05961 Max I 1ph dés. Max de I monophasée désactivée

05962 Max I 1ph blq. Max de I monophasée bloquée

05963 Max I 1ph act. Max de I monophasée active

05966 I> 1ph bloquée Blocage fonction I> monophasée

05967 I>> 1ph bloquée Blocage fonction I>> monophasée

05971 Max I 1ph MR G. Max de I monophasée: mise en route gén.

05972 Max I 1ph DECL Max de I monophasée: déclenchement gén.

05974 MR I> 1ph Mise en route I> monophasée

05975 Décl. I> 1ph Déclenchement I> monophasée

05977 MR I>> 1ph Mise en route I>> monophasée

05979 Décl. I>> 1ph Déclenchement I>> monophasée

05980 MaxI 1phI: Max de I monophasée: courant de défaut

135Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.8 Protection contre les déséquilibres

Généralités Le rôle de la protection contre les déséquilibres est d’identifier un fonctionnement en régime déséquilibré à l’aide de mesures électriques. Elle peut être utilisée pour détect-er des interruptions, des court-circuits ou des inversions dans le câblage des transfor-mateurs de courant. Cette fonction est capable en outre d’identifier des court-circuits monophasés et biphasés pour lesquels les courants de défauts sont inférieurs aux courants de charge.

La protection contre les déséquilibres ne s’avère utile que sur des éléments triphasés. Pour OBJET PROTEGE = JdB 1Ph. ou Transfo mono. (adresse 105, voir chapitre 2.1.1), elle est par conséquent hors service.

Pour les générateurs et les moteurs, la présence de charges asymétriques engendre un champ tournant inverse qui agit sur le rotor à une fréquence double. A la surface du rotor apparaissent alors des courants de Foucault induits qui conduisent à un échauffement localisé aux extrémités du rotor et aux cales d’encoche.

Cela s’applique en particulier aux moteurs dont les fusibles sont montés en série. Avec un fonctionnement monophasé par le déclenchement d’un fusible, le moteur ne génère que de petits couples discontinus de sorte qu’il y a rapidement une surcharge thermique pour un couple constant demandé à la machine. En outre, la menace d’une surcharge thermique est bien réelle lorsque le moteur est alimenté par des tensions asymétriques. Même de petits déséquilibres de tension conduisent à des courants in-verses de grande amplitude en raison de la réactance indirecte.

La protection contre les déséquilibres se réfère toujours au côté configuré de l’élément à protéger (voir chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “, page 17, adresse 141).

La protection contre les déséquilibres possède deux seuils à temps constant (UMZ) et un seuil à temps dépendant (AMZ). Ce dernier peut avoir une caractéristique CEI ou ANSI.


Détection du déséquilibre

La protection contre les déséquilibres de l’appareil 7UT612 extrait les composantes fondamentales par filtrage des courants d’alimentation de phase. Ces grandeurs sont ensuite transformées en composantes symétriques desquelles est extrait le courant de composante symétrique inverse I2. Si le plus grand des trois courants de phase s’élève au moins à 10 % du courant nominal de l’équipement et que tous les courants de phase sont inférieurs à 4 fois son courant nominal, il est possible de comparer le courant inverse avec le seuil paramétré.

136 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.8.1.1 Caractéristique à temps constant (UMZ)

La caractéristique à temps constant est constituée de deux seuils. Après avoir atteint le premier seuil paramétrable I2>, une signalisation de démarrage est émise et une temporisation T I2> est lancée. En cas de dépassement du second seuil I2>>, une autre signalisation est émise et une seconde temporisation T I2>> lancée.

Un ordre de déclenchement est émis après expiration d’une des temporisations (voir figure 2-74).

Figure 2-74 Caractéristique à temps constant de la fonction de déséquilibre

2.8.1.2 Caractéristique à temps dépendant (AMZ)

La caractéristique à temps dépendant de la fonction de déséquilibre peut soit être du type CEI, soit du type ANSI. Les courbes et les formules associées sont indiquées dans les Spécifications techniques (figures 4-7 et 4-8 du chapitre 4.4). La caractéris-tique à temps dépendant est superposée aux seuils à temps constant I2>> et I2> (voir chapitre 2.8.1.1).


Le courant inverse I2 est comparé à la valeur de réglage I2p. Si le courant inverse dépasse de 110% la valeur paramétrée, une signalisation est émise, le temps de dé-clenchement pour ce courant inverse est calculé en fonction de la caractéristique choisie et un ordre de déclenchement est émis après écoulement de cette temporisa-tion. La figure 2-75 illustre le déroulement qualitatif de ces caractéristiques. Le seuil superposé I2>> est représenté en hachuré sur cette figure.


La retombée de la fonction se produit lorsque le courant inverse passe en dessous de 95% du seuil de démarrage. La temporisation est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.

Déclenchement

I2/INI2> I2>>

t

T I2>

T I2>>

137Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-75 Caractéristique à temps dépendant de la fonction de déséquilibre


Dans le cas de caractéristiques ANSI, vous pouvez décider si la fonction retombe dès le franchissement d’un seuil ou à la suite d’une émulation de disque. “ Dès le fran-chissement d’un seuil ” signifie que l’excitation retombe dès que la valeur passe en-dessous d’environ 95% du seuil de démarrage. Le temps est immédiatement réinitial-isé en cas de nouveau démarrage.

Si l’émulation de disque est utilisée, l’élimination du courant entraîne une logique de retombée (dégression de la temporisation) correspondant au phénomène de reposi-tionnement d’un disque Ferraris (d’où le nom d’„ émulation de disque “). Ce type de fonctionnement présente l’avantage de tenir compte de „ l’historique “ du défaut (en cas de défauts successifs, p. ex.) de manière similaire à l’inertie d’un disque Ferrraris et adapte les valeurs de temporisations. Il permet également d’établir une représen-tation correcte de l’échauffement de l’élément à protéger en cas de fluctuations impor-tantes du déséquilibre. La dégression de la temporisation débute lorsque le courant inverse passe en dessous de 90 % de la valeur de réglage en fonction de la courbe de retombée de la caractéristique choisie. Si le courant inverse se situe entre la valeur de retombée (95 % du seuil de commutation) et 90 % de la valeur de réglage, le disque est considéré comme étant à l’arrêt (aucun mouvement de rotation du disque). Lorsque le courant inverse passe en dessous des 5 % du seuil de démarrage, l’ému-lation du disque prend fin et la fonction retombe immédiatement ; en cas de nouveau démarrage, la temporisation débute à sa valeur initiale.

Logique La figure 2-76 représente le diagramme logique de la protection contre les déséquili-bres. Il est possible de bloquer la protection par une entrée binaire. Les démarrages et les temporisations sont ainsi réinitialisés.

Dès que les critères de fonctionnement de la protection contre les déséquilibres ne sont plus respectés (tous les courants de phase passent en dessous de 0,1 · IN ou le courant d’au moins une des phases dépasse 4 · IN), tous les démarrages de la pro-tection contre les déséquilibres sont réinitialisés.

I2/INI2p I2>>

t

T I2>>

Déclenchement

seuil superposé I2>>

138 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-76 Diagramme logique de la protection contre les déséquilibres - représenté pour la caractéristique CEI

2.8.2 Réglage des paramètres de la fonction

Généralités Lors de la configuration de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1 sous „Particular-ités“, page 17), le côté de l’élément à protéger a été défini à l’adresse 140, l’adresse 141 permet de choisir le type de caractéristique disponible. Sont seulement disponi-bles ici les réglages qui s’appliquent à la caractéristique sélectionnée. Les seuils à temps constant I2>> et I2> sont dans tous les cas disponibles.

La protection contre les déséquilibres ne s’avère utile que pour des éléments triphasés. Si OBJET PROTEGE = JdB 1Ph. ou Transfo mono. (adresse 105, voir chapitre 2.1.1), tous les réglages suivants ne sont donc pas accessibles.

La fonction peut être activée ou désactivée (En- ou Hors) à l’adresse 4001 DESE-QUILIBRE I2.

Caractéristique de déclenchement à temps constant

La caractéristique à deux seuils permet de régler le seuil supérieur (adresse 4004 I2>>) avec une temporisation courte (adresse 4005 T I2>>) et le seuil inférieur (adresse 4002 I2>) avec une temporisation plus longue (adresse 4003 T I2>). Il est aussi possible d’utiliser, p. ex., I2> comme seuil d’alarme et I2>> comme seuil de dé-clenchement. Un réglage de I2>> au-delà de 60 % garantit qu’il n’y aura pas de dé-clenchement avec le seuil I2>> en cas de perte de phase.

Si le moteur n’est alimenté que sur deux phases par un courant I, l’amplitude du cou-rant inverse est donnée par :

I2

>Bloc. déséq.

Hors

En„1“

Déséq.

Déséq. blo-

I2

t

Déséq. act.

T 0

≥1 Décl.

Démarr. I2>>

UMZ/AMZ:IEC

UMZ sans AMZ

141 DESEQUILIBRE

UMZ/AMZ:ANSI

Démarr. I2p

Démarr. I2>

N° fonction 5166

N° fonction 5165

N° fonction 5170

N° fonction 5159

N° fonction 5152

N° fonction 5153

N° fonction 5151

N° fonction 5143

T 0

autor. mesure

I2>

I2>>

1,1 I2p

≥1

4006 CARACT. CEI

40104008

4002

4004

4003

4005

4001

I2p T I2p

T I2>I2>

I2>> T I2>>

DESEQUILIB

139Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Pour un déséquilibre supérieur à 60 %, on considère qu’un court-circuit biphasé est présent dans le réseau. La temporisation T I2>> doit par conséquent être aussi co-ordonnée avec la sélectivité du réseau pour les courts-circuits de phase.

Pour les lignes ou les câbles, la protection contre les déséquilibres peut également être utilisée comme détecteur de défauts asymétriques, pour lesquels les seuils de commutation de la protection à maximum de courant ne sont pas atteints. L’équation suivante s’applique :

− un défaut biphasé avec un courant I engendre un courant inverse équivalent à

− un défaut monophasé avec un courant I engendre un courant inverse équivalent à

Pour un déséquilibre supérieur à 60 %, on considère qu’un court-circuit biphasé est présent dans le système. Le temporisation T I2>> doit par conséquent toujours être coordonnée avec la sélectivité du réseau pour les court-circuits de phase.

Pour les transformateurs, la protection contre les déséquilibres peut être utilisée com-me protection sensible du côté de l’alimentation pour la détection de défauts monophasés et biphasés de faible amplitude. Il est également possible de détecter des défauts monophasés côté basse tension qui n’engendrent pas de courant ho-mopolaire du côté haute tension (p. ex. dans le cas d’un couplage Dyn).

Etant donné qu’un transformateur transmet des courants symétriques en tenant compte de ses rapports de transformation, les relations mentionnées ci-dessus pour les lignes dans le cas de défaut biphasés et monophasés sont également valables :

Pour un transformateur avec les données suivantes, p. ex. :

les courants de défaut suivants sont détectés du côté basse tension :

Si I2> = 0,1 A a été paramétré du côté haute tension, un courant de défaut de I = 3 · ü · I2> = 3 · 0,1 · 100 A = 165 A est détecté du côté basse tension pour un défaut monophasé et √3 · ü · 0,1 · 100 A = 95 A pour un défaut biphasé. Cela correspond respectivement à 36 % et 20 % du courant nominal du transformateur.

Comme il s’agit dans l’exemple d’un court-circuit du côté basse tension, la temporisa-tion T I2> doit toujours être coordonnée avec les autres relais de protection présents dans le système.

Pour les générateurs et les moteurs, le paramétrage est déterminé par le déséquilibre admissible pour l’élément à protéger. Il est donc utile de paramétrer le seuil I2> sur le déséquilibre permanent admissible et de l’utiliser comme seuil d’alarme avec une longue temporisation. Le seuil I2>>est alors réglé pour un déséquilibre de courte durée avec la durée admise.

Puissance nominale apparente SNT = 16 MVATension nominale primaire UN = 110 kVTension nominale secondaire UN = 20 kVCouplage Dyn5

I213

------- I⋅ 0 58, I⋅= =

I213

------- I⋅ 0 58, I⋅= =

I213--- I⋅ 0 33, I⋅= =

140 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Exemple :

Une meilleure adaptation à l’équipement à protéger peut être obtenue avec un seuil supplémentaire à temps dépendant.

Caractéristique de déclenchement à temps dépendant pour courbes CEI

Une caractéristique de déclenchement à temps dépendant représente particulière-ment bien le phénomène de surcharge thermique d’une machine engendré par le déséquilibre. Utilisez la caractéristique qui s’adapte le mieux à la courbe d’échauffe-ment par déséquilibre indiquée par le constructeur de la machine.

Pour les courbes CEI (adresse 141 CARACT DESEQUIL = Max I inv. CEI, voir aussi chapitre 2.1.1), les caractéristiques suivantes sont disponibles à l’adresse 4006 CARACT. CEI :

Normal. inverse (inverse, type A selon CEI 60255–3), Fortem. inverse (très inverse, type B selon CEI 60255–3), Extrêm. inverse (extrêmement inverse, type C selon CEI 60255–3).

Les caractéristiques de déclenchement et les formules sur lesquelles elles sont basées sont reprises dans les spécifications techniques (chapitre 4.4, figure 4-7).

Remarquez que la caractéristique à temps dépendant prend en compte un facteur de sécurité d’environ 1,1 entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. En d’autres termes, le démarrage de la fonction ne se produit que lorsque le déséquilibre s’élève à 110% de la valeur paramétrée de I2p (adresse 4008). La retombée s’effectue lorsque le courant tombe sous 95 % du seuil de démarrage.

La constante de temps associée est accessible à l’adresse 4010 T I2p.

La constante de temps peut également être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne dé-clenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil à temps dépendant n’est pas néces-saire, il est possible de le désactiver à l’adresse 141 CARACT DESEQUIL = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).

Les seuils à temps constant mentionnés plus haut sous la section „ Caractéristique de déclenchement à temps constant “ peuvent également être utilisés comme seuils d’alarme et de déclenchement.

Caractéristique de déclenchement à temps dépendant pour courbes ANSI

Une caractéristique de déclenchement à temps dépendant représente particulière-ment bien le phénomène de surcharge thermique d’une machine engendré par undéséquilibre. Utilisez la caractéristique qui s’adapte le mieux à la courbe de surcharge thermique indiquée par le constructeur de la machine.

Pour les courbes ANSI (adresse 141 CARACT DESEQUIL = Max I inv. ANSI), les caractéristiques suivantes sont disponibles à l’adresse 4007 CARACT. ANSI :

Moteur IN Moteur = 545AI2 dd prim / IN Moteur = 0,11 en continuI2 max prim /IN Moteur = 0,55 pour Tmax = 1s

Transformateur de courant

ü = 600A/1A

Valeur de réglage

I2> = 0,11 · 545 A = 60 A primaire ou 0,11 · 545 A · (1/600) = 0,10 A secondaire

Valeur de réglage

I2>> = 0,55 · 545 A = 300 A primaire ou 0,55 · 545 A · (1/600) = 0,50 A secondaire

Temporisation TI2>> = 1 s

141Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Extrêmement inv, Inverse, Modérément inv. et Fortement inv..

Les caractéristiques de déclenchement et les formules sur lesquelles elles sont basées sont données dans les spécifications techniques (chapitre 4.4, figure 4-8).

Remarquez que la caractéristique à temps dépendant prend en compte un facteur de sécurité d’environ 1,1 entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. En d’autres termes, le démarrage de la fonction ne se produit que lorsque le déséquilibre s’élève à 110% de la valeur paramétrée de I2p (adresse 4008).

La constante de temps associée est accessible à l’adresse 4009 FACT. D I2p.

La constante de temps peut également être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne dé-clenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil à temps dépendant n’est pas néces-saire, il est possible de le désactiver à l’adresse 141 CARACT DESEQUIL = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).

Les seuils à temps constant mentionnés plus haut sous la section „ Caractéristique de déclenchement à temps constant “ peuvent également être utilisés comme seuils d’alarme et de déclenchement.

Si vous paramétrez à l’adresse 4011 RETOMBEE le EmulationDisque, la retombée s’effectue conformément à la caractéristique de retombée, comme décrit au chapitre 2.8.1.2 sous „ Retombée pour les courbes ANSI “ (page 138).


Remarque : La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conver-sion des transformateurs de courant.


Explication

4001 DESEQUILIBRE I2 HorsEn

Hors Protection contre déséquilibres (I2)

4002 I2> 0.10..3.00 A 0.10 A Seuil de dém. par déséquilibre I2>

4003 T I2> 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Temporisation T I2>

4004 I2>> 0.10..3.00 A 0.50 A Seuil de dém. par déséquilibre I2>>

4005 T I2>> 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Temporisation T I2>>

4006 CARACT. CEI Normalement inverseFortement inverseExtrêmement inverse

Extrêmement inverse

Caractéristique de décl. (CEI)

142 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



4007 CARACT. ANSI Extrêmement inverseInverseModérément inverseFortement inverse


Caractéristique de décl. (ANSI)

4008 I2p 0.10..2.00 A 0.90 A Courant de démarrage I2p

4009 FACT. D I2p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Multiplicateur de temps TD

4010 T I2p 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Multiplicateur de temps T I2p


Immédiatement Comportement de retombée (Emul. disque)


Explication


05143 >Bloc. déséq. >Bloquer protection déséquilibres

05151 Déséq. dés. Protection déséquilibres désactivée

05152 Déséq. bloquée Protection déséquilibres bloquée

05153 Déséq. act. Protection déséquilibres active

05159 Démarr. I2>> Démarrage prot. déséquilibre I2>>

05165 Démarr. I2> Démarrage prot. déséquilibre I2>

05166 Démarr. I2p Démarrage prot. déséquilibre I2p

05170 Décl. déséq. Déclenchement prot. déséquilibres

05172 Déséq mque Obj Prot. déséquil. pas avec cet objet

143Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.9 Protection de surcharge thermique

La protection de surcharge thermique empêche tout échauffement excessif de l’équipement à protéger, en particulier des transformateurs, des machines tournantes, des bobines de puissance et des câbles. Dans le cas de l’appareil 7UT612, deux méthodes de détection de la surcharge sont possibles :

• Protection de surcharge avec image thermique selon IEC 60255–8,

• Calcul du point chaud avec définition du taux de vieillissement relatif selon IEC 60354.

Vous pouvez sélectionner l’une de ces deux méthodes. La première se distingue par une manipulation aisée et un nombre réduit de paramètres de réglage ; la deuxième méthode nécessite certaines connaissances de l’équipement à protéger, de son envi-ronnement et du type de refroidissement, et requiert l’acquisition de la température du fluide de refroidissement par le raccordement d’un Thermobox.

2.9.1 Protection de surcharge avec image thermique

Principe Dans la 7UT612, la protection de surcharge peut être opérationnelle sur l’un des deux côtés de l’équipement à protéger (paramétrable). Etant donné que la cause de la sur-charge est externe à l’élément à protéger, le courant de surcharge est un courant tra-versant.

L’appareil calcule l’échauffement en se basant sur un modèle thermique monocorps selon l’équation différentielle thermique suivante

avec Θ – Echauffement actuel par rapport à l’échauffementpour un courant de phase maximum admissible k · IN Obj

τth – Constante de temps thermique de l’échauffement k – Facteur k qui indique le rapport entre le courant maximum admissible

en continu et le courant nominal de l’équipement à protéger I – Valeur effective du courant actuelIN Obj – Courant nominal de l’équipement à protéger

Ainsi, la fonction de protection établit une image thermique de l’équipement à protéger (protection de surcharge avec mémorisation). Elle tient compte aussi bien de l’his-torique de la surcharge que des dissipations thermiques dans l’environnement.

La solution de cette équation en régime stationnaire est une fonction exponentielle dont l’asymptote représente l’échauffement final ΘFin. Lorsque la température de fonctionnement atteint un premier seuil d’échauffement réglable Θalarme, qui se situe en dessous de l’échauffement final, un message d’alarme est généré, permettant p. ex. une diminution de charge préventive. Si le deuxième seuil d’échauffement est atteint (l’échauffement final = température de déclenchement), l’équipement à pro-téger est déconnecté du réseau. Toutefois, la protection de surcharge peut également être paramétrée sur Signaler seult.. Dans ce cas, seule une alarme est trans-mise même lorsque la température finale est atteinte.

Le calcul des échauffements est réalisé pour chaque phase selon une image ther-mique proportionnelle au carré du courant de phase. Cela garantit un traitement des

dΘdt

-------- 1τ th------- Θ⋅+ 1

τ th------- I

k I⋅ N Obj---------------------- 2

⋅=

144 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


valeurs efficaces et tient également compte des influences des harmoniques. L’échauffement calculé pour la phase avec le courant le plus élevé est utilisé pour la comparaison avec les valeurs de seuil.

Le courant thermique maximal admissible en continu Imax est décrit comme le multiple du courant nominal IN Obj :

Imax = k · IN Obj

où IN Obj est le courant nominal de l’équipement à protéger :

• Pour les transformateurs, le courant nominal de l’enroulement à protéger est déterminant ; il est calculé par la protection à partir de la puissance nominale ap-parente et de la tension nominale paramétrées. L’enroulement non régulé est pris comme base pour des transformateurs avec régulation de tension.

• Pour les générateurs, moteurs et bobines d’inductance, le courant nominal est dé-terminant et la protection le calcule à partir de la puissance nominale apparente et de la tension nominale paramétrées.

• Pour les câbles, les nœuds et les jeux de barres, le courant nominal est directement paramétré.

En plus de l’introduction de ce facteur k, il faut introduire la constante de temps ther-mique τth ainsi que le seuil de température d’alarme Θalarme.

En complément du seuil d’alarme exprimé en température, la protection de surcharge possède également un seuil d’alarme exprimé en courant Ialarme. Celui-ci peut signal-er plus rapidement un courant de surcharge même si l’échauffement n’a pas encore atteint le seuil de température d’alarme ou de déclenchement.

La protection de surcharge peut être bloquée via une entrée binaire. L’image ther-mique de l’équipement à protéger est ainsi automatiquement réinitialisée.

Constantes de temps à l’arrêt des machines

Pour l’équation différentielle mentionnée plus haut, on est parti d’un refroidissement constant repris dans les constantes de temps τth = Rth · Cth (résistance thermique et capacité thermique). Lors de l’arrêt d’une machine auto-ventilée, la constante de temps thermique peut toutefois considérablement varier par rapport au régime de fonctionnement stationnaire étant donné qu’en fonctionnement, la machine est refroi-die par ventilation et qu’elle n’est soumise qu’à une convection naturelle à l’arrêt.

Dans ces cas-là, il y a donc deux constantes de temps qui doivent être prises en compte lors de la paramétrie.

L’arrêt de la machine est détecté si le courant passe en-dessous du seuil DJ Côté 1 I> ou DJ Côté 2 I> (côté source, voir aussi section „ Etat des disjoncteurs “ au chapitre 2.1.2).

Démarrage moteur Lors du démarrage de machines électriques, l’échauffement calculé par l’image ther-mique peut dépasser le seuil de température d’alarme ou de déclenchement. Pour éviter une alarme ou un déclenchement provoqué par ce dépassement, le courant de démarrage peut être détecté et l’on peut éliminer l’échauffement résultant de ce cou-rant de démarrage. Cela signifie que pendant la détection du courant de démarrage, l’échauffement calculé est maintenu constant.

Démarrage d’urgence des machines

Lorsque des machines doivent être démarrées pour des raisons d’exploitation avec une température au-dessus de la température maximale admissible (démarrage d’ur-gence), l’ordre de déclenchement peut être bloqué via une entrée binaire („ >DémSecouSurch “). Après le démarrage du moteur et la retombée de l’entrée bi-naire, il se peut que l’échauffement calculé soit supérieur à la température maximum

145Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

admissible. La fonction de protection dispose d’une temporisation programmable (T RTB.DEM.URG.), qui démarre avec la retombée de l’entrée binaire et empêche l’ordre de déclenchement d’être émis. Ce n’est que lorsque la temporisation est écoulée qu’un déclenchement par la protection de surcharge est possible. Cette entrée binaire n’affecte que l’ordre de déclenchement, elle n’influence ni le protocole de défaut, ni l’image thermique de l’équipement à protéger.

Figure 2-77 Diagramme logique de la protection de surcharge thermique

dΘdt-------- 1

τ--- Θ⋅+ 1

τ--- I2⋅=

4205

„1“

4201 PROT SURCHARGE

Θ max

L1

Θ = 0

4203 CONSTANTE TEMPS

4202 FACTEUR K

4204 ECH.

100 % (fixe)

≥1 &

≥1 ≥1

&

>BlqSurchargeN° fonction 01503

N° fonction 01515AvertSurch I

N° fonction 01516AvertSurch Q

N° fonction 01521Décl. Surch.

N° fonction 01512Surch. bloquée

N° fonction 01513Surch.Act.N° fonction 01511Surch.Désact.

N° fonction 01517Dém.Surch. &

4207 FACTEUR Kτ

>DémSecouSurchN° fonction 01507

4208 T

L3L2

IL3IL2IL1

0 T

Θ = const

Kτ · τDisj. fermé

I ALARME

4209I DEM. MOTEUR

Hors

Signaler

En

146 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.9.2 Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif

Le calcul de surcharge selon IEC 60354 détermine deux valeurs importantes pour la fonction de protection : le vieillissement relatif et la température du point chaud (hot spot) dans l’équipement à protéger. Jusqu’à 12 points de mesure de température peu-vent être installés dans l’équipement à protéger ; ils mesurent les températures lo-cales du fluide de refroidissement via un ou deux Thermobox (interface sonde) et une communication série pour la protection de surcharge de la 7UT612. Parmi ces points de mesure, il faut en définir un qui est déterminant pour le calcul de la température du point chaud. Ce point de mesure doit se trouver sur l’isolation de la spire interne supérieure car c’est là que doit se situer le point le plus chaud de l’isolation.

Le vieillissement relatif est acquis cycliquement et totalisé en une valeur globale de vieillissement.

Variantes de refroidissement

Le calcul du point chaud dépend du type de refroidissement. Un refroidissement par air est toujours présent et peut revêtir l’une des formes suivantes

• AN (Air Natural) : convection naturelle et

• AF (Air Forced) : convection forcée (par ventilation).

Si un liquide de refroidissement est également présent, les variantes de refroidisse-ment suivantes sont possibles

• ON (Oil Natural = circulation naturelle d’huile par convection) : Le fluide de re-froidissement (huile) circule dans la cuve en fonction des différences de tempéra-ture qui se produisent. A noter que cette variante de refroidissement ne fait pra-tiquement aucun bruit.

• OF (Oil Forced = circulation d’huile forcée) : Le fluide de refroidissement (huile) cir-cule dans la cuve de manière forcée au moyen d’une pompe à huile. L’effet de re-froidissement est par conséquent plus élevé que dans le cas de la variante ON.

• OD (Oil Directed = circulation d’huile dirigée) : Le fluide de refroidissement (huile) circule dans la cuve de manière forcée suivant un tracé défini. Ainsi, la circulation d’huile peut être renforcée à des endroits où la température est particulièrement cri-tique. Par conséquent, l’effet de refroidissement est particulièrement efficace et le gradient de température est au plus bas.

Les figures 2-78 à 2-80 montrent des exemples de variantes de refroidissement.

147Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-78 Refroidissement ON (Oil Natural = circulation naturelle d’huile)

Figure 2-79 Refroidissement OF (Oil Forced = circulation d’huile forcée)

Figure 2-80 Refroidissement OD (Oil Directed = circulation d’huile dirigée)

Refroidissement ONAN

∞∞

Refroidissement ONAF

Refroidissement OFAN

Refroidissement OD

148 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Calcul du point chaud (Hot spot)

Le point chaud de l’équipement à protéger est une valeur d’état importante. Le point le plus chaud qui est déterminant pour la durée de vie d’un transformateur se situe ha-bituellement sur l’isolation de la spire interne supérieure. En général, la température du fluide de refroidissement croît du bas vers le haut mais le type de refroidissement influence l’ampleur du gradient de température.

La température du point chaud est formée de deux composantes : - la température au point le plus chaud du fluide de refroidissement (acquise au moyen d’une sonde connectée à un Thermobox), - la composante provenant de l’augmentation de température de la spire par la charge du transformateur.

Pour enregistrer la température à l’endroit le plus chaud, on peut utiliser le Thermobox 7XV566 qui convertit la température du point chaud en signaux numériques et les en-voie à l’appareil 7UT612 via l’interface prévue à cet effet. Un Thermobox 7XV566 peut enregistrer les températures mesurées à 6 endroits maximum dans la cuve du trans-formateur. Deux Thermobox peuvent être connectés à une 7UT612.

Sur base de ces données et du paramétrage des caractéristiques de refroidissement, l’appareil calcule la température du point chaud. En cas de dépassement d’un seuil réglable (température d’alarme), une alarme et/ou un déclenchement est transmis.

Le calcul du point chaud est réalisé selon différentes équations en fonction du type de refroidissement.

Pour le refroidissement ON et le refroidissement OF, on utilise :

où Θh température du point chaud Θo température maximale du fluide de refroidissement (température de l’huile) Hgr facteur de point chaud k rapport de charge I/IN (mesuré) Y exposant d’enroulement

Pour le refroidissement OD, on utilise :

Calcul du vieillisse-ment relatif

La durée de vie d’une isolation cellulosique se réfère à une température de 98 °C dans l’environnement immédiat de l’isolation. L’expérience a montré que chaque augmen-tation de 6 K amène une réduction de moitié de la durée de vie. Il en résulte ainsi pour le vieillissement relatif V avec une température divergente de 98 °C

Le taux de vieillissement relatif moyen L est obtenu à partir du calcul de la moyenne sur une période définie de T1 à T2

Θh Θo Hgr kY⋅+=

Θh Θo Hgr kY⋅+=

Θh Θo Hgr kY⋅ 0,15 Θo Hgr kY⋅+( ) 98 °C–[ ]⋅+ +=

pour k ≤ 1

pour k > 1

VVieill.pour Θh

Vieill. pour 98° C---------------------------------------------- 2 Θh 98–( ) 6⁄

= =

L 1T2 T1–------------------- V td

T1

T2

∫⋅=

149Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Pour une charge nominale constante, on obtient L = 1. Des valeurs supérieures à 1 indiquent un vieillissement accéléré ; p. ex. si L = 2, la durée de vie est réduite de moitié par rapport à des conditions de charge normales.

Selon IEC, le vieillissement n’est défini que dans la plage de 80 °C à 140 °C. Il s’agit également de la plage de fonctionnement du calcul de vieillissement : des tempéra-tures inférieures à 80 °C ne prolongent pas le vieillissement théorique ; des valeurs supérieures à 140 °C n’entraînent pas un raccourcissement du vieillissement théorique.

Le calcul décrit du vieillissement relatif se réfère exclusivement à l’isolation de l’en-roulement et n’est par conséquent pas applicable à d’autres causes de défaillance.

Résultats La température du point chaud est calculée pour l’enroulement qui correspond au côté de l’équipement à protéger configuré pour la protection de surcharge (chapitre 2.1.1, Adresse 142). Pour ce faire, le courant de ce côté et la température du fluide de re-froidissement mesurée sur un point déterminé sont utilisés. Il y a deux seuils paramétrables qui émettent un avertissement (niveau 1) et une alarme (niveau 2). Si le message d’alarme est affecté au déclenchement, il peut être utilisé pour le dé-clenchement du ou des disjoncteur(s).

Pour le taux de vieillissement moyen, il existe également un seuil paramétrable pour l’avertissement et l’alarme.

Parmi les mesures de fonctionnement, vous pouvez à tout moment lire les états des informations suivantes :

− la température du point chaud pour chaque phase en °C ou °F (suivant paramétrie),

− le taux de vieillissement relatif (adimensionnel),

− la réserve de charge avant avertissement en pourcentage,

− la réserve de charge avant alarme en pourcentage.


Généralités La protection de surcharge peut être opérationnelle sur l’un ou l’autre côté de l’équipe-ment à protéger. Etant donné que la cause de la surcharge est extérieure à l’équipe-ment à protéger, le courant de surcharge est un courant traversant et ne doit pas ab-solument être détecté du côté de l’alimentation.

• Pour les transformateurs à régulation de tension, la protection de surcharge est placée du côté non régulé, car c'est le seul endroit où règne un rapport fixe entre le courant nominal et la puissance nominale.

• Pour les générateurs, la protection de surcharge fonctionne normalement du côté du point neutre.

• Pour les moteurs et les bobines d’inductance, la protection de surcharge est rac-cordée au transformateur de courant de l’alimentation.

• Pour les réactances additionnelles et les câbles courts, il n’y a pas de préférence pour l’un ou l’autre côté.

• Pour les jeux de barres et les éléments de lignes aériennes, la protection de sur-charge n’est en général pas nécessaire étant donné que le calcul d’un échauffe-

150 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


ment n’a pas vraiment de sens étant donné les fluctuations importantes des condi-tions ambiantes (température, vent). Le seuil d’alarme lié au courant peut toutefois prévenir d’un risque de surcharge.

Lors du paramétrage de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1), l’adresse 142 PROT. SURCHARGE détermine de quel côté de l’équipement à protéger la protection de sur-charge doit agir.

Comme décrit plus haut, il existe deux méthodes pour la détection de la surcharge. Lors du paramétrage de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1), l’adresse 143 CAR-ACT SURCH. détermine si la protection de surcharge doit fonctionner selon la méth-ode „classique“ de l’image thermique (CARACT SURCH. = classique) ou s’il faut procéder à un calcul du point chaud selon IEC 60354 (CARACT SURCH. = selon CEI 354). Dans le dernier cas, il faut connecter au moins un Thermobox 7XV566 qui envoie à la protection la valeur digitale de la température du fluide de refroidissement. Les données nécessaires au Termobox ont été paramétrées à l’adresse 191 RACC. INT SONDE (chapitre 2.1.1).

La protection de surcharge peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 4201 PROT. SURCHARGE. Par ailleurs, le paramètre Signaler seult. est possi-ble. Dans ce dernier cas, la fonction de protection est active mais émet uniquement une alarme lorsque les conditions de déclenchement sont atteintes, c’est-à-dire que la fonction de déclenchement „ Décl. Surch. “ n’est pas active.

Facteur k Le courant nominal de l’équipement à protéger est utilisé comme courant de base pour la détection de la surcharge. Le facteur de réglage k est paramétré à l’adresse 4202 FACTEUR k. Il est défini comme étant le rapport entre le courant maximum ther-miquement admissible en continu et le courant nominal de l’équipement :

Le courant admissible en continu est en même temps le courant pour lequel la fonction exponentielle de la surtempérature a son asymptote.

Avec la méthode de l’image thermique, un échauffement de déclenchement ne doit pas être calculé étant donné qu’il résulte automatiquement de l’échauffement final pour k · INObj . Pour les machines électriques, le courant admissible en continu est généralement spécifié dans les données techniques du constructeur. Si aucune indi-cation n’est disponible, l’utilisation d’une valeur d’environ 1.1 fois le courant nominal est recommandée. Pour les câbles, il dépend entre autres de la section du conduc-teur, du matériau d’isolation, de la construction et du type de pose du câble. Il peut en général être trouvé dans des tables ayant trait à ce sujet.

Avec la méthode de calcul du point chaud selon IEC 60354, k = 1 est judicieux étant donné que tous les autres paramètres se réfèrent au courant nominal de l’équipement à protéger.

kImaxINObj--------------=

151Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Constante de temps τ pour l’image thermique

La constante de temps d’échauffement τth pour l’image thermique est paramétrée à l’adresse 4203 CONST. DE TPS. Celle-ci doit également être spécifiée par le con-structeur. Notez que la constante de temps doit être paramétrée en minutes. Il existe souvent d’autres données spécifiées à partir desquelles il est possible de calculer la constante de temps :

• Courant 1–s

• Courant admissible pour une autre durée d’action que 1 s, p. ex. pour 0,5 s

• Temps t6 ; il s’agit du temps en secondes pendant lequel une valeur de 6 fois le cou-rant nominal peut circuler dans l’équipement à protéger

Exemples :

Câble avec courant adm. en continu 322 Acourant 1-s maximum 13,5 kA

Réglage CONST. DE TPS = 29,4 min

• Moteur avec temps t6 autorisé 12 s

Réglage CONST. DE TPS = 7,2 min

La constante de temps chaud paramétrée à l’adresse CONST. DE TPS s’applique aux machines tournantes. Lors du démarrage ou de l’arrêt, la machine peut toutefois se refroidir beaucoup plus lentement ; c’est particulièrement le cas avec les machines auto-ventilées. Ce comportement se reflète à l’arrêt de la machine par un allongement des constantes de temps qui sont multipliées par le FACTEUR Kt (adresse 4207A). L’arrêt de la machine est détecté si le courant passe en-dessous du seuil DJ Côté 1 I> ou DJ Côté 2 I> (le côté affecté à la protection de surcharge, voir aussi section “ Etat des disjoncteurs ” au chapitre 2.1.2). Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“.

Si aucune distinction entre les constantes de temps n’est nécessaire, comme pour les câbles, les transformateurs, les bobines d’inductance, etc., le facteur d’allongement FACTEUR Kt devrait être fixé à 1 (valeur de réglage par défaut).

Seuil d’alarme ther-mique

Par le réglage d’un seuil d’alarme thermique ECH. ALARME Q (adresse 4204), l’ap-pareil peut émettre une alarme avant que la température de déclenchement ne soit atteinte et éviter ainsi le déclenchement en procédant à temps à une diminution de la

τ thmin--------- 1

60------ courant 1–s adm.

courant adm. cont.--------------------------------------------------- 2

⋅=

τ thmin--------- 0,5

60-------- courant 0,5–s adm.

courant adm. cont.----------------------------------------------------- 2

⋅=

τ thmin--------- 0,6 t6⋅=

τ thmin--------- 1

60------ 13500 A

322 A---------------------- 2 1

60------ 422 29 4,=⋅=⋅=

τ thmin--------- 0,6 12 s⋅ 7,2= =

152 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


charge. Le pourcentage se réfère à la température de déclenchement. Veillez à ce que l’échauffement final soit proportionnel au carré du courant.

Exemple :

Facteur k k = 1,1 Le seuil d’alarme d’échauffement doit correspondre à l’échauffement de l’équipement au courant nominal.

Réglage ECH. ALARME Q = 82 % (arrondi vers le bas pour obtenir avec certitude une alarme pour 1·INObj).

Le seuil d’alarme en courant I ALARME (adresse 4205) est exprimé en ampères (pri-maire ou secondaire) et devrait correspondre plus ou moins au courant admissible en continu k · INObj. Il peut aussi être utilisé à la place du seuil d’alarme thermique. Le seuil d’alarme thermique est dans ce cas réglé sur 100 % et perd ainsi pratiquement son effet.

Démarrage d’urgence des moteurs

Le temps de retombée à introduire à l’adresse 4208A T RTB.DEM.URG. doit être réglé de telle manière que, après un démarrage d’urgence du moteur et après retom-bée de l’entrée binaire „ >DémSecouSurch “, l’ordre de déclenchement reste bloqué suffisamment longtemps pour permettre à l’image thermique de redescendre sous le niveau d’excitation de la fonction. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“.

Si le courant de démarrage I DEMAR. MOTEUR réglé à l’adresse 4209A est dépassé, le moteur est alors en phase de démarrage. La valeur doit être sélectionnée de manière à ce que, pendant le démarrage du moteur, elle soit dépassée par le courant de démarrage effectif dans toutes les conditions de charge et de tension mais qu’elle ne soit pas atteinte pour une surcharge admissible de courte durée. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“. Pour les autres équipements à protéger, gardez ce réglage sur ∞ ; la fonction de démarrage d’ur-gence est alors inactive.

Sonde de température

Lors du calcul du point chaud selon IEC 60354, vous devez indiquer à l’appareil quel sonde de température (RTD = Resistance Temperature Detector) il doit utiliser pour mesurer la température de l’huile déterminante pour le calcul du point chaud et du vie-illissement. 6 sondes sont raccordables sur un Thermobox 7XV566 et 12 pour 2. Vous programmez le numéro de la sonde de température correspondant à l’adresse 4221 SONDE HUILE RTD.

Les valeurs caractéristiques des sondes de température sont programmées séparé-ment, voir chapitre 2.10.

Seuils du point chaud

Il existe deux seuils d’alarme pour la température du point chaud. A l’adresse 4222 SIGN. PT ECHAUF, vous pouvez régler la température du point chaud en °C qui doit déclencher la signalisation (niveau 1), la température d’alarme (niveau 2) correspon-dante est paramétrée à l’adresse 4224 ALAR. PT ECHAUF. Celle-ci peut également être utilisée pour le déclenchement du disjoncteur si la signalisation de sortie „ Surch AlarPtEch “ (N° fonction 01542) est attribuée à un relais de déclenchement.

Si, lors de la configuration, vous avez indiqué à l’adresse 276 Unité temp. = Deg.Fahrenheit (chapitre 2.1.2 sous „ Unité de température “), vous devez spéci-

Θalarme1

1,12----------- 0,826= =

153Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

fier en degrés Fahrenheit les seuils d’avertissement et d’alarme aux adresses 4223 et 4225.

Si, après avoir introduit les seuils de température, vous modifiez l’unité de tempéra-ture à l’adresse 276, vous devez reparamétrer les seuils de température aux adresses correspondantes pour l’unité de température modifiée.

Taux de vieillisse-ment

Vous pouvez également fixer des seuils pour le taux de vieillissement L, à l’adresse 4226 SIGN. VIEILLIS. pour l’avertissement (niveau 1) et à l’adresse 4227 ALAR. VIEILLIS. pour l’alarme (niveau 2). Les données se réfèrent au vieillissement rela-tif, c’est-à-dire L = 1 qui est atteint à 98 °C ou 208 °F au point chaud. L > 1 correspond à un vieillissement accéléré, L < 1 à un vieillissement plus lent.

Mode de re-froidissement et données d’isolation

A l’adresse 4231 MODE REFROID, vous spécifiez quel est le mode de refroidissement utilisé : ON = Oil Natural pour refroidissement naturel, OF = Oil Forced pour circulation d’huile forcée ou OD = Oil Directed pour circulation d’huile dirigée. Pour les définitions, voir également le chapitre 2.9.2 sous la section „ Variantes de refroidissement “.

Pour le calcul de la température du point chaud, la protection a besoin de l’exposant d’enroulement Y et du gradient de température d’isolation Hgr, qui sont programmés aux adresses 4232 EXPOS. ENROUL Y et 4233 HGR GRADIENT I. Si aucune spéci-fication n’est disponible, vous pouvez utiliser les indications reprises dans IEC 60354. Vous trouverez au tableau 2-5 un extrait du tableau correspondant de cette norme avec les données afférentes.

Tableau 2-5 Données thermiques des transformateurs

Mode de refroidissement:

Transforma-teurs de

distribution

Moyens et gros transformateurs

ONAN ON.. OF.. OD..Exposant d’enroulement Y 1,6 1,8 1,8 2,0

Gradients de temp. d’isolation Hgr 23 26 22 29

154 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



Remarque : La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conver-sion des transformateurs de courant.

Remarque : Les adresses auxquelles a été ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.


Explication


HorsEnSignaler seulement

Hors Protection de surcharge

4202 FACTEUR k 0.10..4.00 1.10 Facteur k

4203 CONST. DE TPS 1.0..999.9 min 100.0 min Constante de temps

4204 ECH. ALARME Θ 50..100 % 90 % Echelon thermique d'alarme

4205 I ALARME 0.10..4.00 A 1.00 A Courant d'alarme

4207A FACTEUR Kτ 1.0..10.0 1.0 Facteur K<tau> moteur à l'arrêt

4208A T RTB.DEM.URG. 10..15000 s 100 s Temps de retombée après dém. d'urgence

4209A I DEMAR. MOTEUR 0.60..10.00 A; ∞ ∞ A Courant de démarrage du moteur

4221 SONDE HUILE RTD 1..6 1 Sonde huile raccordée sur RTD

4222 SIGN. PT ECHAUF 98..140 °C 98 °C Ture de signalisation au point d'échauf.

4223 SIGN. PT ECHAUF 208..284 °F 208 °F Ture de signalisation au point d'échauf.

4224 ALAR. PT ECHAUF 98..140 °C 108 °C Température d'alarme au point d'échauf.

4225 ALAR. PT ECHAUF 208..284 °F 226 °F Température d'alarme au point d'échauf.

4226 SIGN. VIEILLIS. 0.125..128.000 1.000 Franchissement lim. taux de viellissem.

4227 ALAR. VIEILLIS. 0.125..128.000 2.000 Alarme taux de viellissement

4231 MODE REFROID ON (refroid. huile par con-vection)OF (flux d'huile maintenu)OD (flux d'huile transféré)

ON (refroid. huile par convection)

Mode de refroidissement

4232 EXPOS. ENROUL Y 1.6..2.0 1.6 Exposant d'enroulement Y

4233 HGR GRADIENT I 22..29 22 Hgr _ gradient température d'isolement

155Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions



01503 >BlqSurcharge >Bloquer protection de surcharge

01507 >DémSecouSurch >Démar. secours de la prot. de surch.

01511 Surch.Désact. Prot. de surcharge désactivée

01512 Surch. bloquée Prot. de surcharge bloquée

01513 Surch.Act. Prot. de surcharge active

01515 AvertSurch I Prot. de surcharge : avertiss. courant

01516 AvertSurch Θ Prot. surch : avertiss. thermique

01517 Dém.Surch. Prot. de surcharge : dém.échelon décl.

01521 Décl. Surch. Prot. de surch.: com. de déclenchement

01541 Surch SignPtEch Prot. de surch.: sign. point échauf.

01542 Surch AlarPtEch Prot. de surch.: alarme point échauf.

01543 Surch SignVieil Prot. de surch.: sign. taux de vieillis.

01544 Surch AlarVieil Prot. de surch: alarme taux de vieillis.

01545 Surch manque Θ Déf. surch: pas d'acquisit. température

01549 Surch mque obj Déf. surch: pas avec cet objet protégé

156 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.10 Thermobox pour protection de surcharge


La température de l’huile au point le plus chaud de l’enroulement (p. ex. d’un transfor-mateur) est indispensable pour la protection de surcharge avec calcul du point chaud et détermination du taux de vieillissement relatif. Pour ce faire, il faut connecter au moins 1 sonde de température via un Thermobox (interface sonde) 7XV566. Un Ther-mobox peut enregistrer au total jusqu’à 6 températures à divers endroits de l’équipe-ment à protéger grâce à des sondes de température (RTD = Resistance Temperature Detector) et envoyer les mesures de température à la protection. Il est possible de connecter un ou deux Thermobox 7XV566.


Un Thermobox 7XV566 peut compter jusqu’à 6 points de mesure dans l’équipement à protéger, comme p. ex. dans la cuve du transformateur. Le Thermobox calcule la température du fluide de refroidissement de chaque point de mesure à partir de la valeur de résistance des sondes de température connectées via une ligne à deux ou à trois fils (Pt100, Ni100 ou Ni120), et la convertit en une valeur digitale. Les valeurs digitales sont mises à disposition au moyen d’une interface RS485.

Il est possible de raccorder un ou deux Thermobox à l’interface de service de la 7UT612, ce qui permet d’enregistrer jusqu’à 6 ou 12 points de mesure. Pour chaque point de mesure, il est possible de paramétrer les données caractéristiques ainsi qu’une température d’avertissement (seuil 1) et d’alarme (seuil 2).

Sur le Thermobox même, des seuils pour chaque point de mesure peuvent également être définis et signalés via relais de sortie. Pour de plus amples informations, consult-ez le manuel d’utilisation joint au Thermobox.


Pour RTD1 (sonde de température pour le point de mesure 1), il faut programmer le type de sonde de température à l’adresse 9011A RTD 1: type. Pt 100 W, Ni 120 W et Ni 100 W sont disponibles. Si aucun point de mesure n’est disponible pour RTD1, paramétrez RTD 1: type = non connecté. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“.

Vous communiquez à l’appareil l’emplacement du RTD1 à l’adresse 9012A RTD 1: implant.. Vous avez le choix entre HUILE, Environnement, Spire, Stock et Autres. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“.

Par ailleurs, vous pouvez paramétrer dans la 7UT612 une température d’avertisse-ment (seuil 1) et une température d’alarme (seuil 2). En fonction de l’unité de temper-ature que vous avez sélectionnée dans les données du système (chapitre 2.1.2 à l’adresse 276 Unité temp., page 21), vous pouvez paramétrer la température d’avertissement à l’adresse 9013 RTD 1: seuil 1 en degrés Celsius (°C) ou à l’adresse 9014 RTD 1: seuil 1 en degrés Fahrenheit (°F). La température

157Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

d’alarme est introduite à l’adresse 9015 RTD 1: seuil 2 en degrés Celsius (°C) ou à l’adresse 9016 RTD 1: seuil 2 en degrés Fahrenheit (°F).

Par conséquent, les spécifications suivantes sont possibles pour toutes les sondes de température connectées au premier Thermobox :

pour RTD2 adresse 9021A RTD 2: type, adresse 9022A RTD 2: implant., adresse 9023 RTD 2: seuil 1 (°C) ou 9024 RTD 2: seuil 1 (°F), adresse 9025 RTD 2: seuil 2 (°C) ou 9026 RTD 2: seuil 2 (°F) ;





Si vous avez connecté deux Thermobox, vous pouvez définir les données pour d’au-tres sondes de température :




pour RTD10 adresse 9101A RTD 10: type, adresse 9102A RTD 10: implant, adresse 9103 RTD 10: seuil 1 (°C) ou 9104 RTD 10: seuil 1 (°F), adresse 9105 RTD 10: seuil 2 (°C) ou 9106 RTD 10: seuil 2(°F) ;

pour RTD11 adresse 9111A RTD 11: type, adresse 9112A RTD 11: implant, adresse 9113 RTD 11: seuil 1 (°C) ou 9114 RTD 11: seuil 1(°F), adresse 9115 RTD 11: seuil 2 (°C) ou 9116 RTD 11: seuil 2(°F) ;

158 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


pour RTD12 adresse 9121A RTD 12: type, adresse 9122A RTD 12: implant, adresse 9123 RTD 12: seuil 1 (°C) ou 9124 RTD 12: seuil 1(°F), adresse 9125 RTD 12: seuil 2 (°C) ou 9126 RTD 12: seuil 2(°F).


Remarque : Les adresses auxquelles a été ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.


Explication

9011A RTD 1: type non connectéPt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm

Pt 100 Ohm RTD 1: type

9012A RTD 1: implant. HuileEnvironnementSpireStockAutres

Huile RTD 1: implantation

9013 RTD 1: seuil 1 -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: seuil de température 1

9014 RTD 1: seuil 1 -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: seuil de température 1




non connecté RTD 2: type


Autres RTD 2: implantation






non connecté RTD3: type


Autres RTD3: implantation

159Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions






























Explication

160 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1





























Explication

161Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

9102A RTD 10: implant HuileEnvironnementSpireStockAutres























Explication

162 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



Remarque : D’autres signalisations de dépassement de seuil sont disponibles sur le Thermobox même pour chaque point de mesure et sont transmises via contact de re-lais.


14101 Défail. RTD Défaill. RTD (liaison coupée, c-circuit)

14111 Défail. RTD1 Défail. RTD1 (liaison coupée, c-circuit)

14112 RTD1 Dém Seuil1 Démarrage seuil 1 RTD 1


























14201 Défail. RTD10 Défail. RTD10 (liaison coupée,c-circuit)

14202 RTD10 DémSeuil1 Démarrage seuil 1 RTD 10



163Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions







164 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur



Généralités La protection contre les défaillances du disjoncteur sert à assurer un déclenchement secours rapide si le disjoncteur accuse une défaillance dans le cas d’une commande de déclenchement du relais de protection.

Si, p. ex., la protection différentielle ou une protection externe contre les courts-cir-cuits d’une travée émet un ordre de déclenchement au disjoncteur, cet ordre est également signalé à la protection contre les défaillances du disjoncteur (figure 2-81). Une temporisation SVS–T est alors initiée. Cette temporisation dure aussi longtemps qu’un ordre de déclenchement de la protection est présent et que le courant circule à travers le disjoncteur.

Figure 2-81 Schéma fonctionnel simplifié de la protection contre les défaillances du disjonc-teur avec supervision du courant circulant

Lors d’un fonctionnement sans défaut, le disjoncteur coupera le courant de défaut et interrompra ensuite le courant circulant. Le seuil de supervision de courant n’est plus dépassé et la temporisation SVS–T arrêté.

Si l’ordre de déclenchement de la protection n’est pas exécuté (cas de défaillance du disjoncteur), le courant continue à circuler et la temporisation arrive à son terme. La protection contre les défaillances du disjoncteur émet alors un ordre de déclenche-ment de manière à éliminer le courant de défaut par le déclenchement des disjonc-teurs en amont.

LS–I>Fct. protection

&SVS–T 0

Protection défaillances disjoncteur

SVSHORS(externe)

Pr. Diff.

≥1

7UT612DiffHORS

165Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Le temps de retombée de la protection dans la travée ne joue ici aucun rôle étant don-né que la supervision du courant de circulation de la protection contre les défaillances du disjoncteur détecte automatiquement l’interruption du courant.

Il faut rigoureusement veiller à ce que le point de mesure du courant et le disjoncteur à surveiller aillent de pair. Tous deux doivent se trouver du côté alimentation de l’équipement à protéger. Dans la figure 2-81, le courant est mesuré sur le côté du jeu de barres du transformateur (= alimentation), cela signifie que le disjoncteur du côté du jeu de barres est surveillé. Les disjoncteurs en amont sont tous ceux du jeu de barres représenté.

Pour les générateurs, la protection contre les défaillances du disjoncteur est normale-ment affectée au disjoncteur de couplage réseau ; dans tous les autres cas, le côté alimentation doit être déterminant.

Activation La figure 2-82 montre le diagramme logique de la protection contre les défaillances du disjoncteur.

Il faut distinguer deux possibilités d’activation de la protection contre les défaillances du disjoncteur :

• fonctions internes de la 7UT612, p. ex. commandes de déclenchement issu des fonctions de protection ou de la CFC (fonctions de logique internes),

• ordres de déclenchement externes p. ex. via une entrée binaire.

Dans les deux cas, le courant circulant à travers le disjoncteur à surveiller est mesuré. En outre, il est possible de vérifier la position du contact auxiliaire du disjoncteur (paramétrable).

Le critère de courant est rempli si au moins un des trois courants de phase dépasse un seuil réglable : DJ Côté 1 I> ou DJ Côté 2 I>, en fonction du côté auquel est affectée la protection contre les défaillances du disjoncteur, voir aussi chapitre 2.1.2 sous la section „ Etat des disjoncteurs “ (page 29).

La prise en compte des contacts auxiliaires du disjoncteur dépend du type de contacts et de la manière dont ils sont affectés aux entrées binaires. Quand aussi bien les con-tacts auxiliaires de la position déclenchée et enclenchée sont utilisés, il est possible de détecter une discordance du disjoncteur. Dans ce cas, seul le critère de courant est déterminant pour la détection du disjoncteur ouvert.

L’activation peut être bloquée via une entrée binaire „ >Bloquer PDD “ (pendant un entretien de la protection de travée, p. ex.).

Temporisation et déclenchement

Pour les deux possibilités d’activation, une signalisation commune de démarrage est générée. Les deux cas démarrent une temporisation ; les paramètres de ces tempo-risations sont communs aux deux possibilités.

Un ordre de déclenchement est envoyé après expiration de la temporisation. Ces commandes conduisent via une logique OU à la commande „ Décl. PDD “, qui pro-voque le déclenchement des disjoncteurs en amont afin d’éliminer le courant de dé-faut. Les disjoncteurs en amont sont ceux du jeu de barres ou du tronçon de jeux de barres auquel le disjoncteur considéré est relié.

166 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-82 Diagramme logique de la protection contre les défaillances du disjoncteur, représenté pour le côté 1

7005 SVS–Taus

7005 SVS–Taus

Lanc. PDD int.

&

LS Côté 1 I> 283

IL1, IL2, IL3

>Lancer PDD

≥1

>CA DJ1 3p OUV

>CA DJ1 3p=

&

HorsEn

„1“

7001 DEFAILL. DISJ

>Bloquer PDD PDD bloquée

PDD Désactivée

≥1

Ι>Max. de

T 0

>LS config. ouvert

EnHors

„1“

7004 CRITER. HIKO

&

>LS config. fermé

&

&

Défaut

&

&

&

& ≥1

Appareil HORS Décl. PDD INT.

IL1, IL2, IL3 Ι>Max. de

T 0 Décl. PDD EXT.

Lanc. PDD ext.

&

PDD active

N° fonction. 1452

N° fonction. 1453

N° fonction. 1451

N° fonction. 1403

N° fonction 1481

N° fonction 1457

N° fonction 1431

N° fonction 1480

N° fonction 1456

N° fonction 411

N° fonction 410

Source interne

Source externe

≥1

≥1 Décl. PDD N° fonction 1471

LS Côté 1 I> 283

&

&


167Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions


Généralités Lors du paramétrage de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1), l’adresse 170 DE-FAILL. DISJ. détermine pour quel côté de l’équipement à protéger la protection contre les défaillances du disjoncteur doit fonctionner. Il faut absolument veiller à ce que le point de mesure du courant et le disjoncteur à surveiller aillent de pair. Tous deux doivent se trouver sur le côté alimentation de l’équipement à protéger.

La protection contre les défaillances du disjoncteur est activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 7001 DEFAILL. DISJ.

Activation La valeur déjà paramétrée dans les données du poste 1 est déterminante pour la su-pervision du courant de circulation (voir chapitre 2.1.2 sous la section „ Etat des disjoncteurs “, page 29). En fonction du côté de l’équipement à protéger dont le dis-joncteur doit être surveillé, il s’agit de l’adresse 283) DJ Côté 1 I> ou de l’adresse 284 DJ Côté 2 I>. Cette valeur ne peut être atteinte si le disjoncteur est déclenché.

Normalement, la protection contre les défaillances du disjoncteur évalue aussi bien le critère de courant de circulation que la position des contacts auxiliaires du disjoncteur. Si aucun contact auxiliaire du disjoncteur n’est disponible, il n’est pas possible de les évaluer. Dans ce cas, paramétrez l’adresse 7004 CRIT.CONT.AUXI. sur Non.

Temporisation La temporisation à paramétrer doit tenir compte du temps de déclenchement maximal du disjoncteur, du temps de retombée du courant ainsi que d’une marge de sécurité qui tient compte d’une inexactitude du temps de retombée. La figure 2-83 illustre le déroulement d’un scénario de défaillance de disjoncteur. Pour le temps de retombée, il faudrait l’estimer à 11/2 période.

La temporisation est paramétrée à l’adresse 7005 T DEFAILL.DISJ..

Figure 2-83 Exemple du temps de déclenchement en fonctionnement normal et en cas de défaillance du disjoncteur

Apparition du défaut

Temps détection err. normal

Ordreprot.

Temps décl. disj Retomb.I> disj.

Sécurité

Temps décl. disj(env.)

Démarrage prot.défaillance disj.

Temporisation SVS–Tdémarr.prot. défaillances disj.

Temps global de décl. en cas de défaillance

168 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être mul-tipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transfor-mateurs de courant.



Explication

7001 DEFAILL. DISJ. HorsEn

Hors Protection contre défaillance dis-jonct.

7004 CRIT.CONT.AUXI. HorsEn

Hors Utilisation contacts auxil. dis-joncteur

7005 T DEFAILL.DISJ. 0.06..60.00 s; ∞ 0.25 s Temps de décl. défaillance disj.


01403 >Bloquer PDD >Bloquer prot. défaillance disj.

01431 >Lancer PDD >Lancement externe prot. défaill. disj.

01451 PDD Désactivée Prot. défaillance disj. désactivée

01452 PDD bloquée Prot. défaillance disj. bloquée

01453 PDD active Prot. défaillance disjoncteur active

01456 Lanc. PDD int. Lancem. prot. défail. DJ par décl. int.

01457 Lanc. PDD ext. Lancem. prot. défail. DJ par décl. ext.

01471 Décl. PDD Décl. par prot. défaillance DJ

01480 Décl. PDD INT. Décl. prot. déf. disj. sur décl. interne

01481 Décl. PDD EXT. Décl. prot. déf. disj. sur décl. externe

01488 PDD mque objet PDD: pas dispon. avec cet objet protégé

169Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.12 Associations externes


Commandes directement associées

La protection différentielle numérique 7UT612 permet d’associer, via des entrées bi-naires, deux signaux au choix d’appareils de protection ou de supervision externes qui sont alors intégrés dans le traitement interne de déclenchement et de signalisation. Tout comme les signaux internes, ces signaux externes peuvent être transmis, tem-porisés, affectés à un déclenchement et bloqués individuellement. Ainsi, l’intégration d’appareils de protection mécaniques (p. ex. contrôle de pression, protection Buch-holz) est possible.

Les commandes de déclenchement sont intégrées dans la durée minimale de l’ordre de déclenchement paramétrée pour toutes les fonctions de protection (chapitre 2.1.2 sous la section „ Durée des ordres de déclenchement et d'enclenchement “, page 29, adresse 280A).

La figure 2-84 montre le diagramme logique de ces „ connexions directes “. Cette logique se répète de manière identique ; les numéros de fonction des messages sont indiqués pour la connexion 1.

Figure 2-84 Diagramme logique des associations directes — représenté pour l’association 1

Signalisations d’un transformateur

Outre les associations décrites ci-dessus, des informations typiques pour des signal-isations externes du transformateur peuvent être associées via des entrées binaires au traitement des signalisations de l’appareil 7UT612. Cela évite de devoir définir des signalisations utilisateur à cet effet.

Ces signalisations englobent l’alarme Buchholz, de défaut cuve et la signalisation de déclenchement ainsi que l’alarme de dégagement gazeux de l’huile de la cuve.

Signal de blocage pour des défauts externes

Pour des transformateurs, il arrive que des détecteurs de pression soudaine (SPR = sudden pressure relay) soient installés dans la cuve et déclenchent le transformateur en cas de hausse soudaine de pression. Une telle hausse de pression ne peut toute-fois pas uniquement être provoquée par un défaut du transformateur mais également par des courants de court-circuit importants provenant d’un défaut externe.

Des défauts externes sont très rapidement détectés dans la 7UT612 (voir aussi chapi-tre 2.2.1 sous la section „ Stabilisation additionnelle en présence de défauts externes “, page 38). Avec la logique CFC, on peut générer un signal de blocage du détecteur de pression. Un exemple de cette logique est représenté à la figure 2-85.

>Couplage 1N° fonction 04526

N° fonction 04532Coupl1 verr.

N° fonction 04536Excit. coupl1

8602 T DEC1 COUP

&

>Blocage coupl1N° fonction 04523

N° fonction 04537Décl. coupl1

T

170 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-85 Logique CFC pour le blocage de la sonde de pression en cas de défaut externe


Généralités Les associations directes ne peuvent fonctionner et être accessibles que si elles ont été paramétrées lors de la configuration de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1) aux adresses 186 DEC COUPL EXT 1 ou 187 DEC COUPL EXT 2 en tant que Di-sponible.

Les fonctions peuvent être activées ou désactivées (En- ou Hors) individuellement aux adresses 8601 DEC COUPL EXT 1 et 8701 DEC COUPL EXT 2 ou activées avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais).

Grâce à la temporisation, vous pouvez stabiliser les signaux associés et ainsi aug-menter le rapport signal/bruit dynamique. Pour l’association 1, il faut utiliser l’adresse 8602 T DEC1 COUP EXT, pour l’association 2 l’adresse 8702 T DEC2 COUP EXT.


"IN: Diff déf.ext.L1 EM"

OROR–Gate

OR

PLC1_BEA5/–

BO X1 Y BOBO X2BO X3"IN: Diff déf.ext.L2 EM"

"IN: Diff déf.ext.L3 EM"

"OUT: Bloc capteur pression IE"


Explication

8601 DEC COUPL EXT 1 EnHors

Hors Décl. direct 1 par couplage externe

8602 T DEC1 COUP EXT 0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation décl. 1 coupl. externe

8701 DEC COUPL EXT 2 EnHors


8702 T DEC2 COUP EXT 0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation décl. 2 coupl. externe

171Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions



04523 >Blocage coupl1 >Blocage du décl. par couplage ext. 1

04526 >Couplage 1 >Couplage d'une commande externe 1

04531 Coupl1 inactif Couplage ext. 1 désactivé

04532 Coupl1 verr. Couplage ext. 1 verrouillé

04533 Coupl1 actif Couplage ext. 1 actif

04536 Excit. coupl1 Démarrage du couplage ext. 1

04537 Décl. coupl1 Déclenchement du couplage ext. 1

04543 >Blocage coupl2 >Blocage du décl. par couplage ext. 2

04546 >Couplage 2 >Couplage d'une commande externe 2

04551 Coupl2 inactif Couplage ext. 2 désactivé

04552 Coupl2 verr. Couplage ext. 2 verrouillé

04553 Coupl2 actif Couplage ext. 2 actif

04556 Excit. coupl2 Démarrage du couplage ext. 2

04557 Décl. coupl2 Déclenchement du couplage ext. 2


00390 >Gaz ds huile >Qté de gaz permise dans huile dépassée

00391 >Al. Buchholz >Protection Buchholz : alarme

00392 >Buchh. décl. >Protect. Buchholz : sign. de déclen.

00393 >Buchh. Cuve >Protect. Buchholz : surv. cuve

172 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.13 Fonctions de surveillance


L’appareil dispose de fonctions de surveillance étendues, aussi bien pour le matériel (“ hardware ”) que pour le logiciel (“ software ”) ; en plus, la cohérence des valeurs de mesure est continuellement vérifiée de manière à inclure le contrôle des circuits des transformateurs de courant dans la supervision. En utilisant les entrées binaires ap-propriées disponibles, il est en outre possible d’implémenter une surveillance du cir-cuit de déclenchement.

2.13.1 Description des fonctions

2.13.1.1 Surveillances du matériel

L’appareil est surveillé depuis les entrées de mesure jusqu’aux relais de sortie. Des circuits de supervision et le microprocesseur contrôlent le matériel quant aux erreurs et états admissibles.

Tensions auxilia-ires et tension de référence

La tension d’alimentation du microprocesseur de 5 V est surveillée par le matériel car si elle tombe en dessous de la valeur limite admissible, l’appareil est automatiquement mis hors service. Quand la tension nominale réapparaît, le système à microproces-seur est automatiquement redémarré.

L’absence ou la coupure de la tension d’alimentation mettent l’appareil hors service ; dans ce cas, une alarme est directement transmise via le „ contact de vie “ (par son contact NF (repos) ou NO (travail). Des microcoupures de moins de 50 ms de la ten-sion d’alimentation auxiliaire ne compromettent pas l’exploitation de l’appareil (voir aussi chapitre 4.1.2 dans les Données techniques).

Le processeur surveille la tension offset du convertisseur A/D (analogique/digital). La protection est bloquée en cas d’écarts inadmissibles et les défauts permanents sont signalés (message : „ Déf. conv. A/D “).

Batterie tampon L’état de charge de la batterie tampon, qui garantit le fonctionnement de l’horloge in-terne ainsi que le stockage des compteurs et des signalisations en cas de perte de la tension auxiliaire, est vérifiée de manière cyclique. Si la tension aux bornes de la bat-terie est inférieure au minimum admissible, le message d’alarme „ Déf. batterie “ est automatiquement transmis.

Mémoire interne La mémoire interne du relais (RAM) est testée lors du démarrage de l’appareil. En cas de détection d’un défaut, la séquence de démarrage est interrompue et une LED se met à clignoter. En service, la mémoire de l’appareil est contrôlée par son checksum.

La mémoire de stockage du firmware est vérifiée périodiquement par la technique du cross sum. Le résultat est comparé à une valeur de référence stockée à l’intérieur de l’appareil.

La mémoire des réglages est également vérifiée périodiquement par la technique du cross sum. Le résultat de la mesure est comparé à une valeur de référence stockée dans l’appareil et remise à jour après chaque modification de réglage.

173Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

En cas d’anomalie, le système à microprocesseur est redémarré.

Echantillonnage L’échantillonnage est supervisé de manière constante. Le moindre écart ne pouvant être supprimé par une nouvelle synchronisation provoque une mise hors service au-tomatique de la protection et la LED rouge „ ERROR “ s’allume. Le relais de signali-sation de fonctionnement („ Contact de vie “) retombe et émet une alarme par son contact de repos (NF).

2.13.1.2 Surveillances du logiciel

Watchdog (contact de vie)

Une surveillance de temps hardware (watchdog-hardware) est prévue pour la super-vision permanente du fonctionnement du firmware ; elle réagit et provoque un reset complet du processeur dès qu’une défaillance de celui-ci ou une anomalie dans l’exé-cution du programme est détectée.

Une deuxième surveillance du fonctionnement du programme (watchdog-software) est prévue pour la détection d’erreurs d’exécution logicielle ; elles provoquent égale-ment le reset du processeur.

Si un tel défaut n’est pas éliminé par un reset, un deuxième reset est exécuté. Au bout de trois tentatives infructueuses dans une plage de temps de 30 s, la protection se met d’elle-même hors service et la LED rouge „ ERROR “ s’allume. Le relais de signalisa-tion de fonctionnement („ Contact de vie “) retombe et émet une alarme (par son con-tact de repos (NF) ou de travail (NO) au choix).

2.13.1.3 Surveillances des grandeurs de mesure

L’appareil de protection détecte de manière étendue des interruptions ou des courts-circuits dans les circuits secondaires des transformateurs de courant ainsi que des er-reurs de raccordement (important pour la mise en service !) et les signale. Tant qu’au-cun défaut ne survient, les grandeurs de mesure sont vérifiées cycliquement en ar-rière-plan.

Symétrie des courants

Dans un réseau triphasé exempt de défauts, une certaine symétrie des courants est supposée. Cette symétrie est vérifiée dans l’appareil par une surveillance des valeurs absolues de courant pour chaque côté de l’équipement triphasé à protéger. Le plus petit courant de phase est comparé au plus grand courant de phase et une asymétrie est détectée si (pour côté 1)

|Imin| / |Imax| < FACT.SYM. I C1 aussi longtemps que Imax / IN > ISEUIL.SYM C1 / IN

où Imax est le plus fort des trois courants de phase et Imin le plus faible. Le facteur de symétrie FACT.SYM. I C1 exprime le niveau d’asymétrie des courants de phase, la valeur limite ISEUIL.SYM C1 représente le seuil inférieur du domaine de fonctionne-ment de cette surveillance (voir figure 2-86). Ces deux paramètres sont réglables et le rapport de retombée de la fonction est d’environ 95 %.

174 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


La surveillance de la symétrie est réalisée séparément pour chaque côté de l’équipe-ment à protéger. Pour la protection différentielle monophasée de jeux de barres, cette fonction n’a pas de sens et est mise hors service. Le défaut est signalé pour le côté concerné par „ Déf.sym. I1 “ (N° fonction 00571) ou „ Déf.sym. I2 “ (N° fonction 00572). La signalisation „ Err. symétrie I “ (N° fonction 00163) apparaît égale-ment.

Figure 2-86 Surveillance de la symétrie des courants

Champ tournant Pour déceler une inversion éventuelle dans les circuits de courant, l’appareil procède au contrôle, dans une application triphasée, du sens de rotation des courants de phase par une vérification de l’ordre de passage par zéro des courants (ayant le même signe avant passage) pour chaque côté de l’équipement à protéger. Pour la protection différentielle monophasée d’un jeu de barres et d’un transformateur monophasé, cette surveillance n’a pas de sens et est mise hors service.

En particulier, la protection contre les déséquilibres requiert un champ tournant droit. Si l’équipement à protéger dispose d’un champ tournant gauche, celui-ci doit être spécifié lors de la configuration des données de poste 1 (chapitre 2.1.2 sous „Succes-sion des phases“).

Le champ tournant est contrôlé par la surveillance de l’odre des phases :

IL1 est en avance sur IL2 lui-même en avance sur IL3

Le contrôle du champ tournant des courants demande une valeur de courant minimale de

|IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN.

Si le champ tournant mesuré diverge du champ paramétré, l’alarme „ Ala. CHP TNT C1 “ (N° fonction 00265) ou „ Ala. CHP TNT C2 “ (N° fonction 00266) est trans-mise. La signalisation générale „ Déf. ChmpTrnt I “, (N° fonction 00175) apparaît également.

IminIN

I SEUIL SYM

Pente :FAC.SYM.I

ImaxIN

„ Défaut Isym “

175Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.13.1.4 Surveillance du circuit de déclenchement

La protection différentielle 7UT612 est équipée d’une fonction de surveillance du cir-cuit de déclenchement. En fonction du nombre d’entrées binaires encore disponibles, il est possible d’opter pour une surveillance utilisant une seule ou deux entrée bi-naires. Si la configuration des entrées binaires nécessaires ne correspond pas au type de surveillance sélectionné, un message correspondant en avertit l’utilisateur („ SurCirDéNonAff “).

Surveillance par deux entrées bi-naires

Lorsque deux entrées binaires sont utilisées, elles doivent être connectées comme in-diqué à la figure 2-87, c’est-à-dire la première en parallèle au contact de déclenche-ment de l’appareil de protection d’un côté, et la seconde en parallèle au contact aux-iliaire de la position déclenchée du disjoncteur.

Une condition préalable à l’utilisation de la fonction de surveillance du circuit de dé-clenchement est que la tension de commande du disjoncteur soit supérieure à la som-me des tensions d’activation des deux entrées binaires (USt > 2·UBEmin). Vu qu’au moins 19 V sont nécessaires pour chaque entrée binaire, la fonction de surveillance ne pourra être utilisée que pour une tension de commande supérieure à 38 V.

Figure 2-87 Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires

En fonction de l’état du relais de commande et du disjoncteur, les entrées binaires sont activées (état logique „ H “ dans le tableau 2-6) ou court-circuitées (état logique „ L “).

Même en l’absence de défaillance dans le circuit de déclenchement, il est possible que les deux entrées binaires se retrouvent pendant un court instant inactivées („ L “) (p. ex. un cas de manœuvre où le contact de commande est fermé mais le disjoncteur n’a pas encore atteint son état déclenché).

Un maintien prolongé de cet état n’est possible que lorsque le circuit de déclenche-ment est interrompu, en court-circuit, ou en cas de défaillance de la tension auxiliaire secourue, et est par conséquent utilisé comme critère de surveillance.

L–

L+

CR

ContA2ContA1

UBE1

UBE2

>SurCirDéRelCmd

>SurCirDécDisj

UTc 7UT612

7UT612

BDDisj

Légende : CR — Contact du relais de commandeDisj — Disjoncteur BD — Bobine de déclenchement du disjoncteurContA1— Contact auxiliaire disjoncteur (NO) ContA2— Contact auxiliaire disjoncteur (NF)

UTc — Tension de commande (de déclenchement)

UBE1 — Tension d’entrée pour 1e entrée binaire UBE2 — Tension d’entrée pour 2e entrée binaire

Note : Le disjoncteur est représenté en position fermée.

N° fonction 6852

N° fonction 6853

176 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


L’état des deux entrées binaires est vérifié périodiquement. Les vérifications se pro-duisent à environ 500 ms d’intervalle. Si trois vérifications consécutives détectent une anomalie (n = 3), l’appareil émet une alarme correspondante (voir figure 2-88). Ces mesures répétées sont utilisées pour éviter l’émission d’une alarme pendant la manœuvre (brèves défaillances). La signalisation disparaît automatiquement dès que le problème est résolu.

Figure 2-88 Diagramme logique de la surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires

Surveillance par une entrée binaire

L’entrée binaire est connectée, comme indiqué à la figure 2-89, en parallèle avec le contact de déclenchement associé de l’appareil de protection. Le contact auxiliaire de position du disjoncteur est ponté avec une résistance R de haute impédance.

La tension de commande du disjoncteur doit être au moins supérieure à deux fois la tension d’activation de l’entrée binaire (USt > 2·UBEmin). Etant donné qu’au moins 19 V sont nécessaires pour l’entrée binaire, une tension de commande supérieure à 38 V est nécessaire au bon fonctionnement de la surveillance.

Les remarques relatives au calcul de la résistance équivalente R sont spécifiées au chapitre 3.1.2 sous la section „ Surveillance du circuit de déclenchement “.

Tableau 2-6 Tableau d’état des entrées binaires en fonction des positions du RC et du Disj

N° Relais de commande

Disjoncteur ContA 1 ContA 2 BE 1 BE 2

1 ouvert EN fermé ouvert H L

2 ouvert HORS ouvert fermé H H

3 fermé EN fermé ouvert L L

4 fermé HORS ouvert fermé L H

&>SurCirDéRelCmd

>SurCirDécDisj

TT

T env.

N° fonction 6852

N° fonction 6853

N° fonction 6865

1 à 2 s

PerturbCircDécl

177Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Figure 2-89 Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire

En mode de fonctionnement normal, l’entrée binaire est activée (état logique „ H “) lor-sque le relais de commande est ouvert et le circuit de déclenchement intact. Ceci est dû au fait que le circuit de surveillance est fermé soit par le contact auxiliaire du dis-joncteur (s’il est enclenché) soit par la résistance équivalente R. L’entrée binaire n’est court-circuitée et donc désactivée (état logique „ L “) que lorsque le relais de com-mande est fermé.

Si l’entrée binaire est continuellement désactivée en fonctionnement normal, cela sig-nifie que le circuit de déclenchement est interrompu ou que la tension de commande (de déclenchement) a disparu.

La fonction de surveillance du circuit de déclenchement ne fonctionne pas pendant un démarrage de protection sur défaut. Par conséquent, la fermeture momentanée du contact de déclenchement ne provoque pas l’émission d’une signalisation de défail-lance. Par contre, la signalisation de défaillance doit être retardée en cas de fonction-nement de contacts de déclenchement d’autres appareils de protection connectés en parallèle sur le circuit de déclenchement (voir aussi figure 2-90). La signalisation de défaillance disparaît automatiquement dès que le problème est résolu dans le circuit de déclenchement.

Figure 2-90 Diagramme logique de la surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire

L–

L+

CR

ContA2ContA1

UBE

UTc 7UT612

7UT612

BDLS

Légende : CR — Contact du relais de commandeDisj — Disjoncteur BD — Bobinede déclenchement du disjoncteurContA1— Contact auxiliaire disjoncteurt (NO) ContA2— Contact auxiliaire disjoncteur (NF)R — Résistance de remplacement R

UTc — Tension de commande (de déclenchement) UBE — Tension d’entrée pour entrée binaire UR — Tension sur résistance de remplacement R

Note : Le disjoncteur est représenté en position fermée.

R

>SurCirDéRelCmdN° fonction 6852

UR

&>SurCirDéRelCmd

Déroul. pert.TT

N° fonction 6852N° fonction 6865

PerturbCircDéclenv. 300 s

178 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.13.1.5 Types de réaction en cas de défaillances

En fonction du type de dérangement détecté, l’appareil transmet une alarme, effectue un reset du processeur ou se met hors service. Après trois redémarrages infructueux, l’appareil est également mis hors service. Le contact de vie retombe et signale par son contact de repos (NF) que l’appareil est en dérangement. De plus, si la tension d’ali-mentation est présente dans l’appareil, la LED rouge „ ERROR “ s’allume sur la face avant de l’appareil et la LED verte „ RUN “ s’éteint. Si la tension d’alimentation interne disparaît, toutes les diodes s’éteignent. Le tableau 2-7 résume les différentes fonc-tions de surveillance et indique le type de réaction de l’appareil.

Tableau 2-7 Résumé des types de réaction de l’appareil

Surveillance Cause possible Type de réponse Message SortiePerte de tension auxilia-ire

externe (tension aux.)interne (convertisseur)

Mise hors service de l’appareil ou alarme

toutes les LED éteintes AOKretombe 2)

Saisie valeurs de mesure

interne (convertisseur ou interruption, échantillon-nage)

Protection hors service, alarme

LED „ERROR“ „Déf. conv. A/D“

AOKretombe 2)

interne (Offset) Protection hors service, alarme

LED „ERROR“ „Erreur offset“

AOKretombe 2)

Watchdog hardware interne (défaillance micro-processeur)

Appareil hors service LED „ERROR“ AOKretombe 2)

Watchdog software interne (fonctionnement programme)

Tentative de redémarrage1)

LED „ERROR“ AOKretombe 2)

Mémoire de travail interne (RAM) Tentative de redémarrage1), annula-tion du démarrageAppareil hors service

LED clignote AOKretombe 2)

Mémoire programme interne (EPROM) Tentative de redémarrage1)


Mémoire paramètres interne (EEPROM ou RAM)

Tentative de redémarrage1)


Réglage 1 A/5 A/0,1 A réglage par pont 1/5/0,1 A erroné

MessagesProtec. hors service

„Erreur1A/5AFaux“LED „ERROR“

AOKretombe 2)

Données de calibrage interne (appareil non cali-bré)

Message:Utilisation des valeurs de défaut

„Défail.Val.Comp“ selon paramét-rie

Batterie interne (batterie) Message „Déf. batterie“ selon paramét-rie

Heure Synchronisation Message „Erreur horloge“ selon paramét-rie

Cartes Carte ne correspond pas au MLFB (référence de commande)

MessagesProtection hors service

„Erreur carte 0 ... 1“ et évent. „Déf. conv. A/D“

AOK retombe 2)

1) Après trois redémarrages infructueux, l’appareil est mis hors service 2) AOK = „Appareil OK“ = relais de signalisation de fonctionnement („contact de vie“)

179Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.13.1.6 Signalisations groupées

Certaines signalisations des fonctions de surveillance sont regroupées en signalisa-tions groupées. Le tableau 2-8 décrit ces signalisations groupées et leur composition.

Connexion Thermobox Pas ou nombre erroné de Thermobox

Protection surcharge hors service; message

„Déf int sondes1“ ou„Déf int sondes2“

selon paramét-rie

Symétrie courant externe (dans l’installation ou dans le transformateur de courant)

Message avec spécifi-cation du côté en dé-faut

„Err. symétrie I Sy“(y = 1,2 = côté)„Err. symétrie I“

selon paramét-rie

Champ tournant externe (dans l’installation ou dans le transformateur de courant)

Message avec spécifi-cation du côté en dé-faut

„Err. sym. ChmpTrnt I“(y = 1,2 = côté)„Déf. ChmpTrnt I“

selon paramét-rie

Surveillance du circuit de déclenchement

externe (circuit de dé-clenchement ou tension de commande)

Message „PerturbCircDécl“ selon paramét-rie

Tableau 2-7 Résumé des types de réaction de l’appareil

Surveillance Cause possible Type de réponse Message Sortie

1) Après trois redémarrages infructueux, l’appareil est mis hors service 2) AOK = „Appareil OK“ = relais de signalisation de fonctionnement („contact de vie“)

Tableau 2-8 Signalisations groupées

Signalisation groupée CompositionN°F Désignation N°F Signification

00161 Surveillance des courants(Surveillances mesures sansinfluence sur les fonctions de protection)

00571005720026500266

Déf.sym. I1Déf.sym. I2Ala. CHP TNT C1Ala. CHP TNT C2

00160 Alarme groupée(Défaillances ou erreurs de configu-ration sans influence sur les fonc-tions de protection)

001610006800177001930019800199

Surv. mesures IErreur horlogeDéf. batterieDéfail.Val.CompDéfail module BDéfail module C

Défaut mesures(Défaut sérieux de configuration ou de mesure avec blocage de toutes les fonc-tions de protection)

00181001900018300192

Déf. conv. A/DErreur carte 0Erreur carte 1Erreur1A/5AFaux

00140 Alarme groupée de défaillance(Problèmes qui conduisent à un blocage partiel des fonctions de protection)

00181001910026400267

Déf. conv. A/DErreur offsetDéf int sondes1Déf int sondes2

180 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.13.1.7 Erreurs de paramétrage

Si les réglages des paramètres de configuration et fonctionnels sont introduits dans l’ordre repris dans ce chapitre, des réglages contradictoires devraient être évités. Mais il est bien entendu possible que des modifications ultérieures de certains réglages et/ou de l’affectation des entrées et sorties binaires ainsi que de l’attribution des entrées de mesures génèrent des incohérences et nuisent au bon fonctionnement des fonc-tions de protection et des fonctions complémentaires.

L’appareil 7UT612 contrôle la cohérence des réglages et signale toute contradiction détectée. La protection différentielle de terre, p. ex., ne peut pas être utilisée si aucune entrée de mesure pour le courant de neutre entre la terre et le point neutre de l’équipe-ment à protéger n’a été affectée.

Ces incohérences sont indiquées dans les signalisations d’exploitation et les signali-sations spontanées. Le tableau 3-10 du chapitre 3.3.4 en donne un aperçu.

2.13.2 Réglage des paramètres des fonctions

Il est possible de modifier la sensibilité de la supervision des valeurs de mesure. Les valeurs par défaut sont programmées en usine et sont suffisantes dans la plupart des cas. Si des asymétries de courant particulièrement élevées sont attendues dans l’ap-plication visée ou si ces asymétries apparaissent alors que l’appareil est en service (démarrage sporadique de certaines fonctions de supervision), il est préférable de désensibiliser les paramètres.

Supervisions des valeurs de mesure

La supervision des valeurs de mesure peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 8101 SYMETRIE.

La surveillance du champ tournant peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 8102 CHAMP TOURNANT.

L’adresse 8111 ISEUIL.SYM C1 détermine, pour la symétrie de courant du côté 1, la limite de courant au-delà de laquelle la surveillance de la symétrie est active (voir aussi figure 2-86). L’adresse 8112 FACT.SYM. I C1 contient le facteur de symétrie associé, c’est-à-dire la pente de la caractéristique de symétrie (figure 2-86).

L’adresse 8121 ISEUIL.SYM C2 détermine, pour la symétrie de courant du côté 2, la limite de courant au-delà de laquelle la surveillance de la symétrie est active (voir aussi figure 2-86). L’adresse 8122 FACT.SYM. I C2 contient le facteur de symétrie associé, c’est-à-dire la pente de la caractéristique de symétrie (figure 2-86).

Surveillance du circuit dedéclenchement

Lors de l’étude, le nombre d’entrées binaires par circuit de surveillance a été paramétré à l’adresse 182 SURV.CIRC.DECL. (chapitre 2.1.1). Si la configuration des entrées binaires nécessaires ne correspond pas au type de surveillance sélec-tionné, l’utilisateur est averti par une signalisation adaptée („ SurCirDéNonAff “).

La surveillance du circuit de déclenchement peut être activée ou désactivée (En- ou Hors) à l’adresse 8201 SURV.CIRC.DECL..

181Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions


La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être mul-tipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transfor-mateurs de courant.



Explication

8101 SYMETRIE EnHors

Hors Surveillance de symétrie des mesures

8102 CHAMP TOURN-ANT

EnHors

Hors Surveillance champ tournant

8111 ISEUIL.SYM C1 0.10..1.00 A 0.50 A Symétrie Iph: seuil de mise en route

8112 FACT.SYM. I C1 0.10..0.90 0.50 Symétrie Iph: pente de cara-ctéristique

8121 ISEUIL.SYM C2 0.10..1.00 A 0.50 A Symétrie Iph: seuil de mise en route

8122 FACT.SYM. I C2 0.10..0.90 0.50 Symétrie Iph: pente de cara-ctéristique


Explication

8201 SURV.CIRC.DECL. EnHors

Hors Surveillance du circuit de déclenchement


00161 Surv. mesures I Contrôle des courants mes, sign. group.

00163 Err. symétrie I Erreur symétrie I

00571 Déf.sym. I1 Défaut symétrie I coté 1

00572 Déf.sym. I2 Défaut symétrie I coté 2

00175 Déf. ChmpTrnt I Défaut champ tournant I

00265 Ala. CHP TNT C1 Alame champ tournant I côté 1

00266 Ala. CHP TNT C2 Alame champ tournant I côté 2

182 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



ErrIntSyst Interface système en dérangement

Déf.FMSfo1 Défaillance FMS sur liaison optique 1

Déf.FMSfo2 Défaillance FMS sur liaison optique 2

00110 Perte mess. Perte de messages

00113 Perte repères Perte de repères

00140 SignGrp.Défail. Signalisation groupée de défaillance

00181 Déf. conv. A/D Défaut convertisseur A/D

00190 Erreur carte 0 Erreur carte 0

00183 Erreur carte 1 Erreur carte 1

00192 Erreur1A/5AFaux Erreur: 1A/5Ajumper différent de param.

00191 Erreur offset Erreur offset

00264 Déf int sondes1 Défaillance interface sondes 1

00267 Déf int sondes2 Défaillance interface sondes 2

00160 Alarme groupée Alarmes groupées

00193 Défail.Val.Comp Défail. Hardware: val. comp. entrées ana

00177 Déf. batterie Défaillance batterie

00068 Erreur horloge Erreur horloge

00198 Défail module B Défaillance module sur port B

00199 Défail module C Défaillance module sur port C


06851 >BlocSurCircDéc >Bloquer surv. circuit de déclenchement

06852 >SurCirDéRelCmd >Cont. aux. rel. cmde surv. circ. décl.

06853 >SurCirDécDisj >Cont. aux. disj. surv. circ. décl.

06861 SurCirDéc dés. Surveillance circuit de décl. désact.

06862 SurCirDéc blq. Surveillance circuit de décl. bloquée

06863 SurCirDéc act. Surveillance circuit de décl. active

06864 SurCirDéNonAff Surv. circ décl non active (EB non aff.)

06865 PerturbCircDécl Perturbation circuit de déclenchement

183Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.14 Gestion des fonctions

La gestion des fonctions constitue le cœur de l’appareil. Elle coordonne l’exécution des fonctions de protection et des fonctions complémentaires, gère la logique déci-sionnelle des différentes fonctions et procède au traitement des données en prove-nance du système. Plus précisément, la gestion des fonctions est responsable de l’exécution des tâches suivantes :

• détection de l’état des positions du(des) disjoncteur(s),

• logique de démarrage,

• logique de déclenchement.

2.14.1 Logique de démarrage général de l’appareil

Démarrage général Les signaux de démarrage de toutes les fonctions de protection sont connectés à une fonction logique commune OU et conduisent à un démarrage général de l’appareil. Le démarrage est signalé au moyen de „ Démarrage gén. “. Dès le moment où plus aucune fonction de protection de l’appareil n’est démarrée, le message „ Démarrage gén. “ disparaît.

Le démarrage général de l’appareil est une condition préalable à l’exécution d’une sé-rie de fonctions internes et externes qui en découlent. Parmi ces fonctions contrôlées par le démarrage général de l’appareil, citons les fonctions internes suivantes :

• Ouverture d’un cas de défaut : Toutes les signalisations de défauts sont enregis-trées dans le protocole d’analyse de défaut dès le démarrage général de l’appareil jusqu’à la retombée.

• Initialisation de l’enregistrement perturborgraphique : L’enregistrement et le stock-age des données de perturbographie peut également être dépendant du démar-rage général en plus de la sortie d’une ordre de déclenchement.

• Génération de signalisations spontanées : Certaines signalisations de défaut appa-raissent spontanément à l’écran d’affichage de l’appareil. Ces messages sont ap-pelés “ signalisations spontanées ” (voir sous “ Affichages spontanés “). L’affichage de ces signalisations peut être rendu dépendant du démarrage général de l’appar-eil en plus de la sortie d’une ordre de déclenchement.

Des fonctions externes peuvent également être contrôlées au moyen d’un contact de sortie, p. ex.

• démarrage d’autres appareils de protection ou similaires

Affichages spontanés

Les affichages spontanés sont des signalisations de défaut qui apparaissent automa-tiquement à l’écran après le démarrage général de l’appareil ou un ordre de dé-clenchement envoyé par l’appareil. Pour la 7UT612, il s’agit de :

• „Dém.Prot.“ : le démarrage d’une fonction de protection avec indication de phase ;

• „Décl.prot.“ : le déclenchement d’une fonction de protection ;

• „Tps rtb =“ : la durée entre le démarrage général et la retombée de l’appareil avec indication du temps en ms ;

184 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


• „Tps décl.“ : la durée entre le démarrage général et le premier ordre de déclenchement émis par l’appareil, avec indication du temps en ms.

Notez que la protection de surcharge thermique ne dispose pas d’une logique de dé-marrage comparable aux autres fonctions de protection. Ce n’est qu’avec l’ordre de déclenchement que le temps Tps rtb est lancé et qu’un défaut est ouvert. Seule la retombée de l’image thermique de la protection de surcharge met fin au défaut et ainsi à la durée Tps rtb.

2.14.2 Logique de déclenchement général de l’appareil

Déclenchement général

Tous les signaux de déclenchement des fonctions de protection sont reliés à une fonc-tion logique commune OU et génèrent le message „ Décl. général “. Ce message peut être affecté à une LED ou à un relais de sortie comme tout autre signal de dé-clenchement individuel. Il peut également être utilisé comme message de déclenche-ment collectif. Il convient également pour la sortie de l’ordre de déclenchement du dis-joncteur.

Retombée de l’or-dre de déclenche-ment général

Chaque ordre de déclenchement est enregistré séparément pour chaque côté (voir figure 2-91). Simultanément, la durée minimale de l’ordre de déclenchement T DECL. MIN est démarrée. Elle garantit la transmission de l’ordre de déclenchement vers le disjoncteur pendant un temps suffisamment long même si la fonction de protection dé-clenchée retombe très rapidement ou si le disjoncteur du côté alimentant est plus rapide. L’ordre de déclenchement général ne disparaît qu’après retombée de tous les ordres de déclenchement des fonctions individuelles (plus aucune fonction n’est dé-marrée) ET après écoulement de la durée minimale de l’ordre de déclenchement.

La position déclenchée du disjoncteur constitue une condition supplémentaire à la dis-parition de l’ordre de déclenchement. Le courant correspondant doit tomber en des-sous d’une valeur correspondant à la valeur paramétrée DJ Côté 1 I> (adresse 283 pour le côté 1) ou DJ Côté 2 I> (adresse 284 pour le côté 2) plus 10 % du courant de défaut. Voir aussi chapitre 2.1.2 sous la section „ Etat des disjoncteurs “, page 29).

Figure 2-91 Enregistrement et retombée de l’ordre de déclenchement général

Blocage de réen-clenchement

Après le déclenchement du disjoncteur par une fonction de protection, il faut souvent empêcher un réenclenchement jusqu’à ce que la cause du déclenchement soit élim-inée.

Ce blocage de réenclenchement peut être réalisé au moyen des fonctions logiques configurables par l’utilisateur (CFC). La 7UT612 est livré avec une logique CFC qui

disj ouv.

T

S

R

Q

&

Déclenc.(par fonction

&de protection)

Décl. général

T DECL. MIN 280

N° fonction 00511

185Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

maintient l’ordre de déclenchement de l’appareil jusqu’à ce qu’il soit acquitté man-uellement. Ce module est présenté à l’annexe A.5 sous la section „ Schémas CFC prédéfinis “ (page 326, figure A-17). Le message de sortie interne „ DEC et acq “ doit en plus être affecté au relais de déclenchement dont la commande doit être main-tenue.

L’acquittement peut être réalisé via l’entrée binaire „ >ACQ DECL “. Par défaut (réglage usine), l’acquittement de l’ordre de déclenchement se fait au moyen de la touche de fonction F4 sur la face avant de l’appareil.

Si vous ne souhaitez pas le blocage de réenclenchement, il vous suffit d’effacer dans la matrice d’affectation le lien entre le message interne „ DEC et acq “ et la source „ CFC “.

Signalisations dépendantes de l’ordre de déclenchement

La mémorisation des signalisations affectées sur LED ainsi que l’émission de signal-isations spontanées peuvent être rendues dépendantes du fait que l’appareil ait émis ou non un ordre de déclenchement. Dans ce cas, les informations ne sont pas trans-mises si une ou plusieurs fonctions de protection ont démarré pour un cas de défaut mais n’ont pas entraîné un ordre de déclenchement de la 7UT612 car le défaut a été éliminé par un autre appareil (sur une autre travée, p. ex.). Ces signalisations sont donc limitées aux défauts affectant l’équipement à protéger.

La figure 2-92 représente le diagramme logique de cette fonction.

Figure 2-92 Diagramme logique des signalisations dépendantes de l’ordre de déclenche-ment

Statistique de dé-clenchement

Le nombre de déclenchements engendrés par l’appareil 7UT612 est comptabilisé.

En outre, le système détermine le courant de défaut éliminé pour chaque pôle à chaque déclenchement, l’indique comme signalisation de défaut et le comptabilise dans une mémoire.

Les compteurs et les mémoires sont protégés contre les interruptions de la tension auxiliaire. Ils peuvent être remis à zéro ou à une valeur initiale réglable. Vous trou-verez de plus amples explications à ce sujet dans le manuel système SIPROTEC® 4, n° de réf. E50417–H1100–C151.


Les paramètres qui concernent la logique de déclenchement général de l’appareil, ont déjà été définis dans les données générales au chapitre 2.1.2.

Par ailleurs, l’adresse 7110 AFFICH. DEFAUTS détermine si les signalisations de dé-faut affectées aux LED ainsi que les signalisations spontanées apparaissant après un

&

7110

Avec excitation

Avec commande Hors

AFFI. ERREURS

Appar. OFF

„1“

Ret. appareil

Remise à zéro de mémoire des LED, des relais de sortie et des signal. spontanées

186 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


défaut à l’écran doivent être sauvegardées pour chaque démarrage d’une fonction de protection (Sur détection) ou seulement lors d’un ordre de déclenchement (Sur déclench.).




Explication

7110 AFFICH. DEFAUTS Sur détection défautSur déclenchement

Sur détection défaut

Affich. défauts sur LEDs et écran LCD


00003 >Synchr. horl. >Synchroniser l'horloge

00005 >Réinit. LED >Réinitialiser les LEDs

00060 Réinit. LED Affichages LED réinitialisés

00015 >Mode test >Mode test

Mode Test Mode de test

00016 >Bloq. Mess&Mes >Bloquer transmission messages/mesures

Bloq. Mess Bloquer transmission messages/mesures

DévTrMes Déverrouillage transm. Mess&Mes via EB

>Lumière >Lumière allumée (écran)

00051 Equip. en serv. Equipement en service

00052 Prot. act. 1 fonct. de prot. au moins est active

00055 Démarrage Démarrage

00056 1er démarrage Premier démarrage

00067 Démarr. à chaud Démarrage à chaud

00069 Heure d'été Heure d'été

Synch.Horl Synchronisation de l'horloge

00070 Chargem. param. Charger les nouveaux paramètres

00071 Test paramètres Vérification des paramètres

00072 Modif. niveau2 Paramètres niveau 2 modifiés

187Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

00109 Fréq. en dehors Fréquence réseau en dehors plage autor.

00125 FiltreRebond Filtre anti-rebonds

ModTestMat Mode test matériel


188 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

2.15 Fonctions complémentaires


Font partie des fonctions complémentaires de la protection différentielle 7UT612 :

• le traitement des signalisations,

• les mesures d’exploitation,

• la mémorisation des données perturbographiques de court-circuit.

2.15.1 Traitement des signalisations

2.15.1.1 Généralités

Après un cas de défaut dans l’installation, il est important de disposer d’informations sur les réactions de l’appareil de protection et sur les valeurs de mesure pour l’analyse précise de l’évolution du défaut. L’appareil dispose pour cela d’un traitement des sig-nalisations à trois niveaux.

Affichages et sorties binaires (re-lais de sortie)

Les événements et les états importants sont signalés par les indicateurs lumineux (LED) situées sur la face avant de l’appareil. L’appareil est en outre équipé de relais de sortie pour la signalisation à distance. La plupart des signalisations et affichages peuvent être réaffectés, c’est-à-dire configurés de manière différente de ce qui est programmé en usine. La procédure à suivre pour la programmation est expliquée en détail dans la manuel système SIPROTEC® 4 (N° référence E50417–H1100–C151). L’annexe A.5 du présent manuel décrit les affectations à la livraison.

Les relais de sortie et les diodes peuvent fonctionner au choix de manière mémorisée ou non (chaque élément est librement paramétrable).

Les mémorisations sont protégées contre les interruptions de la tension auxiliaire. Elles sont acquittées :

− localement par manipulation de la touche LED sur l’appareil,

− à distance par entrée binaire configurée de manière adéquate,

− via une des interfaces série,

− automatiquement au début de chaque nouveau démarrage de défaut.

Les signalisations d’état ne devraient pas être mémorisées. Elles ne peuvent pas non plus être acquittées avant la disparition de l’état à signaler. Cela concerne, p. ex., les signalisations provenant des fonctions de surveillance.

Une diode verte signale que l’appareil est en marche („ RUN “) ; elle ne peut pas être acquittée. Elle s’éteint si le circuit de surveillance du microprocesseur détecte un dérangement ou si la tension auxiliaire disparaît.

Lorsque la tension auxiliaire est présente mais qu’un défaut interne à l’appareil survi-ent, la diode rouge s’allume („ ERROR “) et l’appareil se bloque.

Au moyen de DIGSI® 4, vous pouvez activer individuellement les relais de sortie et les diodes de l’appareil et ainsi contrôler si les raccordements à l’installation sont corrects (pendant la phase de mise en service, p. ex.). Dans une boîte de dialogue, vous pou-

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2 Fonctions

vez, p. ex., activer chaque relais de sortie et ainsi contrôler le câblage entre l’appareil 7UT612 et l’installation sans devoir simuler les signalisations qui y sont affectées.

Informations à l’éc-ran de la protection ou sur PC

Des événements et des états peuvent être lus dans la zone d’affichage de la face avant de l’appareil (display). Par ailleurs, l’interface utilisateur à l’avant ou l’interface de service permettent, p. ex., de connecter un ordinateur personnel auquel les infor-mations sont alors transmises.

Au repos, c’est-à-dire en l’absence de cas de défaut, des informations d’exploitation (aperçu des valeurs de mesure) peuvent être visualisées dans la zone d’affichage. En cas de défaut, elles sont remplacées par les informations relatives au défaut, ap-pelées “ signalisations spontanées “. Après l’acquittement des signalisations de dé-faut, les informations d’exploitation s’affichent à nouveau. Il s’agit de la même procé-dure d’acquittement que pour les voyants lumineux (voir plus haut).

L’appareil dispose en outre de plusieurs mémoires d’événements, telles que les sig-nalisations d’exploitation, les signalisations de défaut, les statistiques de déclenche-ment, etc., qui sont protégées par une batterie-tampon contre l’interruption de la ten-sion auxiliaire. Ces signalisations sont accessibles et peuvent être visualisées à tout moment sur l’écran de l’appareil ou être transmises à l’ordinateur personnel via l’inter-face série utilisateur. La procédure de lecture des signalisations est décrite en détail dans le manuel système SIPROTEC® 4 (N° référence E50417–H1100–C151).

A l’aide de l’ordinateur personnel et du programme de traitement des données de pro-tection DIGSI® 4, les événements peuvent également être lus, avec le confort supplé-mentaire de la visualisation sur l’écran d’un PC et d’une navigation assistée. Dans ce cas, les données peuvent être imprimées ou sauvegardées pour une analyse en un autre endroit (bureau).

Informations en-voyées à une unité centrale

Les informations mémorisées peuvent en outre être transmises vers une unité cen-trale de commande et de sauvegarde si l’appareil dispose d’une interface système sé-rielle. La transmission peut s’effectuer au moyen de divers protocoles de communica-tion standardisés.

A l’aide de DIGSI® 4, vous pouvez vérifier si les signalisations sont correctement transmises.

Vous pouvez également simuler (de manière software) les informations transmises au centre de conduite, en exploitation ou lors des tests. Le protocole IEC 60870–5–103 permet que toutes les signalisations et valeurs de mesure transmises au centre de conduite soient identifiées par la mention „ Mode test “ comme la cause de la signali-sation pendant le test de la protection sur site, de manière à pouvoir détecter qu’il ne s’agit pas de signalisations pour des défaillances réelles. Vous pouvez également définir que pendant le test aucune signalisation ne soit transmise via l’interface système („ blocage de transmission “).

Le traitement spécifique des informations envoyées sur l’interface système pendant le test de la protection („ Mode test “ et „ blocage de transmission “) nécessite une fonc-tion logique dans la CFC qui est toutefois présente par défaut à la livraison (voir an-nexe A.5 sous la section „ Schémas CFC prédéfinis “, page 326, figure A-16).

La procédure d’activation et de désactivation du mode test et du blocage de transmis-sion est expliquée en détail dans le manuel système SIPROTEC® 4 E50417–H1100–C151.

190 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Répartition des signalisations

Les signalisations sont réparties comme suit :

• Signalisations d’exploitation ; il s’agit de signalisations qui apparaissent lors du fonctionnement de l’appareil : informations sur le statut des fonctions de l’appareil, valeurs de mesure, informations provenant de l’installation, informations relatives aux manouvres d’engins, etc.

• Signalisations de défauts ; il s’agit de signalisations portant sur les huit derniers dé-fauts du réseau qui ont déjà été traités par l’appareil.

• Signalisations sur la statistique de déclenchement ; il s’agit de compteurs pour les ordres de déclenchement envoyés par l’appareil ainsi que les valeurs des courants éliminés et des courants de court-circuit accumulés.

Vous trouverez dans l’annexe une liste complète de toutes les fonctions de signalisa-tion et de sortie qui peuvent être générées par l’appareil, avec leur numéro de référence correspondant FN°. Vous y trouverez également les destinations possibles pour chaque signalisation. Si des fonctions ne sont pas présentes dans une exécution spécifique de l’appareil ou sont configurées en tant que non disponible, les sig-nalisations associées ne peuvent naturellement pas apparaître.

2.15.1.2 Signalisations d’exploitation

Les signalisations d’exploitation sont des informations générées par l’appareil en cours de fonctionnement.

L’appareil peut enregistrer jusqu’à 200 signalisations d’exploitation chronologique-ment. Chaque nouvelle signalisation est ajoutée en fin de liste. Dès que la capacité maximale de la mémoire est épuisée, le message le plus ancien est alors perdu.

Les signalisations d’exploitation arrivent automatiquement et peuvent être consultés à tout moment sur l’écran de visualisation de l’appareil ou sur l’écran d’un PC rac-cordé. Des court-circuits détectés dans le réseau sont uniquement signalés au moyen de „ Défaill. secteur “ et du numéro de défaut en cours. Les données dé-taillées sur l’évolution du défaut sont stockées dans les signalisations de défaut, voir chapitre 2.15.1.3.

2.15.1.3 Signalisations de défauts

Suite à un défaut, des informations importantes peuvent, p. ex., être consultées sur le déroulement de celui-ci, comme le démarrage et le déclenchement. Le début du dé-faut est exprimé en temps absolu fourni par l’horloge interne du système. Le déroule-ment du défaut est lui défini en temps relatif au démarrage de la protection, de manière à connaître le temps jusqu’au déclenchement et jusqu’à la retombée de l’or-dre de déclenchement. La résolution des indications de temps est de 1 ms.

Un défaut réseau commence avec la reconnaissance d’un défaut par le démarrage de n’importe quelle fonction de protection et se termine par la retombée de l’excitation de la dernière fonction de protection. Si un défaut entraîne le démarrage de plusieurs fonctions de protection, tout est alors regroupé dans un cas de défaut, qui commence

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2 Fonctions

par le démarrage de la première fonction de protection jusqu’à la retombée de la dern-ière fonction de protection.

Messages spontanés

Après un cas de défaut, les données essentielles du défaut apparaissent automa-tiquement à l’écran, sans aucune autre manipulation, après le démarrage général de l’appareil dans l’ordre indiqué à la figure 2-93.

Figure 2-93 Affichage des messages spontanés sur l’écran de l’appareil - Exemple

Consultations des signalisations

Les signalisations relatives aux huit derniers défauts peuvent être appelées et con-sultées. Au total, 600 signalisations peuvent être mémorisées. Quand plusieurs cas de défaut apparaissent, les plus anciens cas de défaut avec leurs signalisations sont successivement effacés de la mémoire tampon.

2.15.1.4 Signalisations spontanées

Les signalisations spontanées représentent l’enregistrement de tous les messages en cours. Chaque nouveau message apparaît immédiatement sans devoir attendre ni générer une mise à jour. Cela s’avère très utile lors de manœuvres, de tests et de mis-es en service.

Vous pouvez consulter les signalisations spontanées à l’aide de DIGSI® 4. Le manuel système SIPROTEC® 4 (n° référence E50417–H1100–C151) contient de plus amples explications à ce sujet.

2.15.1.5 Demande de rafraîchissement générale

La demande de rafraîchissement générale consultable à l’aide de DIGSI® 4 offre la possibilité de connaître à tout moment le statut de l’appareil SIPROTEC®. Tous les messages nécessitant une demande de rafraîchissement générale sont affichés avec leur valeur actuelle.

Dernière fonction de protection démarrée ; Dernière fonction de protection ayant déclenché ; Durée entre démarrage général et retombée ; Durée entre démarrage général et premier ordre de déclenchement

Dém.Prot.Décl.Prot.Tps rtbTps décl.

192 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.15.1.6 Statistique de déclenchement

Les messages de statistique sont des compteurs d’ordres de déclenchement du dis-joncteur émis par la 7UT612 ainsi que des valeurs de courants de court-circuit élim-inés accumulées, provoqués par les fonctions de protection de l’appareil. Les valeurs de mesure spécifiées sont exprimées en grandeurs primaires.

Ils peuvent être visualisés sur l’écran de l’appareil ou sur un PC raccordé à l’interface utilisateur ou de service au moyen du programme DIGSI® 4.

Les compteurs et mises en mémoire des statistiques de déclenchement sont sauvés dans l’appareil. Les compteurs et les mémoires sont dès lors protégés contre toute in-terruption de la tension auxiliaire. Ils peuvent être remis à zéro ou à une valeur réglable entre les limites de réglage.

L’introduction d’un mot de passe n’est pas nécessaire pour la lecture des compteurs et des mémoires mais est requise pour l’opération de réinitialisation. Vous trouverez de plus amples explications dans le manuel système SIPROTEC® 4 (n° référence E50417–H1100–C151).

2.15.2 Mesures d’exploitation

Affichage et transmission des valeurs de mesure

Les mesures d’exploitation et les valeurs de comptage sont calculées en arrière-plan par le système à microprocesseur. Elles peuvent être consultées sur l’écran de l’ap-pareil, lues via l’interface utilisateur sur l’écran de l’ordinateur personnel au moyen du programme DIGSI® 4 ou encore transmises à une unité centrale via l’interface système.

La condition préalable pour un affichage correct des valeurs primaires et des pourcentages est l’introduction complète et exacte des grandeurs nominales des transformateurs et de l’équipement conformément au chapitre 2.1.2. Le tableau 2-9 contient un résumé des mesures d’exploitation. Seule une partie des mesures repris-es sera disponible en fonction des spécifications de la commande, du raccordement de l’appareil et des fonctions de protection configurées.

L’affichage d’une mesure de tension „ Umess “ présuppose que cette tension est raccordée via une résistance série externe à l’une des entrées de courant I7 ou I8. Au moyen d’une fonction logique programmée dans la CFC (module CFC “ Life_Zero “), le courant proportionnel à la tension peut ainsi être mesuré et affiché comme tension “ Umess “. Pour plus de détails, voir le manuel CFC.

La puissance apparente „ S “ n’est pas une grandeur mesurée mais est calculée à partir de la tension nominale paramétrée de l’équipement à protéger et des courants circulant effectivement au côté 1 : soit pour des appli-cations triphasées ou S = pour un transformateur monophasé. Si l’on utilise par contre la mesure de la tension décrite au paragraphe précédent, celle-ci sera appliquée pour le calcul de la puissance apparente.

Les relations de phases sont indiquées dans un tableau 2-10 séparé et les mesures thermiques dans le tableau 2-11. Ces dernières ne peuvent apparaître que si la pro-tection de surcharge est configurée sur Disponible. Les valeurs de mesure disponi-bles dépendent également de la méthode sélectionnée de détection de surcharge et le cas échéant, du nombre de sondes de température raccordées au Thermobox.

Le calcul des mesures d’exploitation est également réalisé durant un cas de défaut à des intervalles d’environ 0,6 s.

S UN

3------ IL1S1 IL2S1 IL3S1+ +( )⋅=

UN

2----- IL1S1 IL3S1+( )⋅

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2 Fonctions

Les valeurs de mesure de référence se basent toujours sur les valeurs nominales de l’équipement à protéger (voir aussi notes en bas de page correspondantes), les échauffements sur la température de déclenchement. Pour les angles et les tempéra-tures, il n’y a pas de grandeurs de référence. Comme le traitement ultérieur de ces grandeurs (dans la CFC ou lors de la transmission via les interfaces) requiert toutefois des grandeurs adimensionnelles, on a choisi des références arbitraires, qui sont in-diquées dans les tableaux 2-10 et 2-11 sous le titre „ conversion en % “.

Tableau 2-9 Mesures d’exploitation (valeurs primaires, secondaires, pourcentages)

Valeurs mesurées primaire secondaire % deIL1S1; IL2S1; IL3S1 3) Courants de phase du côté 1 A; kA A Courant nominal d’expl.1)

3I0S1 3) Courant homopolaire triple du côté 1 A; kA A Courant nominal d’expl. 1)

I1S1; I2S1 3) Composantes directes, inverses des courants sur le côté 1

A; kA A Courant nominal d’expl. 1)

IL1S2; IL2S2; IL3S2 3) Courants de phase du côté 2 A; kA A Courant nominal d’expl. 1)

3I0S2 3) Courant homopolaire triple du côté 2 A; kA A Courant nominal d’expl. 1)

I1S2; I2S2 3) Composantes directes, inverses des courants sur le côté 2

A; kA A Courant nominal d’expl. 1)

I7 3) Courant à l’entrée de mesure I7 A; kA A Courant nominal d’expl. 1)

I1 ... I7 4) Courants aux entrées de mesure A; kA A Courant nominal d’expl. 1)

I8 Courant à l’entrée de mesure I8 A mA Courant nominal d’expl. 1) 2)

Umess 5) Tension du courant à I7 ou I8 V; kV; MV — —

S 6) Puissance apparente kVA; MVA; GVA

— —

f Fréquence Hz Hz Fréquence nominale1) pour les transformateurs selon les adresses 240, 243 et 249 (voir section 2.1.2) IN = SN/(√3·UN);ou IN = SN/UN (monophasé)

pour les générateurs/moteurs/bobines selon les adresses 251 et 252 (voir section 2.1.2) IN = SN/(√3·UN); pour les jeux de barres selon l’adresse 265 (voir section 2.1.2)

2) en tenant compte du facteur 235 FACTEUR I8 (voir section 2.1.2) 3) slt pour équipements triphasés4) slt pour protection monophasée de jeux de barres 5) si prévu et raccordé dans la CFC 6) calculé à partir des courants de phase et de la tension nominale ou Umess

194 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Tableau 2-10 Mesures d’exploitation (relations de phases)

Valeurs mesurées Dimension Conversion en % 5)

ϕ IL1S1; ϕ IL2S1; ϕ IL3S1 3) Déphasage des courants du côté S1, par rapport à IL1S1

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕ IL1S2; ϕ IL2S2; ϕ IL3S2 3) Déphasage des courants du côté S2, par rapport à IL1S1

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕ I1 ... ϕ I7 4) Déphasage des courants aux entrées de mesure, par rapport à I1

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕ I7 3) Déphasage du courant I7, par rapport à IL1S1

° 0° = 0 %360° = 100 %

3) slt pour objets triphasés 4) slt pour protection monophasée de jeux de barres

5) slt pour CFC et interfaces

Tableau 2-11 Mesures thermiques

Valeurs mesurées Dimension Conversion en % 5)

ΘL1/ΘDécl.; ΘL2/ΘDécl.; ΘL3/ΘDécl. 1)

Valeur thermique de chaque phase, par rapport à valeur de déclenchement

%

Θ/ΘDécl. 1) Valeur thermique qui en résulte, par rapport à la valeur de déclenchement

%

Tx vieil 2) 3) Taux de vieillissement relatif L sans dimension

Res SIGN 2) 3) Réserve de charge K avant la signalisation point chaud

%

ResALARM 2) 3) Réserve de charge K avant l’alarme point chaud

%

Θ pic 1; Θ pic 2; Θ pic 3 2) 3) Température point chaud par phase °C ou °F 0 °C = 0 %500 °C = 100 %0 °F = 0 %1000 °F = 100 %

Θ RDT 1 ... Θ RDT12 3) Température mesurée sur les capteurs de température 1à 12

°C ou °F

1) slt protection de surcharge avec image thermique selon CEI 60255–8: Adresse 143 CARACT SURCH. = classique (section 2.1.1)

2) slt protection de surcharge avec calcul du point chaud selon CEI 60354: Adresse 143 CARACT SURCH. = selon CEI 354 (section 2.1.1)

3) slt avec Thermobox connecté (section 2.10)

5) slt pour CFC et interfaces

195Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Valeurs de la protection différen-tielle

Les valeurs différentielles et de stabilisation de la protection différentielle et de la pro-tection différentielle de terre conformément au tableau 2-12 peuvent également être lues.

IBS–Tool L’„ IBS–Tool “ est un vaste outil de mise en service et de surveillance qui permet une visualisation précise des principales données de mesure de la protection différentielle au moyen d’un ordinateur personnel avec Web–Browser (navigateur Internet). Pour plus de détails, consultez l’aide en ligne relative à l’„ IBS–Tool “.

Cet outil vous permet, p. ex., de représenter graphiquement sur un PC les courants et leur déphasage pour les deux côtés d’un équipement à protéger. Les chiffres sont également indiqués en plus des diagrammes vectoriels pour les valeurs de mesure. La figure 2-94 en donne un exemple.

La valeur des courants différentiels et de stabilisation ainsi que leur position par rap-port à la caractéristique de déclenchement paramétrée peuvent être représentées.

Tableau 2-12 Valeurs de mesure de la protection différentielle

Valeurs de mesure % par rapport à

IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3 Courants différentiels calculés des trois phases Courant nominal d’expl.1)

IStabL1, IStabL2, IStabL3 Courants de stab. calculés des trois phases Courant nominal d’expl.1)

IDiffEDS Courant différentiel calculé de la protection différentielle de terre

Courant nominal d’expl.1)

IStabEDS Courant de stab. calculé de la protection différentielle de terre

Courant nominal d’expl.1)

1) pour les transformateurs selon les adresses 240, 243 et 249 (voir section 2.1.2) IN = SN/(√3·UN) ou IN = SN/UN (monophasé); pour les générateurs/moteurs/bobines selon les adresses 251 et 252 (voir section 2.1.2) IN = SN/(√3·UN); pour les jeux de barres et lignes selon l’adresse 265 (voir section 2.1.2)

196 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 2-94 Grandeurs de mesure aux deux côtés de l’équipement à protéger — Exemple de courants de circulation

Définition de valeurs limites

L’appareil SIPROTEC® 7UT612 autorise le paramétrage de valeurs limites pour des grandeurs de mesure et de compteur importantes. Si une de ces valeurs limites est atteinte ou dépassée lors du fonctionnement de l’appareil, celui-ci produit une alarme qui peut être visualisée comme signalisation d’exploitation. Comme toutes les signal-isations d’exploitation, celle-ci peut être affectée à une LED et/ou un relais de sortie et transmis via les interfaces. Contrairement aux fonctions de protection proprement dites, comme la protection à maximum de courant ou la protection de surcharge, cette logique de surveillance fonctionne toutefois en arrière-plan et ne peut pas réagir lors de changements rapides des valeurs de mesure en cas de défaut si des fonctions de protection ont démarré. Etant donné qu’une signalisation n’est en outre émise que lor-sque les valeurs limites sont dépassées à plusieurs reprises, ces fonctions de surveil-lance ne peuvent pas réagir directement avant un déclenchement de la protection.

Des valeurs limites peuvent être fixées si cela a été configuré via CFC pour ces valeurs de mesure et de comptage (voir manuel système SIPROTEC® 4, n° référence E50417–H1100–C151).

Secondary Values

Currents: Side 1 Currents: Side 2

–90°

0° 0°±180° ±180°

+90° +90°

–90°

IL1LS1 = IL2LS1 = IL3LS1 =

1.01 A,0.98 A,0.99 A,

0.0 °240.2 °119.1 °


0.99 A,0.97 A,0.98 A,

177.9 °58.3 °

298.2 °

197Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.15.3 Perturbographie

La protection différentielle 7UT612 est équipée d’une perturbographie. Les valeurs in-stantanées des grandeurs de mesure

iL1S1, iL2S1, iL3S1, iL1S2, iL2S2, iL3S2, 3i0S1, 3i0S2, i7, i8 ainsi queIdiffL1, IdiffL2, IdiffL3, IstabL1, IstabL2, IstabL3

sont échantillonnées à des intervalles de 12/3 ms (à 50 Hz) et stockées dans un tam-pon cyclique (12 échantillons par période). Pour la protection monophasée de jeux de barres, les courants monophasés i1 à i6 sont utilisés à la place des 6 premiers cou-rants liés à la phase, les courants homopolaires disparaissent.

En cas de défaut, les données sont mémorisées durant une période réglable, mais au maximum pendant 5 secondes pour chaque enregistrement perturbographique. Ce laps de temps permet de mémoriser jusqu’à 8 défauts. La capacité totale de la mém-oire de perturbographie est d’environ 5 s. La mémoire est actualisée automatique-ment lors d’un nouveau défaut, ce qui rend un acquittement inutile. En plus de l’acti-vation par la protection, la sauvegarde de valeurs de perturbographie peut également être initialisée par une entrée binaire, par le clavier de commande intégré, par l’inter-face série utilisateur et de service.

Les interfaces permettent un accès aux données avec un ordinateur personnel équipé du programme de traitement des données de protection DIGSI® 4 et du programme graphique SIGRA 4. Ce dernier traite les informations enregistrées lors du défaut de manière à pouvoir les représenter graphiquement et calcule un certain nombre d’au-tres informations qui découlent des grandeurs de mesure, comme la puissance ou les valeurs efficaces. Les mesures peuvent être représentées au choix en valeurs pri-maires ou secondaires. En outre, les signaux sont représentés avec leur état binaire dans le temps, p. ex., “ Démarrage “, “ Déclenchement “.

Si l’appareil est équipé d’une interface série système, les données de défaut peuvent être acquises par une unité centrale. L’exploitation des données dans l’unité centrale est assurée par des programmes adéquats. Les valeurs de mesure sont ainsi cal-culées par rapport à leur valeur maximale, normalisées à la valeur nominale et for-matées pour un affichage graphique. En outre, les signaux sont représentés avec leur état binaire dans le temps, p. ex., “ Démarrage “, “ Déclenchement “.

Lors de la transmission vers une unité centrale, la protection peut répondre automa-tiquement à une interrogation (communication sur appel) et ce au choix, soit après chaque démarrage de la protection, soit seulement après un déclenchement.

198 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.15.4 Réglage des paramètres des fonctions

Valeurs de mesure Outre les valeurs de mesure directement acquises et calculées à partir des courants et des températures, l’appareil 7UT612 peut aussi afficher une tension et une puis-sance apparente.

L’affichage de la tension présuppose qu’une tension est couplée à l’entrée de mesure du courant I7 ou I8 via une résistance série externe et qu’une fonction logique définie par l’utilisateur est établie via CFC (voir aussi chapitre 2.15.2 sous „ Affichage et trans-mission des valeurs de mesure “).

Le calcul de la puissance apparente est effectué soit au moyen de cette tension, soit au moyen de la tension nominale du côté 1 de l’équipement à protéger et des courants de ce côté. Dans le premier cas, il faut paramétrer à l’adresse 7601 CALCUL PUIS. = avec Umesurée, dans le dernier cas avec Uparam.

Perturbographie Les définitions pour la perturbographie sont reprises dans le sous-menu PERTURBOGRAPHIE du menu PARAMETRES. Pour la perturbographie, on fait la dis-tinction entre le temps de référence et le critère d’enregistrement (Adresse 401 COND. D'INIT.). Normalement, le temps de référence est le démarrage de l’appa-reil, c’est-à-dire que le temps 0 est attribué au démarrage d’une fonction de protection. Ainsi, le critère d’enregistrement peut également être le démarrage de l’appareil (Critère=détect.) ou le déclenchement de l’appareil (Critère=décl.). On peut aussi choisir le déclenchement de l’appareil comme temps de référence (Référence=décl.), il servira alors aussi de critère d’enregistrement.

La durée d’enregistrement réelle commence au temps de prédéfaut T-PRE (adresse 404) avant le temps de référence et se termine par un temps de prolongation T-POST (adresse 405) après la disparition du critère d’enregistrement. La durée maximale d’enregistrement autorisée par enregistrement de perturbographie T-MAX est paramétrée à l’adresse 403. On dispose de 5 s maximum par enregistrement pour en-registrer les défauts. Au total, 8 enregistrements peuvent être mémorisés avec une durée maximale de 5 s.

L’enregistrement des perturbographies peut être activée via une entrée binaire ou par une commande sur la face avant ou via l’interface utilisateur du PC. L’enregistrement est donc activé dynamiquement. L’adresse 406 T-BIN ENREG. détermine la longueur de l’enregistrement perturbographique (la limite supérieure est fixée par le réglage de T-MAX, adresse 403). Les réglages des temps de prédéfaut et de prolon-gation y sont compris. Si la durée de l’entrée binaire est réglée sur ∞, la durée de l’en-registrement correspond à la durée de l’activation de l’entrée binaire (statique), avec une limite supérieure fixée à T-MAX (adresse 403).

199Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions


Valeurs de mesure

Perturbographie


Statistique de com-mutation


Explication

7601 CALCUL PUIS. avec U paramétréeavec U mesurée

avec U paramétrée Le calcul de puissance s'effec-tue


Explication

401 COND. D'INIT. Enregistrer sur détection défautEnregistrer sur déclenche-mentRéférence (t=0) = déclenchement prot.

Enregistrer sur détection défaut

Initiation de la perturbographie

403 T-MAX 0.30..5.00 s 1.00 s Longueur maxi. par enregis-trement Tmax

404 T-PRE 0.05..0.50 s 0.10 s Durée d'enregistrement pré-évén. Tpré.

405 T-POST 0.05..0.50 s 0.10 s Durée d'enregistrement post-évén. Tpost.

406 T-BIN ENREG. 0.10..5.00 s; ∞ 0.50 s Durée d'enr. sur init. par entrée bin.


00409 >BlocComptHeure >Blocage compteur d'heures du disj.

01020 HeuresFct Nombre d'heures de fonctionnement

01000 Nbre décl. Nombre de cmdes de déclenchement

30607 ΣIL1C1: Somme des courants coupés HT L1 Côté 1






30620 ΣI1: Somme des courants coupés HT I1


200 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Valeurs de mesure








00721 IL1C1= Mesure courant L1 côté 1



30640 3I0C1= Mesure 3I0 (comp. homopolaire) Côté 1

30641 I1C1= Mesure I1 (comp. directe) Côté 1

30642 I2C1= Mesure I2 (comp. inverse) Côté 1




30643 3I0C2= Mesure 3I0 (comp. homopolaire) Côté 2

30644 I1C2= Mesure I1 (comp. directe) Côté 2

30645 I2C2= Mesure I2 (comp. inverse) Côté 2

30646 I1= Mesure de courant I1








07740 ϕIL1C1= Angle de phase IL1 côté 1






30633 ϕI1= Angle de phase I1


201Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Valeurs thermiques






30656 Umesur.= Mesure U (mesurée à travers I7/I8)

00645 S = Mesure S (puissance apparente)

00644 f = Mesure f (fréquence)



00801 Temp fonctionn. Température de fonctionnement

00802 Θ /Θdecl L1= Température de surcharge pour L1



01060 Θ pic1 = Prot. surcharge: pic de température 1



01063 Tx vieil Prot. surcharge: taux de vieillissement

01066 Res SIGN Prot. surcharge: réserve avant signal.

01067 ResALARM Prot. surcharge: réserve avant alarme

01068 Θ RTD1 = Température sur RTD 1

01069 Θ RTD 2 = Température sur RTD 2











202 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Valeurs diff.

Valeurs limites

Perturbographie

Compteur à impulsions

uniquement si configuré (CFC)


07742 IDiffL1= IDiffL1= (% du courant de réf. InO)



07745 IStabL1= IStabL1= (% du courant de réf. InO)



30654 IDiffDeT= Idiff diff. de terre (exprimé /InO)

30655 IStabDeT= Istab diff. de terre (exprimé /InO)


00272 TpsUtil>Seuil Dépassement seuil temps d'utilis. disj.


00004 >Dém. perturbo. >Dém. la perturbographie par cmde ext.

00203 MémPertEffacée Mémoire perturbo. effacée

Dém.Pertu. Démarrage perturbographie


00888 Wp(puls)= Energie Wp (compteur par impulsions)

00889 Wq(puls)= Energie Wq (compteur par impulsions)

203Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.16 Gestion des commandes

Généralités L’appareil SIPROTEC® 7UT612 possède une gestion intégrée des commandes per-mettant d’effectuer des manœuvres dans l’installation. Les commandes peuvent pro-venir de quatre sources :

• Commande locale sur le clavier de commande de l’appareil,

• Commande via DIGSI® 4,

• Commande à distance par le télécontrôle (p. ex. SICAM®),

• Automatismes (p. ex. via une entrée binaire).

Le nombre d’équipements à commander est uniquement limité par le nombre des en-trées et sorties binaires nécessaires et disponibles. La commande n’est possible qu’à la condition que les entrées et sorties binaires correspondantes sont configurées et pourvues des caractéristiques adéquates.

Lorsque certaines conditions de verrouillage sont nécessaires à l’émission de la com-mande, les verrouillages de travée peuvent être introduits dans l’appareil sous forme de fonctions logiques définies par l’utilisateur (CFC).

La configuration des entrées et sorties, la création de fonctions logiques définissables par l’utilisateur et les procédures de manœuvre des engins sont décrites dans le man-uel système SIPROTEC®, n° de référence E50417–H1100–C151.

2.16.1 Types de commandes

En ce qui concerne la commande de l’installation à partir de l’appareil, nous pouvons distinguer les types de commande suivants.

Commandes de manœuvres

Il s’agit de toutes les commandes qui sont données directement aux équipements du poste et qui entraînent une modification d’état de l’installation :

• Commandes de manœuvre de disjoncteurs (sans contrôle de synchronisme), de sectionneurs,

• Commandes de changement de plots des transformateurs (augmenter et diminu-er),

• Commandes de réglage avec durée paramétrable, p. ex., pour commander les bobines de Petersen.

Commandes internes de l’appar-eil

Elles n’entraînent aucune émission directe de commande vers l’extérieur. Elles ser-vent à activer des fonctions internes, à transmettre à l’appareil des modifications d’état ou à les acquitter.

• Commandes de consignation, pour la “ consignation “ d’informations liées aux équipements de l’installation, comme des signalisations et des positions, p. ex., en cas d’absence de raccordement à l’installation. Une consignation de l’état de cette information est appliquée (état invalide) et peut être affichée.

• Commandes de marqueur (ou drapeau) (pour “ définir ”) de la valeur des informa-tions, p. ex., l’autorité de manœuvre (local/distance), les commutations de

204 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


paramètres, les blocages de transmission et la remise à zéro des valeurs de comptage.

• Les commandes d’acquittement et de réinitialisation pour démarrer/réinitialiser des mémoires internes ou des bases de données.

• Les commandes de statut pour fixer/supprimer le “ statut “ d’une information liée à un équipement de l’installation, tel que :

− Blocage de l’acquisition,

− Blocage d’une sortie.

2.16.2 Séquence de commande

Les mécanismes de sécurité présents dans la séquence de commande garantissent qu’une commande ne peut être exécutée que lorsque le contrôle de critères prédéfinis a été réalisé avec succès. Des verrouillages peuvent être configurés pour chaque en-gin séparément. L’exécution proprement dite de la commande est ensuite surveillée. La séquence complète d’un ordre de commande est brièvement décrite ci-dessous :

Contrôle d’un ordre de commande

• Saisie de la commande, p. ex., par le clavier de commande intégré :

− Vérification du mot de passe → Droit d’accès ;

− Vérification du mode de commande (verrouillé ou non) → clef de déverrouillage.

• Vérifications de commandes configurables :

− Autorisation de manœuvre ;

− Contrôle du sens de la manœuvre (comparaison position finale souhaitée-posi-tion actuelle) ;

− Protection contre les fausses manœuvres, verrouillage de travée (logique par CFC) ;

− Protection contre les fausses manœuvre, verrouillage inter-travées (centralisés par SICAM) ;

− Unicité de la commande (verrouillage de manœuvres parallèles) ;

− Blocage par protection (blocage de manœuvres par fonctions de protection).

• Vérifications de commandes fixes :

− Surveillance du vieillissement de l’ordre (surveillance de la durée entre l’ordre de commande et l’exécution de la commande) :

− Paramétrage en cours (une commande est rejetée ou temporisée lorsque le chargement d’une nouvelle paramétrie est en cours) ;

− Equipement non présent en sortie (lorsqu’un équipement a été configuré, mais n’a pas été affecté à une sortie binaire, la commande est rejetée) ;

− Blocage de sortie (lorsqu’un blocage de sortie a été paramétré et est actif au mo-ment du traitement de la commande, la commande est rejetée) ;

− Défaut matériel d’une carte ;

205Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

− La commande de cet engin est déjà en cours (une seule commande peut être traitée simultanément par engin, blocage d’actionnement double d’un engin) ;

− Contrôle 1–de–n (en cas d’affectations multiples sur un relais de sortie à poten-tiel commun, l’appareil vérifie si un processus de commande a été déjà lancé pour ce relais de sortie).

Surveillance de l’exécution de la commande

− Arrêt d’un processus de commande par une commande d’annulation ;

− Surveillance du temps d’exécution (temps de surveillance du retour de position).

2.16.3 Protection contre les fausses manœuvres

Une protection contre les fausses manœuvres peut être réalisée au moyen d’une logique (CFC) définissable par l’utilisateur. Les contrôles de fausse manœuvres se ré-partissent habituellement au sein d’un système SICAM®/SIPROTEC® en :

• Verrouillages poste (intertravées) vérifiés au sein de l’équipement central (pour les jeux de barres) ;

• Verrouillages de travée vérifiés au niveau de l’équipement de travée (pour le dé-part).

Les verrouillages poste reposent sur l’image du poste dans l’équipement central.

Les verrouillages de travée reposent sur l’image des engins dans la travée (positions).

L’ensemble des contrôles de verrouillage est défini par la logique de verrouillage et par la paramétrie.

Les organes de manœuvre, soumis à un verrouillage poste au niveau de l’équipement central, sont signalés dans l’équipement de travée par un paramètre spécifique (dans la matrice d’affectation).

Pour chaque commande, il est possible de choisir le mode de commande verrouillé (normal) ou déverrouillé (test) :

− Sur l’appareil par modification de paramètre, moyennant l’introduction d’un mot de passe,

− Par un automatisme résultant de conditions de déverrouillage définies par CFC,

− Pour les commandes locales et à distance, via une commande supplémentaire de déverrouillage à partir de Profibus.

206 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2.16.3.1 Commande verrouillée/déverrouillée

Les vérifications de commande paramétrables sont également désignées dans les ap-pareils SIPROTEC® en tant que “ verrouillage standard “. Ces vérifications peuvent être activées via DIGSI® 4 (commande verrouillée) ou désactivées (déverrouillée).

“ Commande déverrouillée ou non verrouillée ” signifie que les conditions de verrouil-lage configurées ne sont pas testées.

“ Commande verrouillée ” signifie que toutes les conditions de verrouillage config-urées sont testées au sein de la vérification de commande. Lorsqu’une condition n’est pas remplie, une signalisation de refus à signe négatif est asjointe à la commande (p. ex. “ BF– ”) et une indication d’exploitation est envoyée à l’écran. Le tableau 2-13 montre les types de commandes possibles pour un engin et les messages correspon-dants.

Dans la signalisation, le signe positif est une confirmation de la commande : le résultat de l’émission de la commande est positif, conforme aux prévisions. Par conséquent, le signe négatif signifie un résultat inattendu, la commande a été rejetée. La figure 2-95 montre à titre d’exemple dans les signalisations d’exploitation de la commande et du retour de position, le déroulement d’une commande du disjoncteur qui s’est déroulée de manière positive.

La vérification des verrouillages peut être configurée de manière distincte pour tous les engins et les marqueurs. Les autres commandes internes, comme la consignation ou l’annulation, ne sont pas vérifiées, c.-à-d. exécutées indépendamment des ver-rouillages.

Figure 2-95 Exemple de signalisation d’exploitation à l’enclenchement du disjoncteur Q0

Tableau 2-13 Types de commande et signalisations correspondantes

Type de commande Commande Cause Signal.

Commande de manœuvre Manœuvre BF BF+/–

Commande de consignation Consignation NF NF+/–

Commande de statut, blocage acquisition Blocage d’acquisi-tion

ES ST+/– *)

Commande de statut, blocage de sortie Blocage de sortie AS ST+/– *)

Commande d’annulation Annulation AB AB+/–*) Ces messages apparaissent sous cette forme à l’écran de l’appareil dans les signalisations d’exploi-tation, sous DIGSI® 4 dans les signalisations spontanées

SIGNAL. EXPLOITATION---------------------19.06.01 11:52:05,625Q0 BF+ ON

19.06.01 11:52:06,134Q0 RM+ ON

207Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

Verrouillage standard

Les verrouillages standard sont les vérifications définies lors de la configuration des entrées et des sorties pour chaque organe de manœuvre.

Un diagramme logique de ces conditions de verrouillage au sein de l’appareil est présenté à la figure 2-96.

.

Figure 2-96 Verrouillages standard

&

≥1

≥1

loc

&dist

&DIGSI

&

&

&

&

≥1

Origine de

Autoris. manœuvre

Blocage prot.

commande déverrouillée

commande verrouillée

Sortie

VOUL = REEL o/nVerrouil.poste o/nVerrouillage travéeo/nBlocage prot. o/nDouble act.blocagej/nAutor. com. LOCALo/nAutor. comm DIST o/n

LOCAL

DIST1),DIGSI

AUTO

Autoris. manœuvre

Mode com. LOCAL

Mode com. DISTANCE

Libération SG OUILibération SG NON

Retour signal. ON/OFF

ON/OFF

Autorisation de manœuvre Mode de commande

EvénementEtat

l’ordre =

VOUL = REEL o/n

sur relais

&

(déverr./verrouillé)

(déverr./verrouillé)

1) Origine de la commande DISTANCE intègre LOCAL.(Commande LOCAL via contrôle-commande de posteCommande DISTANCE à partir d’un centre de conduite vers le contrôle-commande du poste et de là vers l’appareil)

(LOCAL/DISTANCE)DIGSI

dist

local

≥1DIGSI

208 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Les causes de verrouillage configurés peuvent être consultés sur l’écran de l’appareil. Ils sont caractérisés par des lettres, dont la signification est expliquée au tableau2-14 :

La figure 2-97 présente à titre d’exemple les conditions de verrouillage affichables à l’écran de l’appareil pour trois engins, accompagnés des abréviations expliquées dans le tableau 2-14. Toutes les conditions de verrouillage paramétrées sont affichées (voir figure 2-97).

Figure 2-97 Exemple d’affichage des conditions de verrouillage configurées

Logique d’autorisa-tion par CFC

Pour les verrouillages de travée, une logique d’autorisation peut-être développée via CFC. En fonction des conditions de libération remplies ou pas, l’information com-mande « possible ” ou « bloquée par verrouillage de travée ” est mise à disposition (p. ex. objet «Libération SG OUI ” et “ Libération SG NON ” avec les valeurs : APPA-RAIT/ DISPARAIT).

Tableau 2-14 Identifications des verrouillages

Identifications de verrouillage Abréviation Affichage éc-ran

Autorisation de manœuvre SV S

Verrouillage poste AV A

Verrouillage de travée FV F

ETAT VOULU = ETAT ACTUEL (Vérification du sens de la la commande)

SI I

Blocage par protection SB B

Q8 ON/HORS S – F I B

VERROUILLAGE 01/03--------------------Q0 EN/HORS S – F I B Q1 EN/HORS S – F I B

209Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

2.16.4 Enregistrement/acquittement de commande

Pendant le traitement de la commande, les retours de signalisation de commande et de l’installation sont envoyés pour le traitement des signalisations indépendamment de l’attribution et du traitement ultérieur des signalisations. Ces signalisations compor-tent ce que l’on appelle une “ information d’origine ”. Après avoir procédé à l’affecta-tion appropriée (paramétrie), ces signalisations sont introduites dans le registre des signalisations d’exploitation.

Acquittement de commande sur l’ap-pareil

Tous les messages pourvus de l’information d’origine VQ_ORT génèrent une informa-tion de commande correspondante qui est affichée dans le champ de texte de l’écran.

Acquittement des commandes sur LOCAL/DISTANT/Digsi

Les message pourvus de l’information d’origine VQ_LOCAL/DISTANT/DIGSI doivent être envoyés à l’initiateur de la commande indépendamment de l’affectation (config-uré sur l’interface série).

Par conséquent, l’acquittement de commande n’est pas réalisé comme pour la com-mande locale par une information de commande, mais bien par la signalisation de commande et le retour normal de signalisation.

Surveillance du re-tour de position

Le traitement des commandes exécute une surveillance dans le temps du retour de position de chaque commande en cours. Parallèlement à la commande, un temps de surveillance est démarré (surveillance du temps d’exécution de la commande) et con-trôle si l’appareil a atteint la position finale souhaitée avant l’expiration du temps en question. Le temps de surveillance prend fin à l’acquisition du retour de position. Si le retour de position n’arrive pas, une information de commande est affichée “ Tps RM écoulé “ et la commande en cours est arrêtée.

Les commandes et leurs retours de position sont également enregistrés dans les sig-nalisations d’exploitation. L’exécution de commande est normalement arrêtée par l’acquisition du retour de position (RM+) de l’engin concerné ou, dans le cas de com-mandes sans retour de position, par une signalisation envoyée après la fin de l’émis-sion de l’ordre.

Dans le retour de position, le signe positif signifie l’acquittement de la commande. La commande a été clôturée de manière positive, c.-à-d. comme escompté. De la même manière, le signe négatif indique une sortie négative, inattendue.

Emission de commande/amorçage de relais

Les types de commande nécessaires à l’enclenchement et au déclenchement des or-ganes de manœuvre ou à l’ordre d’augmenter ou de diminuer le plot d’un transforma-teur sont définis pendant l’étude, voir le manuel système SIPROTEC® 4, n° de référence E50417–H1100–C151.

210 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1




Niv. accès Niveau d'accès

Ctrl Dist. Contrôle à distance

NivAcPlace Niveau d'accès : sur place

211Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

2 Fonctions

212 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Montage et mise en service 3Le présent chapitre est destiné au metteur en service expérimenté. Celui-ci doit con-naître la mise en service d'équipements de protection et de commande, l’exploitation d’un réseau et les règles et prescriptions de sécurité. Il se peut que le matériel doive être adapté aux données de l’installation. L'équipement à protéger (ligne, transfor-mateur, etc.) doit être sous tension pour les contrôles au primaire.

3.1 Montage et connexion 214

3.2 Contrôle des connexions 234

3.3 Mise en service 239

3.4 Préparation finale de l’appareil 265

213Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

3 Montage et mise en service

3.1 Montage et connexion

Condition Les données nominales de l'appareil ont été contrôlées et leur concordance avec les données de l’installation a été vérifiée.

3.1.1 Montage

Montage encastré Retirer les 4 caches aux coins de la face avant. Les 4 percements de la cornière de fixation sont ainsi accessibles.

Enfoncer l'appareil dans la découpe du panneau de commande et le fixer avec 4 vis. Pour le plan d'encombrement, voir section 4.15, figure 4-13.

Remonter les 4 caches.

Raccorder la terre de travail de l'appareil à l’arrière à une terre de protection de faible impédance au moyen d’une vis de pas maximum M4. La section du conduc-teur utilisé à cet effet doit correspondre à la section maximale raccordée, avec un minimum de 2,5 mm2.

Raccorder aux bornes enfichables ou à visser situées à l’arrière du boîtier con-formément au schéma de raccordement.Dans le cas de raccords à vis, il convient de serrer la vis de telle manière que sa tête se retrouve au même niveau que l’arête extérieure du module de connexion avant d’introduire le fil et ce aussi bien en utilisant des buselures qu’en raccordant une extrémité libre. Avec des souliers de câbles, ceux-ci doivent être centrés dans la chambre de con-nexion pour que le filet de la vis corresponde au trou du soulier de câble. Les indications concernant les sections maximales, les couples de serrage, les rayons de courbure et la décharge de traction qui figurent dans le manuel du système (référence E50417–H1100–C151) doivent impérativement être ob-servées. Les instructions succinctes qui accompagnent l'appareil contiennent également des consignes.

Avertissement ! Le fonctionnement sans problème et sûr de l'appareil présuppose un transport, un stockage, une installation et un montage corrects, dans le respect des avertisse-ments et des consignes figurant dans le manuel de l'appareil.

Il convient d'observer en particulier les prescriptions générales d'installation et de sécurité relatives aux postes à courant fort (p. ex. DIN, VDE, EN, CEI ou toutes au-tres prescriptions nationales et internationales). Un non-respect de ces consignes peut entraîner la mort, des blessures corporelles ou des dégâts matériels con-sidérables.

214 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 3-1 Montage encastré d’un 7UT612

Montage en châs-sis et en armoire

2 supports de fixation sont nécessaires pour monter un appareil dans un châssis ou une armoire. Les numéros de référence sont spécifiés en annexe, sous la section A.1.1.

Il faut commencer par démonter les deux supports du châssis ou de l’armoire en desserrant les 4 vis de fixation de ces supports.

Retirer les 4 caches aux coins du panneau frontal. Les 4 percements dans la cornière de fixation sont ainsi accessibles.

Fixer l'appareil sur les supports avec 4 vis. Pour le plan d'encombrement, voir la section 4.15, figure 4-15.

Remonter les 4 caches.

Resserrer à fond les 8 vis des équerres en L du châssis ou de l'armoire.

Raccorder la terre de travail de l’appareil à l’arrière à une terre de protection de faible impédance au moyen d’une vis de pas minimum M4. La section du conduc-teur utilisé à cet effet doit correspondre à la section maximale raccordée, avec un minimem de 2,5 mm2.

Raccorder aux bornes enfichables ou à visser situées à l’arrière du boîtier con-formément au schéma de raccordement. Dans le cas de raccords à vis, il convient de serrer la vis de telle manière que sa tête se retrouve au même niveau que l’arête extérieure du module de connexion avant d’introduire le fil et ce aussi bien en utilisant des buselures qu’en raccordant une extrémité libre. Avec des souleirs de câble, ceux-ci doivent être centrés dans la chambre de con-nexion pour que le filet de la vis corresponde au trou du soulier de câble. Les indications concernant les sections maximales, les couples de serrage, les

SIEMENS SIPROTEC

1 2

6

3

+/-0

54

7 8 9

7UT612 RUN ERROR

MENU

ESCLED ENTER

F4

F1

F2

F3

Signalisations

Val. mes.

MENU PRINCIPAL 01/05

Signalisations 1Valeurs de mesure 2

Trou de fixation

Signal. de défaut

215Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


rayons de courbure et la décharge de traction qui figurent dans le manuel du système (référence E50417–H1100–C151) doivent impérativement être ob-servées. Les instructions succinctes qui accompagnent l'appareil contiennent également des consignes.

Figure 3-2 Montage d’un 7UT612 en châssis ou en armoire

Montage en saillie Fixer l'appareil au panneau de commande à l'aide de 4 vis. Pour le plan d'encom-brement, voir la section 4.15, figure 4-14.

Relier la borne de mise à la terre de l'appareil à la terre de protection du panneau de commande. La section du conducteur utilisé à cet effet doit correspondre à la section maximale raccordée, avec un minimum de 2,5 mm2.

Raccorder la terre de travail de l’appareil sur la face latérale à une terre de pro-tection de faible impédance (section du conducteur > 2,5 mm2) au moyen d’une vis de pas minimum M4.

Raccorder sur les bornes à visser conformément au schéma de raccordement et connecter les fibres optiques sur la face inclinée. Les indications concernant les sections maximales, les couples de serrage, les rayons de courbure et la dé-charge de traction qui figurent dans le manuel du système (référence E50417–H1100–C151) doivent impérativement être observées. Les instructions succinctes qui accompagnent l'appareil contiennent également des consignes.

SIEMENS SIPROTEC

1 2

6

3

+/-0

54

7 8 9

7UT612 RUN ERROR

MENU

ESCLED ENTER

F4

F1

F2

F3

Signalisations

Val. mes.

MENU PRINCIPAL 01/05

Signalisations 1Valeurs de mesure 2

Support de fixation

Support de fixation

Signal. de défaut

216 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


3.1.2 Variantes de connexion

Voir l’annexe A.2 pour les plans d’ensemble. L’annexe A.3 contient des exemples de connexion pour les transformateurs de courant. Il convient de contrôler que les réglages des paramètres de configuration (section 2.1.1) et les données de l’installa-tion (section 2.1.2) correspondent à l’équipement à protéger et à ses raccords:

Equipement à pro-téger

Le réglage de l’OBJET PROTEGE (adresse 105) doit correspondre à l’équipement à protéger. Un réglage incorrect peut entraîner des réactions imprévisibles de l'appa-reil.

Veillez à régler OBJET PROTEGE = Autotransfo et non Transfo triph. pour les autotransformateurs. Avec Transfo mono., la phase centrale L2 reste libre.

Courants Le raccordement des transformateurs de courant à l'appareil est tributaire de l'appli-cation visée.

Dans le cas d'un raccordement triphasé, chacun des trois courants de phase est af-fecté aux côtés de l’équipement à protéger. Pour des exemples de connexion con-cernant les différents équipements à protéger, voir l'annexe A.3, figures A-3 à A-6 et A-9 à A-13.

Dans le cas d'un raccordement biphasé d'un transformateur monophasé, la phase centrale (IL2) reste libre. La figure A-7 de l’annexe A.3 présente un exemple de con-nexion. Si un seul transformateur de courant est présent, les deux phases (IL1 et IL3) sont malgré tout utilisées comme à la figure A-8 de la page de droite.

Dans le cas d'une protection différentielle monophasée pour jeux de barres, chaque entrée de mesure (sauf I8) est affectée à une travée du jeu de barres. La figure A-14 à l’annexe A.3 présente un exemple pour une phase ; les autres doivent être con-nectées en conséquence. Si l'appareil est raccordé via un transformateur de mixage, se référer à la figure A-15. Dans ce dernier cas, notez que le courant nominal de sor-tie du transformateur de mixage est normalement égal à 100 mA; les entrées de mesure de l'appareil doivent être adaptées en conséquence (voir aussi la section 3.1.3).

L'affectation des entrées de courant I7 et I8 doit être vérifiée. Les raccords sont aussi fonction de l'application et sont pris en compte dans certains exemples (p. ex. fig-ures A-4 à A-7 et A-11 à A-15).

Vérifiez aussi les données nominales et les facteurs d'adaptation des transforma-teurs de courant.

Les affectations des fonctions de protection aux côtés doivent être cohérentes. Cela concerne en particulier la protection contre les défaillances du disjoncteur dont le point de mesure (côté) doit coïncider avec le côté du disjoncteur à surveiller.

Entrées et sorties binaires

Les raccordements côté installation sont alignés sur les possibilités d'affectation des entrées et sorties binaires, ils sont donc adaptés individuellement au poste. L’affec-tation par défaut des entrées et sorties de l'appareil à la livraison est expliqué aux tableaux A-2 et A-3 de l’annexe A.5. Vérifiez également que les bandelettes de repérage en face avant correspondent aux signalisations affectées.

Ici aussi, il est particulièrement important que, le cas échéant, les retours de position du disjoncteur à surveiller qui sont employées pour la protection contre les défail-lances du disjoncteur (contacts auxiliaires) soient reliées aux entrées binaires adéquates correspondant au côté affecté de la protection contre les défaillances.

217Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Commutation des jeux de paramètres

Si la commutation des jeux de paramètres doit être exécutée via des entrées bi-naires, respecter les points suivants :

• 2 entrées binaires doivent être disponibles pour la commande de 4 jeux de paramètres possibles. Elles sont désignées par “>Sél. Jeu Par-1“ et “Sél. Jeu Par-2” et doivent être affectées à 2 entrées binaires physiques afin de pou-voir être commandés.

• Pour la commande de 2 jeux de paramètres, une seule entrée binaire suffit, à savoir “>Sél. Jeu Par-1”, car l'entrée binaire non affectée “Sél. Jeu Par-2” est alors réputée non commandée.

• Les signaux de commande doivent être présents en permanence pour que le jeu de paramètres choisi soit et demeure actif.

L'affectation des entrées binaires aux jeux de paramètres A à D est indiquée dans le tableau 3-1 alors que la figure 3-3 illustre un exemple de raccordement simplifié. L'exemple présuppose que les entrées binaires fonctionnent en logique de travail, c'est-à-dire qu'elles sont activées en présence d'une tension (actives à l'état H).

non= pas activée oui= activée

Figure 3-3 Schéma électrique (exemple) pour une commutation de jeux de paramètres via des entrées binaires

Surveillance du circuit de dé-clenchement

S'assurer que 2 entrées binaires ou une entrée binaire et une résistance équivalente R sont mises en série. Le seuil d’activation des entrées binaires doit donc rester clairement en-dessous de la moitié de la valeur nominale de la tension continue de commande.

Tableau 3-1 Choix des paramètres (commutation des jeux de paramètres) via des entrées bi-naires

Entrée binaire actif>Choix param.1 >Choix param.2

non non Groupe A

oui non Groupe B

non oui Groupe C

oui oui Groupe D

ABCD

L–L+

Commutateurjeu de paramètres

ABCD L–

L+

7UT612

>Choix param.N° fonction 7

>Choix param.N° fonction 8

218 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Si deux entrées binaires sont utilisées pour la surveillance du circuit de déclenche-ment, les entrées affectées à cette surveillance doivent être libres de potentiel, c'est-à-dire non reliées à un commun.

Avec une seule entrée binaire, une résistance équivalente R doit être insérée (voir la figure 3-4). Cette résistance R est intégrée dans le circuit du second contact aux-iliaire du disjoncteur (Cont.Aux.2). La résistance doit être dimensionnée de telle sorte que, avec un disjoncteur déclenché (Cont.Aux.1 ouvert et Cont.Aux.2 fermé) la bobine du disjoncteur (BD) ne soit plus excitée et que l'entrée binaire (EB1) soit tou-jours activée avec le relais de commande ouvert simultanément.

Figure 3-4 Surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire — Exemple pour circuit de déclenchement 1

Pour le dimensionnement, il en résulte une valeur limite supérieure Rmax et une valeur limite inférieure Rmin, à partir desquelles la moyenne arithmétique R doit être choisie comme valeur optimale :

Pour que la tension minimale d’activation de l'entrée binaire soit garantie, nous ob-tenons pour Rmax :

Pour que la bobine du disjoncteur ne reste pas excitée dans le cas ci-dessus, nous obtenons pour Rmin :

IEB (HIGH) Courant constant avec EB activée (= 1,7 mA)

UEB min Tension d’activation minimale pour EB (= 19 V par défaut à la livraison pour des tensions nominales 24/48/60 V; 73 V par défaut à la livraison pour des tensions nominales 110/125/220/250 V)

UTC Tension de commande du circuit de déclenchement

RBD Résistance ohmique de la bobine du disjoncteur

UBD (BAS) Tension maximale à la bobine du disjoncteur sans entraîner de déclenchement

L–

L+

CR

ContA2ContA1

UEB

UTc 7UT612

7UT612

BDDisj.

Légende :

CR — Contact du relais de commandeDisj — Disjoncteur BD — Bobine de déclenchement de disjoncteurContA1— Contact auxiliaire de disjoncteur (contact NO) ContA2— Contact auxiliaire de disjoncteur (contat NF)R — Résistance équivalente

UTc — Tension de commande (tension déclenchement) UEB — Tension d’entrée pour entrée binaire

R

>SurCirDéRelCmdN° fonction 6852

RRmax Rmin+

2---------------------------------=

RmaxUSt UEB min–

IEB haut( )----------------------------------- RLSS–=

Rmin RLSSUSt UBD (BAS)–

UBD (BAS)---------------------------------------- ⋅=

219Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


S'il ressort du calcul que Rmax < Rmin, le calcul doit être recommencé avec le seuil d’activation UEB min inférieur suivant et ce seuil doit être adapté dans l'appareil à l'aide d'un ou plusieurs cavaliers (voir la section 3.1.3).

Pour la puissance absorbée de la résistance, appliquer :

Exemple:

Rmax = 53 kΩ

Rmin = 27 kΩ

La valeur normalisée 39 kΩ la plus proche est sélectionnée; pour la puissance, ap-pliquer :

PR ≥ 0,3 W

Thermobox Si la protection de surcharge fonctionne en tenant compte de la température du flu-ide de refroidissement (protection de surcharge avec calcul du point chaud), un ou plusieurs Thermobox 7XV5662 peuvent être reliés à l'interface de service (port C).

IEB (HAUT) 1,7 mA (du SIPROTEC® 7UT612)UEB min 19 V par défaut à la livraison pour des tensions nominales de 24/48/60 V (de l’appareil

7UT612) 73 V par défaut à la livraison pour des tensions nominales 110/125/220/250 V (de l’appareil 7UT612)

UTC 110 V (du poste / circuit de déclenchement)

RBD 500 Ω (du poste / circuit de déclenchement)

UBD (BAS) 2 V (du poste / circuit de déclenchement)

PR I2 R⋅USt

R RLSS+------------------------

2R⋅= =

Rmax110 V 19 V–

1,7 mA---------------------------------- 500 Ω–=

Rmin 500 Ω 110 V 2 V–2 V

------------------------------ ⋅=

RRmax Rmin+

2-------------------------------- 40 kΩ= =

PR110 V

39 kΩ 0,5 kΩ+---------------------------------------- 2

39 kΩ⋅=

220 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


3.1.3 Adaptation du matériel

3.1.3.1 Généralités

Une adaptation ultérieure du matériel aux conditions de l’installation peut s'avérer nécessaire, par exemple pour la tension d’activation des entrées binaires ou la ter-minaison d'interfaces à bus. Si des adaptations sont réalisées ou que des modules d'interface sont remplacés, il faut en tout état de cause respecter les indications des sections 3.1.3.2 à 3.1.3.5.

Tension auxiliaire Il existe plusieurs plages de tension d'entrée pour la tension auxiliaire (voir les références de commande à l'annexe A.1). Les exécutions pour 60/110/125 Vcc et 110/125/220/250 Vcc / 115/230 Vca peuvent être converties en changeant des cav-aliers. L'affectation de ces cavaliers aux plages de tension nominale et leur emplace-ment sur le circuit imprimé sont décrits plus en détail à la section 3.1.3.3 sous le titre „Carte processeur A–CPU“. À la livraison de l'appareil, tous les cavaliers sont réglés correctement en fonction des indications de la plaque signalétique et ne doivent pas être modifiés.

Courants nominaux Les convertisseurs d'entrée de l'appareil sont réglés en commutant la charge sur un courant nominal de 1 A ou de 5 A. La position des cavaliers est réglée en usine en fonction des indications de la plaque signalétique, et ce, pour les entrées de courant I1 à I7; I8 est indépendante du courant nominal.

Si les jeux de transformateurs de courant possèdent des courants nominaux secon-daires différents aux côtés de l’équipement à protéger et/ou à l’entrée de courant I7 ceux-ci doivent être adaptés dans l'appareil. Ceci vaut aussi pour les transforma-teurs de courant des différentes travées du jeu de barres dans le cas d'une protec-tion différentielle monophasée pour jeux de barres. Si une telle protection est dotée de transformateurs de mixage, les courants nominaux des entrées de courant I1 à I7 sont habituellement égaux à 100 mA.

L'affectation des cavaliers en fonction du courant nominal et leur emplacement sont décrits plus en détail à la section 3.1.3.3 sous le titre “ Carte d’entrée/sortie A–I/O–3 “.

Si des modifications sont apportées, ne pas oublier de les transmettre à l'appareil :

− Dans le cas d'applications triphasées et de transformateurs monophasés, sous l'adresse 203 IN-SEC TC C1 pour le côté 1 et l’adresse 208 IN-SEC TC C2 pour le côté 2 dans les données de l’installation (voir section 2.1.2 sous le titre „Données de transformateur de courant pour 2 extrémités“, page 24).

− Dans le cas d'applications triphasées et de transformateurs monophasés, sous l'adresse 233 IN-SEC TC I7 pour l’entrée de courant I7 (voir section 2.1.2 sous le titre “ Données de transformateur de courant pour l’entrée de courant I7 “, page 28).

− Dans le cas d'une protection différentielle monophasée pour jeux de barres, sous les adresses 213 IN-SEC TC I1 à 233 IN-SEC TC I7 (voir section 2.1.2 sous le titre “ Données de transformateur de courant avec une protection monophasée pour jeu de barres “, page 26).

L'entrée de mesure de courant I8 est conçue — indépendamment du courant nomi-nal de l'appareil — pour une mesure très sensible du courant (env. 3 mA à 1,6 A).

221Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Tension d’activa-tion pour les en-trées binaires

À la livraison, les entrées binaires sont réglées de manière à fonctionner avec une tension du même ordre que la tension d'alimentation. En cas d'écart des valeurs nominales de la tension de commande côté poste, il peut être nécessaire de modifier le seuil d’activation des entrées binaires.

Pour modifier le seuil d’activation d'une entrée binaire, il faut chaque fois changer un cavalier. L'affectation des cavaliers aux entrées binaires et leur emplacement sont décrits plus en détail à la section 3.1.3.3 sous le titre “ Carte processeur A–CPU “.

Type de contact du relais de sortie

La carte processeur A-CPU comporte deux relais dont les contacts peuvent être réglés au choix sur une position NO ou NF. Pour ce faire, il suffit de changer un cav-alier. L'affectation des cavaliers au type de contact et leur emplacement sont décrits à la section 3.1.3.3 sous le titre “ Carte processeur A–CPU “.

Remplacement d’interfaces

Les interfaces sérielles peuvent être interchangées. Les interfaces concernées et les procédures de remplacement figurent à la section 3.1.3.4 sous le titre “ Remplacement de modules d’interface “.

Terminaison d’in-terfaces à bus

Pour garantir une transmission sûre des données, un bus RS485 doit être terminé au niveau du dernier appareil connecté (ajout d’une résistance de terminaison). À cette fin, des résistances de terminaison pouvant être connectées au moyen de cav-aliers sont prévues sur le circuit imprimé des interfaces. L’emplacement des cava-liers sur le module d'interface est décrit plus en détail à la section 3.1.3.4 sous le titre “ Interface RS485 “.

Pièces de rechange Les pièces qu'il est possible de remplacer sont la batterie tampon, qui permet de conserver les données mémorisées dans la mémoire vive en cas d'interruption de la tension d'alimentation, et le microfusible de l'alimentation interne. Pour leur em-placement, voir la figure 3-6 . Les données relatives au fusible sont gravées sur la carte, à côté du fusible. En cas de remplacement, observer les indications du man-uel du système (référence E50417–H1100–C151) sous “ Maintenance “.

Note :

Si des entrées binaires sont employées pour la surveillance du circuit de déclenche-ment, il faut s'assurer que deux entrées binaires (ou une entrée binaire et une résis-tance équivalente) sont mises en série. Le seuil d’activation doit rester clairement en-dessous de la moitié de la tension de commande nominale.

222 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


3.1.3.2 Démontage de l’appareil

Pour procéder à des interventions sur les circuits imprimés (contrôle ou changement de cavaliers, remplacement de cartes, remplacement de la batterie tampon ou du microfusible), procéder comme suit :

Préparer le plan de travail : placer les éléments sensibles aux décharges électrosta-tiques (CSDE) sur un support adéquat. En outre, utiliser les outils suivants:

− un tournevis avec une largeur de tête de 5 à 6 mm,

− un tournevis cruciforme Pz de 1,

− une clé à douille de 4,5 mm.

Sur la face arrière, desserrer les vis du connecteur DSUB à l'emplacement „A“.Cette mesure est supprimée dans le cas de la variante pour montage en saillie.

Si, en plus de l'interface de l'emplacement " A ", l'appareil est équipé d'autres inter-faces aux emplacements " B " et/ou " C ", les vis placées en diagonale doivent tou-jours être desserrées. Cette mesure est supprimée dans le cas de la variante pour montage en saillie.

Enlever les caches sur le panneau frontal de l'appareil et desserrer les vis qui sont ainsi accessibles.

Retirer le panneau frontal et le rabattre prudemment sur le côté.

Avertissement ! Les étapes suivantes présupposent que l'appareil n'est pas opérationnel. En raison des risques liés à des tensions dangereuses et à des rayonnements laser, l'appareil ne peut être connecté ni à une tension auxiliaire ni à des grandeurs de mesure ou des fibres optiques !

Attention ! Une modification d'éléments d'un circuit imprimé concernant les données nominales de l'appareil implique que la désignation de commande (MLFB) et les valeurs nom-inales indiquées sur la plaque signalétique ne correspondent plus à l'appareil. Si une telle modification s'impose à titre exceptionnel, il est indispensable de le signaler clairement et visiblement sur l'appareil. Des étiquettes autocollantes pouvant servir de plaque signalétique complémentaire sont disponibles à cet effet.

Attention ! Il convient impérativement d'éviter les décharges électrostatiques par les raccords des composants, des bandes conductrices et des broches de connecteurs en touchant au préalable des pièces métalliques mises à la terre. Ne pas enficher ou retirer des connexions d'interface sous tension !

223Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Pour la disposition des cartes, voir la figure 3-5.

Déconnecter le câble plat entre la carte processeur A-CPU ( ) et la face avant. Pour ce faire, appuyer sur les blocages mécaniques en haut et en bas du connecteur pour libérer la fiche du câble plat.

Déconnecter le câble plat entre la carte processeur A-CPU ( ) et la carte d'entrée/sortie A-I/O-3 ( ).

Retirer les cartes et les poser sur un support pour composants sensibles aux dé-charges électrostatiques (CSDE). Dans le cas de la variante d'appareil pour montage en saillie, il faut une certaine force pour retirer la carte processeur A-CPU en raison de la présence des connect-eurs.

Contrôler et, le cas échéant, changer ou enlever les cavaliers conformément aux fig-ures 3-6 et 3-7 et aux explications ci-dessous.

Figure 3-5 Vue de face après enlèvement de la face avant (vue simplifiée et réduite)

Empl. 5 Empl. 19

EB1 àEB3

1

2 Carte d’entrée/sortie A–I/O–3Carte processeur A–CPU

Entrées binaires

1 2

224 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


3.1.3.3 Cavaliers sur circuits imprimés

Carte processeur A–CPU

La topologie du circuit imprimé de la carte processeur A–CPU est représentée à la fig-ure 3-6.

La tension nominale réglée pour l'alimentation électrique intégrée est contrôlée en fonction du tableau 3-2, les tensions d’activation choisies pour les entrées binaires EB1 à EB3 selon le tableau 3-3 et le type de contact des sorties binaires SB1 et SB2 est contrôlé selon le tableau 3-4.

Figure 3-6 Carte processeur A–CPU (sans module d’interface) avec représentation des cavaliers nécessaires à la véri-fication des réglages

F1

Synchron.du temps(Port A)

Interface utilisateur

G1

+ –

Serre-câble

Batterie

Fusible

X23

LH

X21

LH

LH

X22

31

X51

2

X533 12

X52

12

34

T 2,0H250V

X41

1 23

X42

1 23

frontale.

225Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


1) Par défaut à la livraison pour des appareils présentant des tensions nominales d’alimentation de 24 à 125 Vcc 2) Par défaut à la livraison pour des appareils présentant des tensions nominales d’alimentation de 110 à 220 Vcc, de 115 à 230 Vca

Tableau 3-2 Position des cavaliers pour la tension nominale de l’alimentation électrique in-tégrée sur la carte processeur A–CPU

Cava-lier

Tension nominale

DC 24 à 48 V DC 60 à 125 V DC 110 à 250 V, AC 115 à 230 V

X51 non équipé 1–2 2–3

X52 non équipé 1–2 et 3–4 2–3

X53 non équipé 1–2 2–3

Tableau 3-3 Position des cavaliers pour les tensions d’activation des entrées binaires EB1 à EB3 sur la carte processeur A–CPU

Entrée binaire Cavalier Seuil 17 V 1) Seuil 73 V 2)

EB1 X21 1–2 2–3

EB2 X22 1–2 2–3

EB3 X23 1–2 2–3

Tableau 3-4 Position des cavaliers pour le type de contact des relais de SB1 et SB2 sur le module processeur A–CPU

pour Cavalier Position de repos ouverte(Contact NO)

Position de repos fermée(Contact NF)

Par défaut à la livraison

SB1 X41 1–2 2–3 1–2

SB2 X42 1–2 2–3 1–2

226 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Carte d’entrée/sor-tie A–I/O–3

La topologie du circuit imprimé pour la carte d’entrée/sortie A–I/O–3 est représentée à la figure 3-7.

Figure 3-7 Carte d’entrée/sortie A–I/O–3 avec représentation des cavaliers nécessaires à la vérification des réglages

Les courants nominaux réglés pour le convertisseur d'entrée de courant sont con-trôlés sur la carte d'entrée/sortie A-I/O-3.

Par défaut, tous les cavaliers (X61 à X70) sont uniformément réglés pour un courant nominal (selon la désignation de commande de l'appareil). Il est toutefois possible de modifier les courants nominaux pour chaque convertisseur d'entrée.

Pour ce faire, il convient de changer en conséquence les cavaliers situés près des convertisseurs et les cavaliers supplémentaires X68 à X70. Le tableau 3-5 présente l'affectation des cavaliers aux entrées de mesure de courant.

I8

IL2S2

IL3S2

IL1S2

5A1A

0.1AX

61

X68

5A5A X70 1A

X64

5A1A

0.1A

X63

5A1A

0.1A

X69

5A

5A1A

0.1AX

62

I7

IL2S1

IL3S1

IL1S1

X67

5A1A

0.1A

5A1A

0.1AX

65

5A1A

0.1AX

66

0.1Acourantnominal

I7

1A0.1A

courantnominal

1A0.1A

courantnominal

undef undef

côté 2

côté 1

I4I5

I6

I2 I1

I3

227Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


• Pour des applications triphasées et des transformateurs monophasés: 3 entrées de mesure sont disponibles pour chaque côté. Les cavaliers d'un même côté doivent être mis sur le même courant nominal. En outre, les cavaliers qui sont chaque fois communs (X68 pour le côté 1 et X69 pour le côté 2) doivent être réglés sur le même courant nominal. Pour l’entrée de courant I7, le cavalier individuel et le cavalier commun doivent être mis sur le même courant nominal.

• Pour une protection monophasée de jeux de barres : Chaque entrée peut être réglée individuellement. X68 n'est mis sur le même cou-rant nominal que si les entrées de mesure I1 à I3 possèdent un courant nominal identique. X69 n'est mis sur le même courant nominal que si les entrées de mesure I4 à I6 possèdent un courant nominal identique. Si des courants nominaux différents sont valables à l'intérieur des groupes d'en-trées, le cavalier commun correspondant est réglé sur „indef“. Si des transformateurs de mixage à sortie de 100 mA sont installés en amont, les cavaliers sont enfichés sur " 0.1A " pour toutes les entrées de mesure, y compris celles des cavaliers communs.

Tableau 3-5 Affectation des cavaliers aux entrées de mesure pour le courant nominal

Application Cavaliers

triphasé monophasé individuel commun

IL1S1 I1 X61

X68IL2S1 I2 X62

IL3S1 I3 X63

IL1S2 I4 X65

X69IL2S2 I5 X66

IL3S2 I6 X67

I7 I7 X64 X70

I8 I8 — —

228 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


3.1.3.4 Modules d’interface

Remplacement de modules d’interface

Les modules d'interface se trouvent sur la carte processeur A-CPU. La figure 3-8 montre la disposition des modules sur le circuit imprimé.

Figure 3-8 Carte processeur A–CPU avec modules d’interface

Respecter les consignes suivantes :

• Le remplacement d'un module d'interface n'est possible que sur des appareils in-stallés dans un boîtier encastrable. Les appareils montés dans un boîtier en saillie ne peuvent être modifiés qu'en usine.

• Seuls peuvent être utilisés des modules d'interface correspondant aux codes de référence attribuables à l'appareil en usine (voir aussi l'annexe A.1).

B

C

Interface système

Interface de service/

Emplacement(panneau arrière

Thermobox

du boîtier)

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• Le cas échéant, la terminaison des interfaces à bus selon le titre „Interface RS485“ doit être garantie.

Les références de commande des modules de rechange sont spécifiés en annexe, sous la section A.1.1 Accessoires.

Interface RS232 L'interface RS232 peut être reconfigurée en interface RS485 conformément à la fig-ure 3-10.

La figure 3-8 montre la disposition des modules sur le circuit imprimé de l'A-CPU. La figure 3-9 illustre la position des cavaliers de l'interface RS232 sur le module d'inter-face.

Dans ce cas-ci, les résistances de terminaison ne sont pas nécessaires. Elles sont désactivées d'office.

Tableau 3-6 Modules de rechange pour interfaces en boîtier encastrable

Interface Emplacement Module de rechange

Interface système B

RS232

RS485

Fibre optique 820 nm

Profibus FMS RS485

Profibus FMS simple boucle

Profibus FMS double boucle

Profibus DP RS485

Profibus DP double boucle

Modbus RS485

Modbus 820 nm

DNP 3.0 RS485

DNP 3.0 820 nm

Interface de service/Thermobox C

RS232

RS485

Fibre optique 820 nm

230 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 3-9 Position des cavaliers pour la configuration de l’interface RS232

Le cavalier X11 active le signal d’autorisation d’émettre, essentiel pour la communi-cation par modem. Cela signifie :

Position 2–3 du cavalier: Les signaux de pilotage d’un modem CTS (Clear-To-Send/autorisation d’émettre) selon RS232 ne sont pas disponibles. Cela correspond à une connexion usuelle par coupleur étoile optique ou convertisseur fibres optiques. Ils ne sont pas nécessaires, car la liaison avec les appareils SIPROTEC® se déroule toujours en mode semi-duplex. Il convient d'employer le câble de connexion portant la désignation de commande 7XV5100–4.

Position 1–2 du cavalier: Les signaux du modem sont mis à disposition. Ce réglage peut également être choisi en option pour une connexion RS232 directe entre l'ap-pareil et un modem. Il est alors recommandé d'utiliser un câble de connexion modem RS232 du commerce (adaptateur 9/25 contacts).

Interface RS485 L'interface RS485 peut être reconfigurée en interface RS232 conformément à la fig-ure 3-9.

Dans le cas des interfaces à bus, une terminaison est toujours nécessaire au niveau du dernier appareil connecté sur le bus, cela signifie que des résistances de termi-naison doivent être activées.

Les résistances de terminaison se trouvent sur le module d'interface correspondant, lui-même situé sur la carte processeur A-CPU. La figure 3-8 montre la disposition des modules sur le circuit imprimé de l'A-CPU.

Le module est représenté à la figure 3-10 pour l'interface RS485 et à la figure 3-11 pour l’interface PROFIBUS. Les deux cavaliers d'un module doivent toujours être en-fichés dans le même sens.

À la livraison, les cavaliers sont en général enfichés pour que les résistances de ter-minaison soient désactivées. Exception : S’il est prévu de connecter des Thermobox 7XV566 à l’interface de ser-vice, les résistances de terminaison sont activées pour celle-ci, car c'est le réglage normal pour cette application. Cela ne concerne que le port C pour des appareils

Tableau 3-7 Position des cavaliers pour CTS (autorisation d’émettre) sur le module d’inter-face

Cavalier /CTS de l’interface RS232 /CTS piloté par /RTS

X11 1–2 2–3

X31 32

X101 32

8X

1

32

X121 32

C53207-A324-B180

1

32 X

11

X6X7X4X5

1 32

1

32

X13

Représentation descavaliers par défaut

231Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


portant la désignation de commande 7UT612*–****2–4*** (12e position = 2; 13e po-sition = 4).

Figure 3-10 Position des cavaliers pour la configuration de l’interface RS485

Figure 3-11 Position des cavaliers pour la configuration de l’interface Profibus

Les résistances de terminaison peuvent également être montées en externe (p. ex. sur les connecteurs, voir la figure 3-12). Dans ce cas, les résistances de terminaison se trouvant sur le module d'interface RS485 ou Profibus doivent être désactivées.

Figure 3-12 Terminaison externe de l’interface RS485

X31 32

X101 32

8X

1

32

X121 32

C53207-A324-B180

1

32 X

11

X6X7X4X5

1 32

1

32

X13

CavalierRésistance de terminaison

activée désactivée

X3 2–3 1–2 *)

X4 2–3 1–2 *)

*) Etat à la livraison (exception voir texte)

X33 12

X43 12Cava-

lier

Résistance de terminaison

activée désactivée

X3 1–2 2–3 *)

X4 1–2 2–3 *)

C53207-A322- 2 3 4B100B101

*) Etat à la livraison (exception voir texte)

390 Ω

220 Ω

390 Ω

+5 V

A/A´

B/B´

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3.1.3.5 Assemblage de l’appareil

L'assemblage de l'appareil repose sur les étapes suivantes :

Enfoncer prudemment les cartes dans le boîtier. Pour les emplacements des mod-ules, voir la figure 3-5. Dans le cas de la variante d'appareil pour montage en saillie, il est recommandé d'appuyer, lors de l'enfichage de la carte processeur A-CPU, sur les éclisses métal-liques des cartes afin de faciliter l'enfoncement dans les connecteurs.

Enficher d'abord le connecteur du câble plat sur la carte d'entrée/sortie A-I/O-3, puis sur la carte processeur A-CPU. Veiller à ne déformer aucune broche ! Ne pas forcer !

Enficher le connecteur du câble plat entre la carte processeur A-CPU et la face avant sur le connecteur de la face avant.

Appuyer sur les blocages du connecteur.

Placer la face avant et la refixer au boîtier avec les vis.

Remettre les caches.

Sur la face arrière, revisser les interfaces à fond. Cette mesure est supprimée dans le cas de la variante pour montage en saillie.

233Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


3.2 Contrôle des connexions

3.2.1 Contrôle des connexions des interfaces série

Les tableaux des sections suivantes montrent les brochages des différentes inter-faces série de l'appareil et celui de l'interface de synchronisation temporelle. Pour la position des connexions, voir la figure 3-13.

Figure 3-13 Connecteurs DSUB à 9 contacts

Interface utilisateur

Si le câble de communication conseillé est utilisé (pour la désignation de com-mande, voir l'annexe A.1) la liaison physique correcte entre l'appareil SIPROTEC®4 et l’ordinateur personnel ou l'ordinateur portable est établie automatiquement.

Interface système Pour les modèles à interface série connectée à un système de contrôle/commande, il est indispensable de vérifier la bonne transmission des données. Il est important de procéder au contrôle visuel de l'affectation des canaux d'émission et de récep-tion. Pour les interfaces RS232 et à fibres optiques, chaque liaison est assignée à un sens de transmission. C'est pourquoi l’émission d'un appareil doit être connectée sur la réception de l'autre appareil, et inversement.

La désignation des connexions des câbles de transmission de données est con-forme aux normes DIN 66020 et ISO 2110 : − TxD Emission de données− RxD Réception de données − RTS Demande d’émission − CTS Autorisation d’émettre − GND Terre de signal/masse

Le blindage du câble est mis à la masse aux deux extrémités de la ligne. Dans un environnement fortement exposé aux perturbations électromagnétiques, il est pos-sible de conduire le signal de terre (GND) dans une paire torsadée séparée et indi-viduellement blindée pour améliorer la résistance aux perturbations.

P-Sla

veAM

ERS

232

RS23

2-LWL

RS48

5

16

59

sur la face arrière de l’appareil

59

16

Interface utilisateur sur la face avant de l’appareil

16

59

Interface série

Interface de synchronisationdu temps sur la facearrière de l’appareil(boîtier encastrable)

234 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Terminaison L'interface RS485 peut être reliée à un bus pour le mode semi-duplex avec les sig-naux A/A' et B/B' et le potentiel relatif commun C/C' (TERRE). Il faut vérifier que les résistances de terminaison ne sont connectées que sur le dernier appareil du bus et qu'elles ne le sont pas sur tous les autres appareils du bus. Les cavaliers des résis-tances de terminaison se trouvent sur le module d'interface RS485 (voir la figure 3-10) ou Profibus RS485 (voir la figure 3-11). Les résistances de terminaison peuvent aussi être externes (figure 3-12).

Si le bus est étendu, il faut de nouveau faire attention à bien vérifier que les résis-tances de terminaison ne sont connectées que sur le dernier appareil du bus et qu'elles ne le sont pas sur tous les autres appareils du bus.

Interface de synchronisation du temps

Des signaux de synchronisation du temps de 5 V, 12 V ou 24 V peuvent être traités au choix s'ils sont amenés aux entrées mentionnées au tableau 3-9.

Tableau 3-8 Occupation du connecteur DSUB pour les différentes interfaces

N° bro-che

Interface utilisateur RS232 RS485 Profibus FMS Slave, RS485

Profibus DP Slave, RS485Modbus RS485DNP3.0 RS485

1 Blindage (relié électriquement avec des embases de blindage)

2 RxD RxD — — —

3 TxD TxD A/A' (RxD/TxD–N) B/B' (RxD/TxD–P) A

4 — — — CNTR–A (TTL) RTS (niveau TTL)

5 TERRE TERRE C/C' (TERRE) C/C' (TERRE) TERRE

6 — — — +5 V (charge maximale < 100 mA)

VCC1

7 RTS RTS —*) — —

8 CTS CTS B/B' (RxD/TxD–P) A/A' (RxD/TxD–N) B

9 — — — — —*) La broche 7 transmet toujours le signal RTS au niveau RS232 quand elle est utilisée comme interface RS485. La broche 7 ne peut dès lors pas être raccordée !

Tableau 3-9 Occupation du connecteur DSUB de l’interface de synchronisation du temps

N° bro. Désignation Signification du signal1 P24_TSIG Entrée 24 V

2 P5_TSIG Entrée 5 V

3 M_TSIG Conducteur de retour

4 M_TSYNC*) Conducteur de retour*)

5 SCHIRM Potentiel de blindage

6 — —

7 P12_TSIG Entrée 12 V

8 P_TSYNC*) Entrée 24 V*)

9 SCHIRM Potentiel de blindage*) occupé, mais pas utilisable

235Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Fibres optiques La transmission par fibres optiques est particulièrement insensible aux perturbations électromagnétiques et garantit dès lors une séparation galvanique de la liaison. Les connexions d'émission et de réception sont caractérisées par les symboles de l’émission et de la réception.

Pour la liaison à fibres optiques, la position de signal de repos est préréglée sur " Lumière éteinte ". Si le réglage de la position de repos doit être modifié, utiliser le programme de commande DIGSI® 4, comme expliqué dans le manuel SIPROTEC® (référence E50417–H1100–C151).

Thermobox Si un ou deux Thermobox 7XV5662 sont connectées pour prendre en compte la température de l'huile dans la protection de surcharge avec calcul de point chaud, vérifier cette connexion à l'interface de service (port C).

Vérifier aussi la terminaison : les résistances de terminaison doivent être activées sur l'appareil 7UT612 (voir section 3.1.3.4 sous „Interface RS485“.

Pour de plus amples informations sur le 7XV566, voir les instructions de service cor-respondantes. Vérifier les paramètres de transmission au Thermobox. Outre la vit-esse de transmission et la parité, il est aussi essentiel de contrôler le numéro de bus.

• Connexion de 1 Thermobox 7XV566 : numéro de bus = 0 en mode simplex (à régler sur le 7XV566), numéro de bus = 1 en mode duplex (à régler sur le 7XV566).

• Connexion de 2 boîtes thermiques 7XV566 : numéro de bus = 1 pour le 1er Thermobox (à régler sur le 7XV566 pour RTD1 à 6), numéro de bus = 2 pour le 2e Thermobox (à régler sur le 7XV566 pour RTD7 à 12).

Avertissement ! Rayonnement laser ! Ne pas regarder directement dans les éléments à fibres optiques !

236 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


3.2.2 Contrôle des connexions à l’installation

Avant de mettre l'appareil sous tension pour la première fois, il convient de le laisser pendant au moins deux heures dans le local d'exploitation afin d'équilibrer les températures et d'éviter l'apparition d'humidité et de buée. Le contrôle de connexion est opéré sur l'appareil prêt à fonctionner, avec l”installation déclenchée et mise à la terre.

L’annexe A.3 présente des exemples de connexion pour les transformateurs de cou-rant. Respecter aussi les plans des postes.

Les automates de l'alimentation en tension auxiliaire doivent être déclenchés.

Comparer tous les raccordements des transformateurs de courant aux plans des in-stallations et aux schémas de raccordement :

Mise à la terre des transformateurs de courant correcte ?

Polarité des connexions des transformateurs de courant pour chaque jeu de transformateurs correcte?

Affectation des phases des transformateurs de courant correcte?

Polarité de l'entrée de courant I7 correcte (si elle est utilisée)?

Polarité de l'entrée de courant I8 correcte (si elle est utilisée)?

Vérifier les fonctions des connecteurs d'essai qui sont éventuellement installés pour les besoins des contrôles secondaires. Contrôler en particulier que les circuits sec-ondaires des transformateurs de courant court-circuitent automatiquement en posi-tion " Test ".

Les courts-circuiteurs des connecteurs des circuits de courant doivent être vérifiés. Ceci peut se faire à l'aide d'une valise d’essai secondaire ou de tout autre matériel permettant la vérification de la continuité électrique.

Dévisser la face avant (voir aussi la figure 3-5).

Détacher le câble plat sur la carte d'entrée/sortie A-I/O-3 et sortir la carte jusqu’à ce qu’il n’y ait plus contact avec le connecteur du boîtier.

Vérifier la continuité du côté des connexions pour chaque paire de bornes.

Enfoncer de nouveau la carte fermement ; appuyer précautionneusement sur le câble plat. Veiller à ne déformer aucune broche ! Ne pas forcer !

Avertissement ! Les étapes de contrôle suivantes se déroulent en partie en présence de tensions dangereuses. Elles ne peuvent dès lors être confiées qu'à des personnes dûment qualifiées, connaissant et respectant les consignes de sécurité et les mesures de précaution.

Attention ! L'utilisation de l'appareil sur un chargeur de batterie peut engendrer, si aucune bat-terie n'est branchée, des tensions élevées inadmissibles et endommager l'appareil. Pour les valeurs limites, voir la section 4.1.2 sous Spécifications techniques.

237Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Vérifier de nouveau la continuité du côté des connexions pour chaque paire de bornes.

Replacer la face avant et la revisser.

Placer un ampèremètre dans le circuit d'alimentation en tension auxiliaire ; plage env. 2,5 A à 5 A.

Enclencher l'automate de la tension auxiliaire (alimentation de la protection), con-trôler la tension ainsi que la polarité aux bornes de l'appareil ou aux modules de con-nexion.

La consommation de courant doit correspondre à la consommation de l'appareil au repos. Un bref écart de l'aiguille n'est pas important et indique un pic de courant de charge des capacités mémoire.

Déclencher l'automate pour tension auxiliaire d'alimentation.

Retirer l'ampèremètre ; rétablir le câblage de la tension auxiliaire normal.

Contrôler les raccordements des déclenchements vers les disjoncteurs.

Vérifier les raccordements d’échange d’informations avec d’autres appareils.

Contrôler les raccordements des signalisations.

Remettre les automates sous tension.

238 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

3.3 Mise en service

Lors de contrôles avec une valise d’essai secondaire, s'assurer qu'aucune autre grandeur de mesure n'est appliquée et que les ordres de déclenchement et - le cas échéant - d’enclenchement des disjoncteurs sont interrompus, sauf indication con-traire.

Pour la mise en service, certaines manœuvres sont à effectuer. Les tests décrits partent du principe que celles-ci peuvent être exécutées sans danger. Ils ne sont donc pas considérés comme des contrôles d'exploitation.

Avertissement ! Pendant le fonctionnement d'appareils électriques, certaines pièces de cet appareil sont inévitablement exposées à une tension dangereuse. Une utilisation non con-forme peut dès lors entraîner de graves blessures corporelles ou des dégâts maté-riels considérables.

Les interventions sur cet appareil ne doivent être confiées qu'à un personnel qualifié, connaissant les prescriptions de sécurité et les mesures de précaution applicables ainsi que les avertissements du présent manuel.

Consignes à respecter :

• Avant de brancher n'importe quel câble, l'appareil doit être mis à la terre via une borne de mise à la terre.

• Des tensions dangereuses peuvent être présentes dans toutes les parties du cir-cuit reliées à la tension d’alimentation et aux grandeurs de mesure ou de test.

• Même après avoir débranché la tension d'alimentation, des tensions dangereuses peuvent subsister dans l'appareil (mémoires capacitives).

• Après avoir coupé la tension auxiliaire, il convient d'attendre au moins 10 sec-ondes avant de rétablir la tension auxiliaire pour instaurer les conditions initiales définies.

• Les valeurs limites mentionnées sous les spécifications techniques ne peuvent pas être dépassées, y compris lors d'un test ou d'une mise en service.

DANGER ! Les raccords secondaires des transformateurs de courant doivent être court-circuités à celui-ci avant d'interrompre les circuits de courant de la protection !

En présence d'un commutateur d'essai court-circuitant automatiquement les circuits secondaires des transformateurs de courant, il suffit de mettre celui-ci sur la position " Test " pour autant que les courts-circuiteurs aient été vérifiés au préalable.

Avertissement ! Les essais primaires ne peuvent être exécutés que par des personnes qualifiées, connaissant la mise en service de systèmes de protection, l'exploitation de l'instal-lation et les règles et prescriptions de sécurité (manœuvre, mise à la terre, etc.).

239Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


3.3.1 Mode de test et activation/désactivation du blocage de transmission

Si l'appareil est connecté à un système central de contrôle/commande ou à un dis-positif central d’enregistrement, il est possible d'influencer, pour certains des proto-coles proposés, les informations transmises au système central (voir le tableau " Fonctions dépendant du protocole " en annexe).

Une fois le mode de test activé, les signalisations envoyées par un appareil SIPROTEC®4 au système central sont signalées par l’ajout d’un bit de test afin de reconnaître ces signalisations comme non liées à des défauts réels. En outre, on peut, par l’activation du blocage de transmission, définir qu'aucune signalisation ne soit transmise par l’interface système en mode de test.

La procédure d'activation et de désactivation du mode de test et du blocage de transmission est décrite dans le manuel du système (référence E50417–H1100–C151). Ne pas oublier que, lors de la configuration de l'appareil avec DIGSI® 4, le mode de fonctionnement Online doit être activé pour pouvoir utiliser ces fonctions de test.

3.3.2 Test de l’interface système

Remarques préalables

Si l'appareil est équipé d'une interface système et que celle-ci est utilisée pour as-surer la communication avec un système central de contrôle/commande, le pro-gramme de configuration d'appareils DIGSI® 4 permet de vérifier la transmission correcte des signalisations. Toutefois, cette possibilité de test ne peut en aucun cas être exécutée en service sur une (ou plusieurs) travée(s) sous tension.

Le test d'interface est réalisé avec DIGSI® 4 en mode Online :

Ouvrir le répertoire Online par un double-clic ; les fonctions de commande de l'appareil apparaissent sur l'écran.

Cliquer sur Test; les fonctions possibles pour ce mode apparaissent sur la droite de l'écran.

DANGER !L'émission ou la réception de signalisations par l'interface système au moyen de la fonction de test représente un échange d'informations effectif entre l'ap-pareil SIPROTEC® et le système central de contrôle/commande. Les engins connectés (p. ex. disjoncteurs ou sectionneurs) peuvent de par ce fait être commandés !

Note :

À l'issue du mode de test, l'appareil exécute une routine de redémarrage. Toutes les mémoires tampons de signalisation sont ainsi effacées. Si nécessaire, elles doivent être lues au préalable.

240 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Cliquer deux fois sur Génération de messages. La boîte de dialogue Généra-tion de messages est ouverte (voir figure 3-14).

Constitution de la boîte de dialogue

Dans la colonne Message les textes écran de toutes les signalisations affectées à l'interface système dans la matrice sont visualisés. La colonne Etat CONSIGNE permet de fixer un état pour les signalisations à tester. Selon le type de signalisation, différents champs de saisie sont proposés (p. ex. Message arrive/ Message part). Il suffit de cliquer dans un des champs pour choisir l’état souhaité dans la liste.

Figure 3-14 Boîte de dialogue: Test de l’interface système — Exemple

Modification de l’état de fonction-nement

Quand une des touches de la colonne Action est actionnée pour la première fois, le mot de passe n° 6 (pour les menus de test des composants matériels) est de-mandé. Une fois le mot de passe saisi correctement, les signalisations peuvent être émises individuellement. Pour ce faire, cliquer sur le bouton Envoyer de la ligne correspondante. La signalisation concernée est émise et peut être lue dans les sig-nalisations d’exploitation de l'appareil SIPROTEC® et sur le système central de con-trôle/commande du poste.

Le mot de passe reste actif pour des tests supplémentaires tant que la boîte de dia-logue est ouverte.

Test dans le sens de la signalisation

Pour toutes les informations à transmettre au système central de contrôle/com-mande, veuillez tester les différentes possibilités proposées dans la colonne Etat CONSIGNE de la liste :

assurez-vous que les commandes éventuellement initiées par les tests peuvent être exécutées sans le moindre risque (voir ci-dessus, sous DANGER !).

en regard de la fonction à vérifier, cliquez sur Envoyer et vérifiez que l'information correspondante parvient à la centrale et indique l'effet attendu. Les informations affectées à des entrées binaires (premier caractère " > ") sont également sig-nalées à la centrale dans le cadre de cette procédure. Le fonctionnement des en-trées binaires proprement dites est testé séparément.

241Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Fin de l’opération Pour clôturer le test de l'interface système, cliquez sur Fermer. La boîte de dialogue est fermée, l'appareil lance une routine de redémarrage durant laquelle il n’est, pour un court instant, pas opérationnel.

Test dans le sens des commandes

Les informations dans le sens des commandes doivent être émises par l’équipement central. Il convient de vérifier si l'appareil réagit correctement.

3.3.3 Vérifier les états des entrées/sorties binaires

Remarques préalables

Le DIGSI® 4 permet d’activer individuellement des entrées binaires, des relais de sortie et des LED de l'appareil SIPROTEC®4. Pendant la phase de mise en service, il est ainsi possible de contrôler que les raccordements à l’installation sont corrects. Toutefois, cette possibilité de test ne peut en aucun cas être exécutée " à chaud ".

Note: À l'issue du test des composants matériels, l'appareil exécute une routine de redémarrage. Toutes les mémoires tampons de signalisation sont ainsi effacées. Si nécessaire, les mémoires tampons de signalisation doivent être lues et protégées au préalable à l'aide de DIGSI® 4.

Le test des composants matériels exécuté avec DIGSI® 4 est réalisé en mode On-line :

Ouvrir le répertoire Online par un double-clic ; les fonctions de commande de l'appareil apparaissent sur l'écran.

Cliquer sur Test ; les fonctions possibles pour ce mode apparaissent sur la droite de l'écran.

Cliquer deux fois sur Entrées et sorties de l’appareil dans la liste. La boîte de dialogue du même nom est ouverte (voir la figure 3-15).

Constitution de la boîte de dialogue

La boîte de dialogue est subdivisée en trois groupes : EB pour entrées binaires, SB pour sorties binaires et LED pour diodes lumineuses. À gauche, un bouton correspon-dant est affecté à chacun des groupe. Cliquer deux fois sur ce bouton pour afficher ou masquer les informations relatives au groupe.

Dans la colonne Réel, l'état actuel des différents composants matériels est affiché. Les états sont représentés par des symboles. Les états physiques réels des entrées binaires et des sorties binaires sont représentés par les symboles de contacts ou-verts ou fermés, ceux des diodes lumineuses par le symbole d'une LED éteinte ou allumée.

L'état opposé apparaît toujours dans la colonne Consigne. Les informations sont affichées en texte clair.

La colonne située à l'extrême droite indique les commandes ou signalisations qui sont affectées à chaque composant matériel.

DANGER ! Un changement d’état des contacts ou des entrées du relais simulé avec la fonction d’essai amène effectivement le changement correspondant dans l’ap-pareil SIPROTEC®. Les organes de manœuvre connectés (p. ex. disjoncteurs, sectionneur) sont dès lors manoeuvrés en conséquence !

242 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Figure 3-15 Boîte de dialogue Entrées et sorties de l’appareil — Exemple

Modification de l’état de fonction-nement

Pour modifier l'état de fonctionnement d'une entrée ou d’une sortie, cliquer sur le bouton correspondant dans la colonne Consigne.

Avant l'exécution du premier changement d'état de fonctionnement, le mot de passe n° 6 est demandé (si cette option a été activée lors de la configuration). Le change-ment d'état est exécuté dès que le mot de passe correct a été saisi. Le mot de passe reste actif pour des tests supplémentaires tant que la boîte de dialogue est ouverte.

Test des relais de sortie

Il est possible d'exciter chaque relais de sortie individuellement et de vérifier ainsi le câblage entre les relais de sortie du 7UT612 et l’installation sans devoir générer les signalisations qui leur sont affectées. Dès que le premier changement d'état a été opéré pour un relais de sortie quelconque, tous les relais de sortie sont déconnectés des fonctions de protection de l’appareil et ne peuvent plus être actionnés que par la fonction de test des composants matériels. Cela signifie par exemple qu'un ordre de déclenchement provenant d'une fonction de protection ou qu’une demande de manœuvre sur le clavier de commande n'est pas exécuté.

Assurez-vous que les commandes éventuellement initiées par les relais de sortie peuvent être exécutées sans le moindre risque (voir ci-dessus, sous DANGER!).

Testez chaque relais de sortie via le champ Consigne correspondant de la boîte de dialogue.

Terminez le test (voir sous le titre „Fin de l’opération“), pour éviter de déclencher des manœuvres par inadvertance durant les tests ultérieurs.

Test des entrées binaires

Pour contrôler le câblage entre l’installation et les entrées binaires de la 7UT612, il convient de simuler/générer dans l’installation l’information raccordée et vérifier l’ef-fet sur la protection proprement dite.

Pour ce faire, ouvrir de nouveau la boîte de dialogue Entrées et sorties de l’appareil, afin de contrôler la position physique de l'entrée binaire. Le mot de passe n'est pas encore requis.

Dans l’installation, activez chacune des fonctions ayant un effet sur l’état des en-trées binaires.

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Vérifiez la réaction dans la colonne Réel de la boîte de dialogue. Pour ce faire, la boîte de dialogue doit être actualisée. Les possibilités figurent aussi sous le titre “ Actualisation de l’affichage “.

Pour vérifier malgré tout les effets d'une entrée binaire sans exécuter de manœuvres dans le poste, les entrées binaires individuelles peuvent être commandées avec le test des composants matériels. Dès que le premier changement d'état d’une quelconque entrée binaire est opéré et une fois le mot de passe n° 6 saisi, toutes les entrées binaires sont déconnectées de l’installation et ne peuvent plus être action-nées que par la fonction de test des composants matériels.

Terminer le test (voir sous le titre „Fin de l’opération“).

Test des diodes lumineuses

Les LED peuvent être contrôlées de la même façon que les autres composants d'en-trée/sortie. Dès que le premier changement d'état d’une quelconque diode est opéré, toutes les diodes sont déconnectées des fonctions de protection de l’appareil et ne peuvent plus être actionnées que par la fonction de test des composants maté-riels. Cela signifie par exemple qu'aucune diode ne peut plus être allumée par une fonction de protection ou l'actionnement de la touche acquittement des LED.

Actualisation de l’affichage

Pendant l'ouverture de la boîte de dialogue Menus test matériel, tous les derni-ers états de fonctionnement des composants matériels sont lus et visualisés. L'af-fichage est actualisé :

− pour les différents composants matériels, si une demande de changement d'état de fonctionnement a été correctement exécutée,

− pour tous les composants matériels en cliquant sur le bouton Actualiser,

− pour tous les composants matériels via une actualisation cyclique (temps de cycle de 20 secondes), en cochant l'option Actualisation cyclique.

Fin de l’opération Pour clôture le test des composants matériels, cliquer sur Fermer. La boîte de dia-logue est fermée. Tous les composants matériels sont ainsi remis dans l'état de fonc-tionnement prescrit pour les conditions d'utilisation de l'équipement, l'appareil se met alors brièvement hors service pendant l'exécution d’une routine de redémar-rage.

3.3.4 Vérification de la consistance des réglages

L’appareil 7UT612 contrôle la consistance des réglages pour les fonctions de protec-tion ainsi que celle des paramètres de configuration correspondants et signale lorsque les réglages sont contradictoires. Par exemple, la protection différentielle de terre ne peut être activée lorsqu’aucune entrée de mesure n’est affectée au courant de point neutre circulant entre le point neutre de l’équipement à protéger et le sectionneur de terre.

Assurez-vous au moyen des signalisations d’exploitation ou des signalisations spon-tanées qu’aucune information d’inconsistance de ce type n’est présente. Ces signali-sations sont reprises dans le tableau 3-10.

244 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Assurez-vous également au moyen des signalisations d’exploitation ou des signalisa-tions spontanées, qu’aucun autre message d’erreur de l’appareil n’est présent.

3.3.5 Tests pour la protection contre les défaillances du disjoncteur

Lorsque l’appareil dispose d’une protection contre les défaillances du disjoncteur et que celle-ci est utilisée, l’intégration de cette fonction de protection dans l’installation doit être testée en pratique.

Etant donné la diversité des applications possibles et des configurations d’installation possibles, il est impossible de décrire de manière détaillée les tests nécessaires. De toute manière, il convient de tenir compte de la situation locale et des plans d’installa-tion et de protection.

Tableau 3-10 Signalisations d’inconsistance

Signalisation FNr Signification Voir aussi chapitre

Erreur1A/5AFaux 00192 Réglage inconsistant des courants nominaux secondaires sur les cartes E/S A–I/O–3

2.1.23.1.3.3

Diff fact-TC>< 05620 L’adaptation du transformateur de courant pour la protection différentielle donne un facteur trop grand ou trop petit

2.1.22.2

DifT fact-TC >< 05836 L’adaptation du transformateur de courant pour la protection différentielle de terre donne un facteur trop grand ou trop petit

2.1.2

DifTerSaCaPN 05830* Aucune entrée de mesure n’est affectée à la protection différentielle de terre

2.1.1

DifT mque Objet 05835* La protection différentielle de terre est impossible pour l’équipement à pro-téger configuré

2.1.1

MaxI Ph MqueObj 01860* La protection à maximum de courant pour les courants de phase est im-possible pour l’équipement à protéger configuré

2.1.1

Max 3I0 MqueObj 01861* La protection à maximum de courant pour les courants homopolaires est impossible pour l’équipement à protéger configuré

2.1.1

Déséq mque Obj 05172* La protection de déséquilibre est impossible pour l’équipement à protéger configuré

2.1.1

Surch manque Q 01545* L’enregistrement de température pour la protection de surcharge est ab-sent (du Thermobox)

2.1.12.9.3

Surch mque obj 01549* La protection de surcharge est impossible pour l’équipement à protéger configuré

2.1.1

PDD mque objet 01488* La protection contre les défaillances du disjoncteur est impossible pour l’équipement à protéger configuré

2.1.1

SurCirDéNonAff 06864 Pour la surveillance du circuit de déclenchement, un nombre inexact d’en-trées binaires a été réglé

2.13.1.43.1.2

Mque config.. 00311 Signalisation groupée des messages d’erreur caractérisés par „*“

245Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Nous vous conseillons d’isoler des deux côtés le disjoncteur de la travée à tester avant de commencer les tests, c.-à-d. que les sectionneurs de travée et les sectionneurs jeux de barres doivent être ouverts afin de pouvoir manœuvrer le disjoncteur sans danger.

Les listes suivantes n’ont aucune prétention d’exhaustivité et peuvent également con-tenir des points qui, dans le cas d’application actuel, doivent être négligés.

Contacts auxilia-ires du disjoncteur

Lorsque des contacts auxiliaires du disjoncteur sont raccordés à l’appareil, ils forment une partie importante de la sécurité de la protection contre les défaillances du disjonc-teur. Assurez-vous que l’affectation correcte a été testée (Section 3.3.3). En particuli-er, les points de mesure (transformateur de courant) doivent être affectés pour la pro-tection contre les défaillances du disjoncteur au même côté de l’équipement à pro-téger que le disjoncteur à surveiller et ses contacts auxiliaires.

Conditions ex-ternes d’activation

Si la protection contre les défaillances du disjoncteur peut être également démarrée par des équipements externes, il faut contrôler les conditions externes d’activation.

Afin de pouvoir démarrer la protection contre les défaillances du disjoncteur, il faut au moins qu’un courant passe par la phase testée. Il peut s’agir d’un courant secondaire injecté.

Démarrage par déclenchement de la protection externe: fonction d’entrée binaire “ >Lancer PDD “ (FNr 01431) (dans les signalisations spontanées ou de défaut).

Après le démarrage, le message “ Lanc. PDD ext. “ (FNr 01457) doit apparaître dans les signalisations spontanées ou de défaut.

A l’expiration du délai T DEFAILL.DISJ. (Adresse 7005), commande de dé-clenchement de la protection contre défaillance disjoncteur.

Supprimer le courant de test.

Lorsque le démarrage est possible sans courant:

Fermer le disjoncteur à surveiller lorsque les sectionneurs des deux côtés sont ou-verts.

Démarrage par ordre de déclenchement de la protection externe: fonctions d’entrée binaire “ >Lancer PDD “ (FNr 01431) (dans les signalisations spontanées ou de défaut).

Après le démarrage, le message “ Lanc. PDD ext. “ (FNr 01457) doit apparaître dans les signalisations spontanées ou de défaut.

A l’expiration du délai T DEFAILL.DISJ. (Adresse 7005) ordre de déclenche-ment de la protection contre les défaillances du disjoncteur.

Ouvrir de nouveau le disjoncteur.

Attention ! Egalement lors des tests effectués sur le disjoncteur d’une travée, il se peut qu’un or-dre de déclenchement soit envoyé au jeu de barres suivant. Par conséquent, il convi-ent de désactiver d’abord le déclenchement des disjoncteurs environnants (jeux de barres), par ex. en coupant les tensions de commande correspondantes.

246 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Déclenchementpar jeux de barres

Afin de procéder au test de l’installation, il est essentiel que la répartition de la com-mande de déclenchement en cas de défaillance d’un disjoncteur soit réalisée correct-ement sur les disjoncteurs environnants.

Les disjoncteurs environnants sont tous les disjoncteurs qui doivent être déclenchés en cas de défaillance du disjoncteur de travée afin que le courant de court-circuit soit éliminé. Ce sont donc les disjoncteurs de toutes les travées pouvant alimenter le jeu de barres ou la section de jeu de barres sur lequel la travée en court-circuit est con-nectée. Dans le cas d’un transformateur, le disjoncteur basse tension peut également être pris en compte lorsque le disjoncteur haute tension doit être surveillé et inverse-ment.

Il est impossible de rédiger des spécifications de test valables de manière générale, vu que la définition des disjoncteurs environnants dépend en grande partie de la manière dont est construite l’installation.

La logique de répartition sur les disjoncteurs environnants doit être contrôlée en par-ticulier pour les jeux de barres multiples. Il faut vérifier ici que, pour chaque section de jeux de barres, en cas de défaillance du disjoncteur de travée en question, tous les disjoncteurs qui sont connectés à la même section de jeux de barres se déclencher-ont, et seulement ceux-ci.

Pour terminer Toutes les mesures provisoires prises pour les tests doivent être retirées, par ex. les positions particulières, les ordres de déclenchement interrompus, les changements de réglage ou la mise hors service de certaines fonctions de protection.

247Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


3.3.6 Test de courant symétrique sur l’équipement à protéger

Si des équipements de test secondaire sont raccordés à l’appareil, ceux-ci sont doivent être enlevés ou le commutateur d’essais éventuellement présent doit être mis en position de fonctionnement.

Vous pouvez également vérifier via «IBS–Tool» toutes les valeurs de mesure des tests suivants au moyen d’un ordinateur personnel doté d’un navigateur Web. Celui-ci permet une lecture confortable de toutes les grandeurs de mesure avec visualisa-tion des diagrammes de vecteurs.

Si vous souhaitez travailler avec “ IBS–Tool ”, tenez également compte des outils ap-partenant à “ IBS–Tool “. L’adresse IP nécessaire pour le navigateur Web dépend de l’interface à laquelle le PC est raccordé :

• Raccordement à l’interface utilisateur avant : adresse IP 141.141.255.160

• Raccordement à l’interface de service arrière : adresse IP 141.143.255.160

Les descriptions suivantes se rapportent à la lecture des grandeurs de mesure au moyen de DIGSI® 4.

Préparation des essais de courant

Les essais de courant doivent être réalisés lors de la première mise en service, en principe avant la première mise sous tension, de sorte que, à la toute première sollic-itation de tension de l’équipement à protéger, la protection différentielle soit active en tant que protection de court-circuit. Si les essais de courant ne sont possibles que lor-sque l’équipement à protéger est enclenché (par exemple dans le cas de transforma-teurs de puissance, lorsque aucune source d’essai basse tension est disponible), une protection de secours externe (par ex. une protection à maximum de courant) doit être mise en service du moins du côté alimentant, qui agisse sur le disjoncteur de ce même côté. Les circuits de déclenchements d’autres dispositifs de sécurité (protection Buch-holz, par exemple) doivent également rester actifs.

Le montage de test varie en fonction du cas d’application.

Pour les transformateurs de puissance et les machines asynchrones, il convient de réaliser de préférence un essai basse tension, pour lequel l’équipement à protéger en-tièrement isolé du réseau est alimenté en courant par une source d’essai basse ten-sion (image 3-16). Le courant de test est généré par la source de test symétrique via un pont de court-circuit pouvant tenir le courant de test ou le point neutre du moteur, monté à l’extérieur de la zone de protection. La source de courant de test est normale-ment raccordée au côté haute tension dans le cas d’un transformateur, les ponts de court-circuitage au côté basse tension.

Indication:

Tenir compte du fait que des erreurs de raccordement entraînent le déclenchement.

DANGER ! Les interventions au primaire ne peuvent être réalisées que sur les parties de l’installation mises hors tension et à la terre ! Les parties de l’installation hors tension peuvent encore présenter un danger mortel par effet capacitif avec d’autres parties de l’installation !

248 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Figure 3-16 Montage de test avec source de courant basse tension — exemple pour transformateur et moteur

Pour les blocs transformateurs et les machines synchrones, les essais sont réalisés pendant la circulation des courants avec la machine servant elle-même de source de courant de test (image 3-17). Le courant de test est généré par un pont de court-cir-cuitage monté en dehors de la zone de protection et alimenté temporairement par un courant nominal du générateur.

Figure 3-17 Montage d’essai pour une centrale avec le générateur comme source de courant — exemple

Pour les jeux de barres et les lignes courtes, une source d’essai basse tension peut être utilisée ou contrôlée avec un courant d’exploitation. Dans ce dernier cas, les con-signes relatives à la protection de secours doivent être impérativement respectées!

Dans le cas d’une protection différentielle monophasée pour jeux de barres dotés de plus de 2 travées, aucun essai de courant symétrique n’est nécessaire (mais bien sûr autorisé). il est possible de procéder à un test avec un courant monophasé. Cepen-dant, l’essai de courant doit être réalisé pour chaque passage de courant possible (par exemple : entre travée 1 et travée 2, entre travée 1 et travée 3, etc.). Lisez tout d’abord les instructions à la section 3.3.8 par “ Tests de la protection de jeux de barres “ (page 260).

Réalisation des essais de courant

Pour les essais de mise en service, un courant de passage de 2 % min. du courant nominal de l’appareil est nécessaire pour chaque phase.

Ces vérifications ne remplacent pas le contrôle visuel des connexions correctes des transformateurs de courant. La réalisation des contrôles conformément à la section 3.2.2 est donc supposée.

400 V3~400 V

M

400 V3~400 V

Source de test Source de test

7UT612 7UT612

7UT612

G

7UT612

7UT612

249Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Avec les valeurs de mesure d’exploitation mises à disposition par l’appareil 7UT612, une mise en service rapide est possible sans nécessiter d’instruments externes. L’in-dexation des valeurs mesurées et affichées se déroule comme suit :

Le symbole de la valeur mesurée (I, ϕ) est suivi du repère du conducteur (L), puis de l’indice du côté (donc par ex. enroulement de transformateur), par exemple: IL1S1 Courant de la phase L1 sur le côté S1.

La manière de procéder suivante est définie pour les objets à protéger triphasés. Il est supposé pour les transformateurs que le côté 1 est le côté haute tension du transfor-mateur.

Enclencher le courant d’essai ou régler le générateur sur la vitesse de rotation nomi-nale et exciter avec le courant d’essai. Aucune surveillance de valeur de mesure dans l’unité 7UT612 ne peut démarrer. Si une signalisation de défaut apparaît malgré tout, il convient de vérifier dans les signalisations de fonctionnement ou dans les signalisa-tions spontanées les causes pouvant entrer en ligne de compte (voir également Man-uel système SIPROTEC® 4, n° de commande E50417–H1100–C151).

Mesure de valeur avec courant de test enclenché:

Comparer les courants affichés par l’appareil au point Valeurs de mesure → Sec-ondaires → Valeurs de mesure d’exploitation secondaires avec les courants de passage réels:

IL1S1 = IL2S1 = IL3S1 = 3I0S1 = IL1S2 = IL2S2 = IL3S2 = 3I0S2 =

Indication: Le «IBS–Tool» permet la lecture aisée de toutes les grandeurs de mesure avec visualisation par diagramme de vecteurs (image 3-18).

Si des écarts apparaissent qui ne peuvent s’expliquer par les tolérances de mesure, il y a une erreur de connexion ou une erreur dans le montage de test :

Couper la source de test et l’équipement à protéger (ou arrêter le générateur) et mettre à la terre,

Contrôler et corriger les connexions et le montage de test. Lorsqu’un important courant de terre 3I0 apparaît, il y a une inversion de polarité sur une ou plusieurs phases du côté considéré :

− 3I0 ≈ courant de phase ⇒ un ou deux courant de phase manquent ;

− 3I0 ≈ le double du courant de phase ⇒ les polarités d’un ou de deux courants de phase sont inversées.

Répéter la mesure et contrôler de nouveau les valeurs.

250 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Figure 3-18 Grandeurs de mesure aux deux extrémités de l’équipement à protéger — exemple pour des courants traver-sants

Mesure de l’angle pour le côté 1 en présence d’un courant de test :

Contrôler les angles affichés par l’appareil sous Valeurs de mesure → Secon-daires → Phases pour le côté S1. Tous les angles se rapportent à IL1S1. Pour un champ tournant droit, les résultats suivants approximatifs doivent apparaître: ϕ L1S1 ≈ 0° ϕ L2S1 ≈ 240° ϕ L3S1 ≈ 120°

Si les angles ne correspondent pas, il y a des erreurs de polarité pour un ou plusieurs courants du côté 1.


Contrôler et corriger les connexions et le montage de test,

Répéter la mesure et contrôler à nouveau l’angle.

Mesure de l’angle pour le côté 2 en présence d’un courant de test :

Contrôler les angles affichés par l’appareil sous Valeurs de mesure → Secon-daires → Phases pour le côté S2. Tous les angles se rapportent à IL1S1.

Considérez ensuite que les courants entrant dans l’équipement à protéger sont tou-jours définis comme positifs : pour le courant de test circulant, pour une même phase, le courants du côté 2 est déphasé de 180° par rapport au côté 1. Exception: la protec-

Valeurs secondaires

Courants: côté 1 Courants: coté 2

–90°

0° 0°±180° ±180°

+90° +90°

–90°


1.01 A,0.98 A,0.99 A,

0.0 °240.2 °119.1 °


0.99 A,0.97 A,0.98 A,

177.9 °58.3 °

298.2 °

251Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


tion différentielle transversale; pour laquelle les courants du conducteur correspon-dant doivent être de même phase.

Pour un champ tournant droit, les résultats figurant au tableau 3-11 apparaissent ap-proximativement:

Lorsque les angles ne correspondent pas, il y a des erreurs de polarité ou inversion de phases dans les raccordements du côté 2.

Lorsque des écarts sont présents dans des phases individuelles, il y a une erreur de polarité dans le raccordement de ces courants de phase ou une inversion de phases acyclique.

Lorsque tous les angles présentent un écart de même valeur, il y a une inversion cyclique des trois phases ou un mauvais réglage de l’indice de couplage au niveau des transformateurs. Contrôlez dans ce dernier cas l’adaptation du couplage mag-nétique (section 2.1.2 au paragraphe «Données d’objet pour des transformateurs», page 21) dans les adresses 242, 245 et 246.

Lorsque tous les angles diffèrent de 180°, la polarité d’un jeu de transformateurs est incorrecte. Cette erreur peut être supprimée en vérifiant et éventuellement cor-rigeant les paramètres d’installation correspondants (comparer avec la section 2.1.2 au paragraphe «Données de transformateur de courant pour 2 extrémités», page 24): Adresse 201 PN TC ->OBJ C1 pour la côté 1, Adresse 206 PN TC ->OBJ C2 pour le côté 2.

Pour la protection monophasée de jeux de barres, voir section 2.1.2 au paragraphe «Données de transformateur de courant avec une protection monophasée pour jeu de barres».

En cas d’erreur de connexion supposée:

Couper la source d’essai et l’équipement à protéger (ou arrêter le générateur) et mettre à la terre,

Contrôler et corriger les connexions et le montage de test,

Répéter la mesure et contrôler à nouveau l’angle.

Tableau 3-11 Affichage de l’angle en fonction de l’équipement à protéger (triphasé)

Equipement à protéger→

Générateur/mo-

teur/jeux de

barres/ligne

Transformateur avec indice de couplage 1)

↓ Angle de phase

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ϕL1S2 180° 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210°

ϕL2S2 60° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90°

ϕL3S2 300° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330°1) Les angles donnés sont applicables lorsque le côté haute tension est défini comme étant le côté n° 1. Dans le cas contraire, compter

360° moins l’angle affiché.

252 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Mesure des cou-rants différentiels et de stabilisation

Pour clôturer les tests symétriques, les valeurs de mesure différentielle et de stabili-sation sont vérifiées. Même si la majeure partie des erreurs de connexion a dû appa-raître lors des tests symétriques effectués jusqu’à présent, des erreurs de conversion et de définition des couplages magnétiques ne sont néanmoins pas à exclure.

Les courants différentiels et de stabilisation se rapportent au courant nominal de l’équipement à protéger. Ceci doit être pris en compte lorsqu’ils sont comparés aux courants de test.

Lisez les courants différentiels et de stabilisation sous Valeurs de mesure → Pourcentage → Valeurs de mesure I-Diff; I-Stab.

Dans “ IBS–Tool ”, les courants différentiels et de stabilisation sont présentés de manière graphique dans un diagramme de caractéristiques. Un exemple est montré à la figure 3-19.

Figure 3-19 Courants différentiels et de stabilisation — Exemple de grandeurs de mesure plausibles

Caractéristiques de déclenchement

IDiffL1 = IDiffL2 = IDiffL3 =

0.03 I/InO0.02 I/InO0.10 I/InO

1

2

3

1 2 3

Courant diff.I/InO

Courant rest.I/InO

IRestL1 = IRestL2 = IRestL3 =

0.80 I/InO0.74 I/InO0.78 I/InO

Courant diff. Courant rest.

Paramètre I DIFF >: I/InOParamètre I DIFF> >:

0.3 7.5 I/InO

253Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Les courants différentiels IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3 doivent être limités, c.-à-d. d’une valeur au moins inférieure au courant de test traversant.

Les courants de stabilisation IStabL1, IStabL2, IStabL3 correspondent au double des courants de test traversants.

Lorsque des courants différentiels de l’ordre de grandeur des courants de stabilisa-tion (environ le double des courants de passage) sont présents, il y a une inversion de polarité du ou des transformateur(s) de courant sur un côté. Vérifiez de nouveau la polarité et corrigez-la après mise en court-circuit des six transformateurs de cou-rant. Si vous avez entrepris des modifications aux transformateurs de courant, procédez une nouvelle fois à la vérification de l’angle.

Lorsque des courants différentiels significatifs apparaissent, qui sont sensiblement égaux pour l’ensemble des phases, il y a probablement un déséquilibre des valeurs de mesure. Une mauvaise adaptation des couplages au niveau des transforma-teurs peut être exclue, car elle aurait déjà dû être détectée lors des vérifications d’angle. Contrôlez les réglages de la protection significatifs pour la conversion des courants. Il s’agit en particulier des données de l’équipement à protéger (section 2.1.2):

− Pour tous types de transformateurs, adresse 240, 243 et 249 au paragraphe “ “ Données d’objet pour des transformateurs “ (page 21) et adresses 202, 203, 207 et 208 au paragraphe “ Données de transformateur de courant pour 2 extrémités ” (page 24).

− Pour les générateurs, les moteurs, les bobines, adresses 251 et 252 au para-graphe “ Données d’objet pour générateurs, moteurs et bobines d’inductance ” (page 23) et adresses 202, 203, 207 et 208 au paragraphe “ Données de transformateur de courant pour 2 extrémités ” (page 24).

− Pour les mini-jeux de barres, adresse 265 au paragraphe “ Données d’objet pour mini-jeux de barres, nœuds, lignes courtes ” (page 23) et adresses 202, 203, 207 et 208 au paragraphe “ Données de transformateur de courant pour 2 extrémités “ (page 24).

− Pour la protection monophasée des jeux de barres, adresses 261 et 265 au paragraphe “ Données d’objet pour jeux de barres avec un maximum de 7 travées “ (page 23) et adresses 212 à 233 au paragraphe “ Données de trans-formateur de courant avec une protection monophasée pour jeu de barres “ (page 26). Lors de l’utilisation de transformateurs de mixage, des erreurs de con-version peuvent être également créées par des erreurs de raccordement aux transformateurs de mixage.

Pour finir, couper de nouveau la source de test et l’équipement à protéger (ou arrêter le générateur).

Si des paramètres ont été modifiés pour pouvoir procéder aux tests, les remettre aux valeurs d’exploitation.

254 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

3.3.7 Test de courant de neutre au niveau de l’équipement à protéger

Les tests de courant de neutre décrits ci-dessous ne sont nécessaires que lorsque le point neutre d’un enroulement ou d’un côté est mis à la terre pour les équipements triphasés à protéger ou pour les transformateurs monophasés et que le courant de point neutre est disponible et est relié à l’appareil sur l’entrée de mesure de courant I7.

La polarité du raccordement du courant de terre est essentielle pour l’annulation du courant homopolaire (Augmentation de la sensibilité aux défauts de terre) et pour la protection différentielle de terre.

Aucune vérification de polarité n’est nécessaire pour I7 et/ou I8, lorsque des gran-deurs doivent être uniquement saisies, donc par exemple pour la protection à maxi-mum de courant.

Préparation des tests de courant neutre

Les mesures de courant homopolaire sont toujours réalisées depuis le côté dont le point neutre est mis à la terre, pour les autotransformateurs du côté haute tension. Pour les transformateurs, un enroulement en triangle doit être présent (enroulement d ou équipotentiel). La connexion ne faisant pas partie du test reste ouverte, étant donné que l’enroulement en triangle assure une fermeture à basse impédance du cir-cuit de courant neutre.

Le montage de test varie en fonction du cas d’application. Les figures 3-20 à 3-24 ex-posent des exemples schématiques du montage de test.

Indication :

Tenir compte du fait que des erreurs de raccordement entraînent le déclenchement.

DANGER ! Les interventions au primaire ne peuvent être réalisées que sur les parties de l’installation mises hors tension et à la terre! Les parties de l’installation hors tension peuvent encore présenter un danger mortel par effet capacitif avec d’autres parties de l’installation !

255Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Figure 3-20 Mesure du courant de neutre sur un transformateur en étoile-triangle

Figure 3-21 Mesure du courant de neutre sur un transformateur étoile-étoile avec enroule-ment équipotentiel

Figure 3-22 Mesure du courant de neutre sur un enroulement en zigzag

~ Source

7UT612

du test

~ Source

7UT612

du test

~ Source

7UT612

de test

256 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Figure 3-23 Mesure de courant de neutre sur un enroulement en triangle avec création de point neutre dans la zone de protection

Figure 3-24 Mesure de courant de neutre sur un transformateur monophasé raccordé à la terre d’un côté

Réalisation des tests de courant homopolaire

Pour les essais de mise en service, un courant homopolaire d’une valeur égale à 2 % au moins du courant nominal de l’appareil est nécessaire pour chaque phase, c.-à-d. un courant de test de 6 % au moins.

Ces vérifications ne remplacent pas le contrôle visuel du bon raccordement des con-nexions du transformateur de courant. La réalisation des contrôles conf. à la section 3.2.2 est donc supposée.

Enclencher le courant de test.

Mesure de la valeur en présence de courant de test :

Comparer les courants affichés par l’appareil sous Valeurs de mesure → Secon-daires → Valeurs de mesure d’exploitation secondaires avec les cou-rants circulants réellement :

− Tous les courants de phase du côté testé correspondent à environ 1/3 du courant de test (1/2 pour les transformateurs monophasés),

− 3I0 du côté testé correspond au courant de test,

~ Source

7UT612

de test

~ Source

7UT612

de test

257Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


− Les courants de phase et le courant homopolaire sur le côté non testé sont plus ou moins égaux à 0 aux transformateurs,

− Le courant I7 correspond au courant de test.

Les écarts peuvent en réalité uniquement apparaître pour I7, étant donné que les er-reurs de raccordement des courants de phase auraient déjà dû être détectées lors des tests symétriques. En cas d’écarts pour I7:


Contrôler et corriger les connexions et le montage de test.

Répéter la mesure et contrôler de nouveau les grandeurs.

Mesure des cou-rants différentiels et de stabilisation

Les courants différentiels et de stabilisation se rapportent au courant nominal de l’équipement à protéger. Ce point est à prendre en compte lorsqu’ils sont comparés aux courants de test.

Mesure de courant différentiel en présence de courant de test :

Lire les courants différentiels et de stabilisation sous Valeurs de mesure → Pourcentage → Valeurs de mesure I-Diff; I-Stab.

Le courant différentiel de la protection différentielle de terre IDiffEDS doit être limité, c.-à-d. être au moins inférieur au courant de test.

Le courant de stabilisation IStabEDS correspond au double du courant de test.

Lorsqu’un courant différentiel de l’ordre de grandeur du double du courant de test apparaît, il y a une inversion de polarité du transformateur de courant de point neu-tre à l’entrée I7. Vérifiez une nouvelle fois la polarité et comparez-la avec le réglage à l’adresse 230 CTE TERRE TC I7 (comparer également avec la section 2.1.2 au paragraphe “ Données de transformateur de courant pour l’entrée de courant I7 “, page 28).

Lorsqu’un courant différentiel significatif apparaît, qui n’atteint pas le double du cou-rant de test, il y a probablement une mauvaise conversion du courant à l’entrée I7. Contrôlez les réglages de l’appareil applicables pour la conversion du courant. Il s’agit en particulier des données de l’équipement à protéger (section 2.1.2):

− Adresses 241 et 244 au paragraphe “ Données d’objet pour des transformateurs “ (page 21) et

− Adresses 232, 233 au paragraphe “ Données de transformateur de courant pour l’entrée de courant I7 “ (page 28).

Contrôlez également les courants différentiels IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3.

Les courants différentiels doivent également être limités, c.-à-d. être au moins in-férieurs au courant de test. Lorsque des courants différentiels significatifs apparais-sent, vérifiez les réglages pour les points neutres du transformateur :

− Le traitement des points neutres du transformateur : adresses 241 POINT NEU-TRE C1, 244 POINT NEUTRE C2, section 2.1.2 au paragraphe «Données d’ob-jet pour des transformateurs» (page 21), et

− L’attribution du transformateur de point neutre à l’entrée de mesure de courant I7: adresse 108 ENTREE I7, section 2.1.1 au paragraphe «Particularités» (page 16).

258 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

A titre de contrôle : les courants de stabilisation de la protection différentielle IStabL1, IStabL2, IStabL3 sont également peu importants. Un tel résultat devrait être garanti si tous les essais réalisés jusqu’ici étaient couronnés de succès.

Pour conclure, couper de nouveau la source de test et l’équipement à protéger.

Si des paramètres ont été modifiés pour pouvoir procéder aux tests, les remettre aux valeurs d’exploitation.

259Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


3.3.8 Tests de la protection de jeux de barres

Généralités Dans le cas de l’utilisation en tant que protection monophasée de jeux de barres avec une protection par phase ou avec des transformateurs de mixage, les mêmes tests sont en principe applicables que le “ Test de courant symétrique sur l’équipement à protéger “ décrit ci-dessus à la section 3.3.6. Quatre remarques majeures sont à for-muler:

1. Les essais sont souvent réalisés avec des courants d’exploitation ou des disposi-tifs d’essai primaires. Par conséquent, les consignes de sécurité formulées à la section précédente et la nécessité d’une protection de secours sur la partie ali-mentante sont tout particulièrement d’application.

2. Les tests doivent être réalisés pour chaque passage de courant possible, en par-tant de la travée d’alimentation.

3. Lorsqu’un appareil par phase est utilisé, les tests doivent être réalisés pour chaque phase. Quelques indications complémentaires sont encore applicables pour les transformateurs de mixage.

4. Chaque test se limite toutefois à une paire de courants, c.-à-d. à un courant de test entrant et sortant. Les données relatives à l’ajustement des couplages mag-nétiques et à l’angle (sauf la comparaison des angles du courant traversant = 180° sur les côtés testés) etc. ne sont pas d’application.

Connexion d’un transformateur de mixage

Il y a plusieurs possibilités de connexion pour des transformateurs de mixage. La con-nexion normale L1–L3–E conformément à la figure 3-25 est reprise comme base ci-dessous. Pour la connexion L1–L2–L3, voir la figure 3-26.

Les tests primaires monophasés sont préconisés, car ils génèrent des différences plus importantes au niveau des courants de mesure et permettent de détecter des er-reurs de connexion dans le trajet de courant de terre.

Le courant de mesure à lire dans les valeurs de mesure d’exploitation correspond au courant de test uniquement en cas de test symétrique triphasé. Dans tous les autres cas, des écarts apparaissent et sont repris sous forme de tableau dans les figures en tant que facteur du courant de test.

Figure 3-25 Connexion d’un transformateur de mixage L1–L3–E

IL3

L1

IL1 MW IM

3I0

1

2

3

L2 L3

Courant de test Courant de mesure


1,001,150,580,582,891,732,31

260 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

Figure 3-26 Connexion d’un transformateur de mixage L1–L2–L3

Des écarts inexplicables par les tolérances de mesure peuvent être également causés par des erreurs de raccordement du transformateur de mixage ou par des erreurs de conversion sur les transformateurs de mixage :

Couper la source de test et l’équipement à protéger et mettre à la terre,

Contrôler et corriger les connexions et le montage de test.

Répéter la mesure et contrôler de nouveau les grandeurs.

Les angles doivent dans tous les cas être égaux à 180°.

Les courants différentiels et de stabilisation doivent être vérifiés pour chacune des phases.

Lorsque les tests primaires monophasés sont impossibles et que les tests peuvent être réalisés uniquement avec les courants d’exploitation symétriques, les inversions de polarité ou erreurs de connexion dans le trajet du courant de terre pour les connex-ions de transformateurs mixtes L1–L3–E conformément à la figure 3-25 ne sont pas détectés pour les essais précédents. Dans ce cas, une asymétrie doit être obtenue par une manipulation au secondaire.

Pour ce faire, le transformateur de courant de la phase L2 est court-circuité au secon-daire, comme le montre la figure 3-27.

Courant de test Courant de mesure


1,000,581,150,581,150,581,73

IL2

L1

IL1 MW IM

IL3

1

2

3

L2 L3

DANGER ! Les interventions opérées sur les transformateurs de mesures imposent les mesures de sécurité les plus strictes! Court-circuiter le transformateur de cou-rant, avant toute interruption des raccordements de courant à l’appareil !

261Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Figure 3-27 Test asymétrique pour connexion de transformateur de mixage L1–L3–E

Le courant de mesure atteint maintenant 2,65 fois la valeur de courant lors du test symétrique.

Ces tests doivent être réalisés pour chaque transformateur de mixage.

3.3.9 Test de l’entrée de mesure I8

Ces tests relatifs à l’entrée de courant de mesure I8 dépendent fortement de l’usage de cette entrée de mesure.

Dans tous les cas, le facteur de conversion pour la valeur (adresse 235, voir égale-ment la section 2.1.2 au paragraphe «Données de transformateur de courant pour l’entrée de courant I8», page 28) doit être testé. Un test de polarité n’est pas indispens-able, car seule une valeur de courant est saisie ici.

Lorsque l’entrée de mesure est utilisée comme protection à haute impédance, le cou-rant à l’entrée I8 correspond au courant de fuite dans l’équipement à protéger. Ce qui importe ici, c’est le respect des polarités de tous les transformateurs de courant, qui alimentent la résistance dont le courant est mesuré en I8. Comme lors des tests de protection différentielle, des courants traversants sont utilisés à cet effet. Chaque con-vertisseur de courant doit être repris pour une mesure. En aucun cas, le courant à I8 ne peut dépasser la moitié du seuil de démarrage de la protection à maximum de cou-rant.

3.3.10 Fonctions à définir par l’utilisateur

Etant donné que l’appareil dispose de fonctions à définir par l’utilisateur, en particulier les logiques CFC, les fonctions et les relations élaborées doivent être également testées.

Il est naturellement impossible de donner une procédure générale. Il convient plutôt de connaître et de tester la programmation de ces fonctions ainsi que les résultats at-tendus. Les conditions de verrouillage éventuelles des organes de manœuvre (dis-joncteur, sectionneur, sectionneur de terre) doivent faire l’objet d’une attention et de tests spécifiques.

IL3

L1

IL1 MW IM

3I0

1

2

3

L2 L3

262 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.3 Mise en service

3.3.11 Test de la stabilité et établissement d’un enregistrement oscillographique

Pour tester la stabilité de la protection même lors des procédures d’enclenchement, des essais d’enclenchement peuvent être également réalisés en dernier lieu. Les en-registrements oscillographiques fournissent un maximum d’informations sur le com-portement de la protection.

Condition préalable Outre sa capacité à stocker les données perturbographiques en cas de défaut, la 7UT612 offre également la possibilité d’activer un enregistrement oscillographique à partir du logiciel DIGSI® 4 via l’interface série ou via une entrée binaire. Dans ce dern-ier cas, l’entrée binaire doit être affectée à l’information “ >Dern. perturbo. ”. L’activation de l’enregistrement oscillographique se produit par ex. via l’entrée binaire avec l’enclenchement de l’équipement à protéger.

Un tel enregistrement oscillographique activé extérieurement (c;-à-d. sans démarrage d’une fonction de protection interne) est traité par l’appareil comme un enregistrement perturbographique normal, dont les données sont répertoriées sous un numéro propre pour en faciliter l’attribution. Par contre, ces enregistrements ne sont pas listés à l'éc-ran dans le carnet de bord des déclenchements car ils ne représentent pas un défaut réseau.

Lancer l’enregistre-ment oscil-lographique

Pour déclencher l'enregistrement oscillographique à partir de DIGSI® 4, cliquez sur la fonction de commande Test sur la partie gauche de la fenêtre. Double-cliquez dans la liste sur Démar. enregistrement perturbo. (voir fig. 3-28).

Figure 3-28 Fenêtre de lancement de l’enregistrement oscillographique dans DIGSI® 4 — Exemple

263Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


L'enregistrement oscillographique est immédiatement lancé. Pendant l’enregistre-ment, un message est affiché dans la zone de gauche de la ligne d’état. Une barre d’avancement vous informe par ailleurs de l’avancement de la procédure.

Pour l'affichage et l'interprétation des enregistrements, vous aurez besoin du pro-gramme SIGRA ou du Comtrade Viewer.

Pour les transformateurs surtout, les enregistrements oscillographiques synchronisés avec l’enclenchement du transformateur à vide sont révélateurs. Etant donné que la pointe de courant à l’enclenchement (courant d’inrush) est interprétée comme un dé-faut alimenté d’un seul côté, qui ne peut toutefois pas entraîner le déclenchement, l’ef-ficacité de la stabilisation à l’enclenchement est testée par plusieurs essais d’en-clenchement.

Pendant les essais d’enclenchement, l’ordre de déclenchement doit être interrompu ou la protection différentielle fixée sur PROT. DIFF. = Bloc. relais (adresse 1201), afin que le transformateur ne soit déclenché en cas d’émission d’un ordre de déclenchement.

Comme l’excitation de la protection différentielle n’est pas stabilisée, le courant à l’en-clenchement va lancer l’enregistrement oscillographique, dans la mesure où il est suf-fisamment grand.

Sur la base des mesures de défaut enregistrées et des composantes harmoniques dans le courant différentiel, des conclusions peuvent être tirées quant à l’efficacité de la stabilisation d’inrush. Il est éventuellement possible de régler plus fort la stabilisa-tion à l’enclenchement (= valeur moindre de la 2e harmonique à l’adresse 1261 2. HARMONIQUE), lorsque les essais d’enclenchement entraînent le déclenchement ou que les enregistrements oscillographiques montrent que la composante de la deux-ième harmonique dans le courant différentiel ne dépasse pas à coup sûr la valeur réglée (adresse 1261). L’autre possibilité pour augmenter la stabilité à l’enclenche-ment est d’activer la fonction “ Blocage croisé “ avec une durée d’activation plus élevée (adresse 1262A BLOC.CROISE H.2) (Pour de plus amples détails, voir égale-ment la section 2.2.7 au paragraphe “ Stabilisation par harmoniques “, page 64).

Ne pas oublier d’activer (En) la protection différentielle au terme des essais (adresse 1201).

264 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

3.4 Préparation finale de l’appareil

3.4 Préparation finale de l’appareil

Les vis doivent être bien serrées. Toutes les vis des bornes — même inutilisées — doivent être serrées.

Les valeurs de réglage doivent être testées de nouveau lorsqu’elles sont modi-fiées lors des tests. Contrôler tout particulièrement si toutes les fonctions de protec-tion, de commande et complémentaires sont réglées correctement dans les paramètres de configuration (voir également chapitre 2) et si toutes les fonctions sou-haitées sont activées (En). Assurez-vous qu’une copie des valeurs de réglage est en-registrée sur le PC.

L’heure interne de l’appareil devrait être contrôlée et le cas échéant réglée/synchro-nisée, dans la mesure où elle n’est pas automatiquement synchronisée. Vous trou-verez des indications à ce propos dans le manuel système.

Les tampons de signalisation sont supprimés sous MENU PRINCIPAL→ Messages → Supprimer/fixer, afin que ces derniers ne comportent à l’avenir que des infor-mations relatives à des événements et états réels. Les compteurs des statistiques de déclenchement sont fixés dans la même sélection sur les valeurs de départ.

Les compteurs des valeurs de mesure d’exploitation (par ex. compteur de travail, si disponible) sont remis à zéro sous MENU PRINCIPAL → Valeurs de mesure → Réinitialiser.

On appuie sur la touche (à plusieurs reprises éventuellement) pour retourner à l’écran de base. L’écran de base apparaît dans le champ d’affichage (par exemple af-fichage des valeurs de mesure d’exploitation).

Les affichages sur la face avant de l’appareil sont supprimés en appuyant sur la tou-che , afin qu’ils ne fournissent à l’avenir que des informations relatives aux événe-ments et aux états réels. Cette procédure remet également à zéro les relais de sortie éventuellement maintenus. Lorsque la touche est actionnée, les LED config-urables s’allument sur la face avant. L’appareil procède ainsi également à un test des diodes. Lorsque les LED affichent des états, présents à l’instant actuel, elles restent naturellement allumées.

La LED verte “ RUN ” doit être allumée, la diode rouge «ERROR» ne peut pas être allumée.

Lorsqu’un commutateur de test est présent, celui-ci doit être mis en position d’exploi-tation.

L’appareil est maintenant prêt à l’utilisation.

Attention ! Ne pas forcer ! Les moments de serrage autorisés ne peuvent pas être dépassés. Dans le cas contraire, les filetages et les logements de vis peuvent être endommagés !

ESC

LED

LED

265Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


266 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Spécifications techniques 4Ce chapitre présente les spécifications techniques de l’appareil SIPROTEC® 7UT612 ainsi que ses fonctions individuelles, dont les valeurs limites qui ne peuvent en aucun cas être dépassées. Les données électriques et fonctionnelles pour l’ensemble des fonctions possibles sont suivies des données mécaniques avec les plans d’équipe-ment.

4.1 Données générales de l’appareil 268

4.2 Protection différentielle 279

4.3 Protection différentielle pour défauts de terre 284

4.4 Protection à maximum de courant pour courants de phase et homopolaires 285

4.5 Protection à maximum de courant de terre (courant de point neutre) 292

4.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant 293

4.7 Protection à maximum de courant monophasé 294

4.8 Protection contre les déséquilibres 295

4.9 Protection de surcharge thermique 296

4.10 Thermobox pour protection de surcharge 298

4.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur 299

4.12 Associations externes 299

4.13 Fonctions de surveillance 300

4.14 Fonctions complémentaires 301

4.15 Dimensions 303

267Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

4 Spécifications techniques

4.1 Données générales de l’appareil

4.1.1 Entrées analogiques

Fréquence nominale fN 50 Hz / 60 Hz / 162/3 Hz (réglable)

Entrées courant Courant nominal IN 1 A ou 5 A ou 0,1 A (commutable)

Consommation par entrée I1 à I7 – pour IN = 1 A env. 0,02 VA – pour IN = 5 A env. 0,2 VA – pour IN = 0,1 A env. 1 mVA – pour détection courant sens. I8 pour 1 Aenv. 0,05 VA

Capacité de surcharge du circuit de courant I1 à I7 – thermique (efficace) 100 · IN pendant 1 s

30 · IN pendant 10 s 4 · IN en permanence

– dynamique (courant de pic) 250 · IN (1/2 période)

Capacité de surcharge de l’entrée pour la détection sensible de courant I8 – thermique (efficace) 300 A pendant 1 s

100 A pendant 10 s 15 A en permanence

– dynamique (courant de pic) 750 A (1/2 période)

Exigences pour les transformateurs de courant

Facteur de surdimensionnement

rapport max. du courant nominal primaire du transformateur de courantavec le courant nominal de l’équipement

4.1.2 Tension auxiliaire

Tension continue Alimentation auxiliaire par convertisseur intégré :

Tension alternative superposée, crête à crête ≤15 % de la tension auxiliaire nominale

Consommation– non excité env. 5 W – excité env. 7 W

n’ 4Ikd maxIN prim------------------⋅≥ für τ ≤ 100 ms

n' nPN Pi+P' Pi+-------------------⋅=

n’ 5Ikd maxIN prim------------------⋅≥ für τ > 100 ms

INprim REDINprim Obj--------------------------

4 pour courants de phase8 pour courant de terre à I7

≤

Tension auxiliaire continue nomi-nale UH–

24/48 V– 60/110/125 V– 110/125/220/250 V–

Plages de tension admissibles 19 à 58 V– 48 à 150 V– 88 à 300 V–

268 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Temps de maintien en cas de disparition/ ≥50 ms pour UH = 48 V et UH ≥ 110 V court-circuit de la tension continueauxiliaire ≥20 ms pour UH = 24 V et UH = 60 V

Tension alternative Alimentation en tension par convertisseur intégré

Consommation– non excité env. 6,5 VA – excité env. 8,5 VA

Temps de maintien en cas de disparition/court-circuit ≥ 50 ms

4.1.3 Entrées et sorties binaires

Entrées binaires Nombre 3 (configurable)

Plage de tension nominale 24 V– à 250 V– dans 2 plages, bipolaire

Seuils d’activation gamme de tension réglable par cavaliers – pour tensions nominales 24/48 V– Uapp ≥ 19 V–

60/110/125 V– Udisp ≤ 14 V–

– pour tensions nominales 110/125/ Uapp ≥ 88 V– 220/250 V– Udisp ≤ 66 V–

Consommation de courant, activée env. 1,8 mA indépendant de la tension de contrôle

Tension maximale admissible 300 V–

Filtre d’entrée contre les interférences capacité de couplage de 220 nF à 220 V avec temps de rétablissement de >60 ms

Relais de sortie Relais de commande / signalisation (voir aussi plans à l’annexe A.2)

Nombre 4 avec chacun 1 contact de travail (NO)(libre de potentiel)

Puissance de coupure EN 1000 W/VA HORS 30 VA

40 W ohmique 25 W pendant L/R ≤ 50 ms

Relais d’alarme 1 avec 1 contact de travail (NO) ou1 contact de repos (NF) (commutable)

Puissance de coupure EN 1000 W/VA HORS 30 VA

40 W ohmique 25 W pendant L/R ≤ 50 ms

Tension de coupure 250 V

Courant admissible par contact 5 A en permanence 30 A pendant 0,5 s

Tension auxiliaire alternative nominale UH~ 115/230 V~Plages de tension admissibles 92 à 265 V~

269Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Courant total admissible 5 A en permanence pour contacts avec commun 30 A pendant 0,5 s

4.1.4 Interfaces de communication

Interface utilisateur – Raccordement sur la face avant RS 232 non isoléeconnecteur 9 pôles SUBD

pour raccordement à un ordinateur personnel

– Utilisation avec DIGSI® 4

– Débit de transmission min. 4 800 bauds ; max. 115200 bauds Réglage à la livraison : 38400 bauds ; parité : 8E1

– Distance maximum de transmission max. 15 m

Interface de ser-vice/de modem (optionnel)

RS232/RS485/fibre optique Interface isolée pour transfert de données en fonction de la version commandée

pour commande avec DIGSI® 4 ou pour raccordement d’une interface sonde

RS232

– Connexion sur boîtier encastrable panneau arrière, emplacement „C“ connecteur 9 pôles SUBD

sur boîtier pour montage en saillie sur l’extension inclinée en-dessousdu boîtier

câble de données blindé

– Tension d’essai 500 V ; 50 Hz

– Débit de transmission min. 4800 bauds ; max. 115200 bauds Réglage à la livraison 38400 bauds

– Distance maximum de transmission env. 15 m

RS485

– Connexion sur boîtier encastrable panneau arrière, emplacement „C“ connecteur 9 pôles SUBD

sur boîtier pour montage en saillie sur l’extension inclinée en-dessous du boîtier

câble de données blindé


– Débit de transmission min. 4800 bauds ; max. 115200 bauds Réglage à la livraison 38400 bauds

– Distance maximum de transmission env. 1 km

Fibre optique

270 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


– Connexion fibre optique Connecteur ST sur boîtier encastrable panneau arrière, emplacement „C“


– Longueur d’onde optique λ = 820 nm

– Laser de classe 1 selon EN 60825–1/ –2 avec fibre optique 50/125 µm ou

avec fibre optique 62,5/125 µm

– Atténuation admissible de signal max. 8 dB, avec fibre optique 62,5/125 µm

– Distance maximum de transmission env. 1.5 km

– Position du signal au repos commutable ; réglage à la livraison „Lumière éteinte“

Interface système (optionnel)

RS232/RS485/fibre optique Interface isolée pour transfert de donnéesProfibus RS485/Profibus fibre optique au centre de conduiteen fonction de la version commandée

RS232

– Connexion sur boîtier encastrable panneau arrière, emplacement „B“ connecteur 9 pôles SUBD



– Débit de transmission min. 4800 bauds, max. 38400 bauds Réglage à la livraison 19200 bauds

– Distance maximum de transmission env. 15 m

RS485



– Tension d’essai 500 V, 50 Hz

– Débit de transmission min. 4800 bauds, max. 38400 bauds Réglage à la livraison 19200 bauds


Fibre optique

– Connexion fibre optique Connecteur ST sur boîtier encastrable panneau arrière, emplacement „B“





271Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1



– Distance maximum de transmission env. 1,5 km

– Position du signal au repos commutable ; réglage à la livraison „Lumière éteinte“

Profibus RS485 (FMS et DP)




– Débit de transmission jusqu’à 1,5 Mbauds

– Distance maximum de transmission 1000 m à ≤ 93,75 kBd 500 m à ≤ 187,5 kBd 200 m à ≤ 1,5 MBd

Profibus fibre optique (FMS et DP)

– Connecteur fibre optique de type Connecteur ST simple boucle / double boucle en fonctionde la version commandéeavec FMS ; avec DP seulement double boucle disponible

– Connexion sur boîtier encastrable panneau arrière, emplacement „B“ sur boîtier pour montage en saillie sur l’extension inclinée en-dessous

du boîtier

– Débit de transmission jusqu’à 1,5 Mbauds recommandé : > 500 kBd





– Distance maximum de transmission env. 1,5 km

DNP3.0 RS485




– Débit de transmission jusqu’à 19200 bauds


DNP3.0 LWL

– Connecteur fibre optique de type Connecteur ST émetteur/récepteur

272 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



du boîtier





– Atténuation admissible de signal max. 8 dB, avec fibre optique 62,5/125 µm – Distance maximum de transmission env. 1,5 km

MODBUS RS485






MODBUS LWL

– Connecteur fibre optique de type Connecteur ST émetteur/récepteur


du boîtier



– Laser de classe 1 selonEN 60825–1/ –2 avec fibre optique 50/125 µm ou


– Atténuation admissible de signal max. 8 dB, avec fibre optique 62,5/125 µm – Distance maximum de transmission env. 1,5 km

Interface de synchronisation du temps

– Synchronisation temporelle DCF77/IRIG Signal B


sur boîtier pour montage en saillie au niveau des bornes à double étage situées sur l’extension inclinée en-dessousdu boîtier

– Tensions nominales des signaux au choix 5 V, 12 V ou 24 V

– Niveaux des signaux et charges :

273Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


4.1.5 Essais électriques

Spécifications Normes : CEI 60255 (normes de produit) ANSI/IEEE C37.90.0/.1/.2 DIN 57 435 Partie 303 voir aussi normes des fonctionsindividuelles

Essais d’isolation Normes : CEI 60255–5 et CEI 60870–2–1

– Essai haute tension (essai de routine) 2,5 kV (rms), 50 Hz Tous les circuits sauf alimentation en tension auxiliaire, entrées binaires et interfaces de communication et de synchronisation temporelle

– Essai haute tension (essai de routine) 3,5 kV– Tension auxiliaire et entrées binaires

– Essai haute tension (essai de routine) 500 V (rms), 50 Hz Seulement interfaces de communicationet de synchronisation temporelle isolées

– Essai d’onde de surtension (essai type)5 kV (crête) ; 1,2/50 µs ; 0,5 J ; 3 ondes

Tous les circuits, sauf interfaces de positives et 3 ondes négatives par intervalle communication et de synchronisation de 5 stemporelle, classe III

Tests d’immunité aux perturbations électromagné-tiques (EMC)(essais types)

Normes : CEI 60255–6 und –22, (normes produit) EN 50082–2 (norme générique) DIN 57435 Partie 303

– Essai à haute fréquence 2,5 kV (crête) ; 1 MHz ; τ = 15 µs ; CEI 60255–22–1, Classe III 400 ondes par s ; durée de l’essai 2 s ; Ri = et VDE 0435 Partie 303, Classe III 200 Ω

– Décharge électrostatique 8 kV décharge par contact ; 15 kV déchar-CEI 60255–22–2 Classe IV ge dans l’air ; deux polarités ; 150 pF ; Ri = et CEI 61000–4–2, Classe IV 330 Ω

– Irradiation par champ HF, non modulé 10 V/m ; 27 MHz à 500 MHz CEI 60255–22–3 (Report) Classe III

Tension d’entrée nominale des signaux5 V 12 V 24 V

UIhaut 6,0 V 15,8 V 31 VUIbas 1,0 V à IIbas = 0,25 mA 1,4 V à IIbas = 0,25 mA 1,9 V à IIbas = 0,25 mAIIhaut 4,5 mA à 9,4 mA 4,5 mA à 9,3 mA 4,5 mA à 8,7 mARI 890 Ω à UI = 4 V

640 Ω à UI = 6 V1930 Ω à UI = 8,7 V1700 Ω à UI = 15,8 V

3780 Ω à UI = 17 V3560 Ω à UI = 31 V

274 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


– Irradiation par champ HF, 10 V/m ; 80 MHz à 1000 MHz ; 80 % AM ; modulé en amplitude 1 kHz CEI 61000–4–3, Classe III

– Irradiation par champ HF, 10 V/m ; 900 MHz ; fréquence de modulation

modulé en fréquence 200 Hz ; CEI 61000–4–3/ENV 50204, Kl. III Durée d’enclenchement 50 %

– Perturbations transitoires rapides 4 kV ; 5/50 ns ; 5 kHz ; durée de salve =en salves (BURST) 15 ms ; CEI 60255–22–4 et CEI 61000–4–4, taux de répétition 300 ms ; deux polarités ; Classe IV Ri = 50 Ω ; durée de l’essai 1 min

– Ondes de choc à haute tension Impulsion : 1,2/50 µs(SURGE), CEI 61000–4–5 Installation Classe 3 Tension auxiliaire mode commun : 2 kV ; 12 Ω ; 9 µF

mode différentiel : 1 kV ; 2 Ω ; 18 µF Entrées de mesure, entrées binaires mode commun : 2 kV ; 42 Ω ; 0,5 µFet sorties de relais mode différentiel : 1 kV ; 42 Ω ; 0,5 µF

– Perturbations HF conduites,modulé en amplitude 10 V ; 150 kHz à 80 MHz ; 80 % AM ; CEI 61000–4–6, Classe III 1 kHz

– Champ magnétique à la fréquencedu réseauCEI 61000–4–8, Classe IV 30 A/m en permanence ; 300 A/m pendant CEI 60255–6 3 s ; 50 Hz ; 0,5 mT ; 50 Hz

– Oscillatory Surge Withstand Capability 2,5 kV à 3 kV (crête) ; 1 MHz à ANSI/IEEE C37.90.1 1,5 MHz ; onde amortie ; 50 chocs par s ;

Durée 2 s ; Ri = 150 Ω à 200 Ω

– Fast Transient Surge Withstand Cap. 4 kV à 5 kV ; 10/150 ns ;50 impulsions par s ;

ANSI/IEEE C37.90.1 deux polarités ; durée 2 s ; Ri = 80 Ω

– Radiated Electromagnetic Interference 35 V/m ; 25 MHz à 1000 MHz ANSI/IEEE Std C37.90.2

– Oscillations amorties 2,5 kV (crête), polarité alternante CEI 60694, CEI 61000–4–12 100 kHz, 1 MHz, 10 MHz et 50 MHz,

Ri = 200 Ω

Essais EMC d’émis-sion de perturba-tion (essais types)

Norme : EN 50081–∗ (norme générique)

– Emission de perturbation conduites, 150 kHz à 30 MHz seulement tension auxiliaire Classe limite B CEI–CISPR 22

– Intensité du champ de perturbation 30 MHz à 1000 MHz (émission rayonnée)CEI–CISPR 22 Classe limite B

275Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


4.1.6 Essais de sollicitation mécanique

Résistance aux vi-brations et aux chocs en exploitation

Normes : CEI 60255–21 et CEI 60068

– Vibrations sinusoïdal CEI 60255–21–1, Classe 2 10 Hz à 60 Hz : ± 0,075 mm amplitude ; CEI 60068–2–6 60 Hz à 150 Hz : 1 g accélération

balayage de fréquence1 octave/min 20 cycles selon 3 axes orthogonaux.

– Chocs semi-sinusoïdal CEI 60255–21–2, Classe 1 accélération 5 g, durée 11 ms, CEI 60068–2–27 3 chocs dans chaque direction des

3 axes orthogonaux

– Vibrations sismiques sinusoïdal CEI 60255–21–3, Classe 1 1 Hz à 8 Hz ± 3,5 mm amplitude CEI 60068–3–3 (axe horizontal)

1 Hz à 8 Hz : ± 1,5 mm amplitude (axe vertical) 8 Hz à 35 Hz : 1 g accélération(axe horizontal) 8 Hz à 35 Hz : 0,5 g accélération(axe vertical) balayage de fréquence1 octave/min 1 cycle selon 3 axes orthogonaux

Résistance aux vi-brations et aux chocs durant le transport

Normes : CEI 60255–21 et CEI 60068

– Vibrations sinusoïdal CEI 60255–21–1, Classe 2 5 Hz à 8 Hz : ± 7,5 mm amplitude ; CEI 60068–2–6 8 Hz à 150 Hz : 2 g accélération

balayage de fréquence1 octave/min 20 cycles selon 3 axes orthogonaux.

– Chocs semi-sinusoïdal CEI 60255–21–2, Classe 1 Accélération 15 g, durée 11 ms, CEI 60068–2–27 3 chocs dans chaque direction des 3

axes orthogonaux

– Chocs continus semi-sinusoïdal CEI 60255–21–2, Classe 1 Accélération 10 g, durée 16 ms, CEI 60068–2–29 1000 chocs dans chaque direction des

3 axes orthogonaux

4.1.7 Essais de sollicitation climatique

Températures ambiantes

Norme : CEI 60255–6

– Température recommandée en exploitation–5 °C à +55 °C

– Températures limites temporairement admissibles en exploitation –20 °C à +70 °C

en état de repos, donc pas de démarrage et pas de signalisation

Lisibilité de l’affichage risque d’être compromise au-delà de +55 °C

276 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


– Températures limites pour le stockage –25 °C à +55 °C

– Températures pour le transport –25 °C à +70 °C

Stocker et transporter l’appareil dans son emballage d’origine !

Humidité Humidité admissible Moyenne annuelle d’humidité relative≤75 % ; jusqu’à 93% d’humidité relativependant 56 jours par an ; il faut éviter lacondensation en fonctionnement!

Il faut placer les appareils de façon à ne pas les exposer au rayonnement solaire direct et à de grandes fluctuations de température qui pourraient provoquer le phénomène de condensation.

4.1.8 Conditions d’exploitation

L’appareil de protection est conçu pour l’utilisation dans les salles à relais et en milieu industriel. Les procédures d’installation adéquates doivent être observées afin d’as-surer la compatibilité électromagnétique EMC). De plus, il est recommandé d’observer les points suivants :

• Tous les contacteurs et relais qui opèrent dans la même cabine, armoire ou pan-neau que l’appareil numérique de protection doivent être équipés de dispositifs d’antiparasitage appropriés.

• Dans les postes dont le niveau de tension dépasse les 100 kV, tous les câbles de connexion externes doivent être équipés de blindages raccordés à la terre aux deux extrémités. Le blindage doit être capable de conduire les courants de défauts pos-sibles. Pour les installations de tension inférieure, aucune mesure particulière ne s’impose habituellement.

• Il est interdit de retirer ou de d’enficher les cartes individuelles sous tension. Une fois le boîtier démonté avec les cartes retirées, il est nécessaire de respecter les prescriptions relatives à la protection des composants ESD (composants sensibles aux électrodécharges). Enfichées, les cartes ne sont pas exposées à de tels ris-ques.

4.1.9 Exécutions

Boîtier 7XP20

Dimensions voir plan d’équipement, section 4.15

Poids (équipement maximal) environ – en boîtier à montage en saillie 9,6 kg – en boîtier encastrable 5,1 kg

277Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Degré de protection selon CEI 60529 – pour l’appareil

en boîtier à montage en saillie IP 51en boîtier encastrable

face avant IP 51face arrière IP 50

– pour la protection des personnes IP 2x avec cache de protection installé

278 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



4.2.1 Généralités

Seuils de démarrage

Courant différentiel IDIFF>/INObj 0,05 à 2,00 (incréments 0,01)

Seuil à max. courant IDIFF>>/INObj 0,5 à 35,0 (incréments 0,1) ou ∞ (inactif)

Elévation du seuil d’activation au démarrage comme facteur de IDIFF> 1,0 à 2,0 (incréments 0,1)

Stabilisation additionnelle en cas de défaut externe(ISTAB > valeur réglée) Idef.ext./INObj 2,00 à 15,00 (incréments 0,01) durée d’activation 2 à 250 périodes (incréments 1 pér.)

ou ∞ (actif jusqu’à la retombée)

Caractéristique de démarrage voir figure 4-1

Tolérances (pour paramètres de la caractéristique réglés par défaut) – seuil IDIFF> et caractéristique 5 % de la valeur réglée – seuil IDIFF>> 5 % de la valeur réglée

Temps de temporisation

Temporisation du seuil IDIFF> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) TI-DIFF> ou ∞ (pas de déclenchement)

Temporisation du seuil IDIFF>> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) TI-DIFF>> ou ∞ (pas de déclenchement)

Tolérance 1 % de la valeur réglée, soit 10 ms Les temps réglés sont des temporisations pures.


1 2 3 4 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

I–DIFF>>

I–DIFF>

ORIGINE 2ORIGINE 1

Déclench.

IstabINObj----------------

IdiffINObj---------------- Caract. de défaut

Blocage1243PENTE 2

1241PENTE 1

EXF–STAB

Stab. additionnelle

5

Légende : Idiff courant différentiel = |I1 + I2| Istab courant de stabilisation = |I1| + |I2| INObj courant nom. équipement à protéger

279Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


4.2.2 Transformateurs


Rapport de stabilisation de magnétisation10 % à 80 % (incréments 1 %) (2e harmonique) I2fN/IfN voir aussi figure 4-2

Stabilisation d’autres énièmes harmoniques 10 % à 80 % (incréments 1 %) (au choix 3e ou 5e) InfN/IfN voir aussi figure 4-3

Fonction Blocage croisé peut être activé et désactivé durée d’activation max. blocage croisé 2 à 1000 périodes (incréments 1 pér.)

ou 0 (bloc. croisé inactif) ou ∞ (actif jusqu’à la retombée)

Temps de réponse internes

Temps de démarrage/temps de retombée en cas d’alimentation d’un seul côté

Seuil de retombée env. 0,7

Adaptation pour transformateurs

Adaptation du couplage magnétique 0 à 11 (× 30°) (incréments 1)

Régime du point neutre mis à la terre ou non mis à la terre (pour chaque enroulement)

Plage de fonction-nement Fréquence

Ajustement de fréquence dans la plage 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1 Influence de la fréquence voir figure 4-4

Figure 4-2 Influence de la stabilisation de la 2e harmonique pour la protection différentielle de transformateur

50 Hz 60 Hz 162/3 Hz38 ms25 ms19 ms

35 ms22 ms17 ms

85 ms55 ms25 ms

35 ms 30 ms 80 ms

Temps de démarrage à fréquenceà 1,5 · valeur réglée IDIFF>à 1,5 · valeur réglée IDIFF>>à 5 · valeur réglée IDIFF>>Temps de retombée, env.

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

0,2

0,5

0,1

1,0

10,0

5,0

2,0 réglablep.ex. 2e harmonique = 15 %

réglable p.ex. IDIFF>/INObj = 0,15

réglablep.ex. IDIFF>>/INObj = 10

I2fIfN

IfNINObj

Blocage

Légende : Idiff Courant différentiel

= |I1 + I2| INObj Courant nominal

de l’équipementà protéger

IfN Courant à fréq. nom.z I2f Courant au double de

la fréquence

Déclenchement

280 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 4-3 Influence de la stabilisation de la énième harmonique pour la protection différen-tielle de transformateur

Figure 4-4 Influence de la fréquence sur la protection différentielle de transformateur

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

0,2

0,5

0,1

1,0

10,0

5,0

2,0réglablep.ex. énième harmonique = 40 %

réglablep.ex. IDIFF>/INObj = 0,15

réglablep.ex. IDIFFmax n.HM/INObj = 5

ΙnfIfN

IfNINObj

Blocage

Déclenchement

Légende : Idiff Courant différentiel

= |I1 + I2| INObj Courant nominal

de l’équipement à protéger

IfN Courant à fréq. nom. Inf Courant à énième

fréquence (n = 3 ou 5)

0 0,2 0,4 0,6 0,8

0,2

0,5

0,1

1,0

20,0

5

2

Valeur réglée p.ex. 0,15IDIFF>/INObj (réglable)

IDIFF>>/INObj (réglable)

1,0 1,2 1,4

0,3

3

10

f/fN

Valeur réglée p.ex. 5,0

Légende : Idiff Courant différentiel = |I1 + I2| INObj Courant nom. équipement

à protéger IXf Courant avec fréquence quelc.

dans la plage spécifiée

DéclenchementBlocage

Blocage

IXfINObj

281Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


4.2.3 Générateurs, moteurs, bobines



Seuil de retombée ca. 0,7

Plage de fonction-nementFréquence

Ajustement de fréquence dans la plage 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1 Influence de la fréquence voir figure 4-5

Figure 4-5 Influence de la fréquence sur la protection différentielle de moteur/générateur et protection de jeux de barres

50 Hz 60 Hz 162/3 Hz38 ms25 ms19 ms

35 ms22 ms17 ms

85 ms55 ms25 ms

35 ms 30 ms 80 ms

Temps de démarrage à fréquenceà1,5 · valeur réglée IDIFF>à 1,5 · valeur réglée IDIFF>>à 5 · valeur réglée IDIFF>>Temps de retombée, env.

0 0,2 0,4 0,6 0,8

0,2

0,1

0,3

0,6

0,4

IDIFF>/INObj (réglable)

1,0 1,2 1,4

1

f/fN

valeur réglée p.ex. 0,15

Légende :Idiff Courant différentiel = |I1 + I2| INObj Courant nom. équipement

à protégerIXf Courant avec fréquence quelc.

dans plage spécifiée Déclench.

Blocage

IXfINObj

282 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


4.2.4 Jeux de barres, noeuds, lignes courtes


Surveillance du courant différentiel en état stationnaireIsurv/INObj 0,15 à 0,80 (incréments 0,01)

Temporisation pour blocage à courant différentiel Tsurv 1 s à 10 s (incréments 1 s)

Libération de déclenchement

Libération par critère de courantI>lib./INObj 0,20 à 2,00 (incréments 0,01)

par courant de travée ou 0 (libération toujours présente)



Seuil de retombée env. 0,7

Plage de fonctionnementFréquence

Ajustement de fréquence dans la plage 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1

Influence de la fréquence voir figure 4-5

50 Hz 60 Hz 162/3 Hz25 ms20 ms19 ms

25 ms19 ms17 ms

50 ms45 ms35 ms

30 ms 30 ms 70 ms

Temps de démarrage à fréquenceà 1,5 · valeur réglée IDIFF>à 1,5 · valeur réglée IDIFF>>à 5 · valeur réglée IDIFF>>Temps de retombée, env.

283Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


4.3 Protection différentielle pour défauts de terre

Plage de valeurs Courant différentiel IEDS>/INObj 0,05 à 2,00 (incréments 0,01)

Angle limite ϕEDS 110° (fixe)

Caractéristique de démarrage voir figure 4-6

Tolérance de démarrage 5 % pour I < 5 · IN

Temporisation TEDS 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Tolérance 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Les temps réglés sont des temporisations pures


Seuil de retombée, env. 0,7

Influence de la fréquence

Influence de la fréquence 1 % dans la plage 0,9 à 1,1 fN

Figure 4-6 Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonc-tion du rapport courant homopolaire-courant de ligne 3I0"/3I0' (les deux courants en phase ou en opposition de phase) ; IEDS = valeur réglée

50 Hz 60 Hz 162/3 Hz40 ms37 ms

38 ms32 ms

100 ms80 ms

40 ms 40 ms 80 ms

Temps de démarrage à fréquence à 1,5 · valeur réglée IEDS>, ca.à 2,5 · valeur réglée IEDS>, ca.

Temps de retombée, env.

-0,3 -0,2 -0,1 0,0 0,1 0,2 0,3

4

3

2

1

Idécl.IEDS>

3Io"3Io'

Déclenchement

Blocage

284 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

4.4 Protection à maximum de courant pour courants de phase et homopolaires


Caractéristiques Seuils à temps constant (UMZ) IPh>>, 3I0>>, IPh>, 3I0>

Seuils à courant dépendant(AMZ) IP, 3I0P (selon CEI ou ANSI) il est possible de sélectionner une des

caractéristiques selon les figures 4-7 à 4-9

autre possibilité, caractéristique utilisateur avec caractéristique de déclenchement et de retombée à spécifier

Caractéristiques de retombée(AMZ) voir figures 4-10 et 4-11 (selon ANSI avec émulation de disque)

Seuil de courant Seuils de courant élevé IPh>> 0,10 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A) ou ∞ (seuil inactif)

TIPh>> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

3I0>> 0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A) ou ∞ (seuil inactif)

T3I0>> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuils à max. courant IPh> 0,10 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A) ou ∞ (seuil inactif)

TIPh> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

3I0> 0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A) ou ∞ (seuil inactif)

T3I0> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuils à courant dépendant IP 0,10 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A) (CEI)

TIP 0,05 s à 3,20 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

3I0P 0,05 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)

T3I0P 0,05 s à 3,20 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuils à courant dépendant IP 0,10 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A) (ANSI)

DIP 0,50 s à 15,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

3I0P 0,05 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)

D3I0P 0,50 s à 15,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

285Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Tolérances Courants 3 % de la valeur réglée ou 1 % courant nominal

pour UMZ Temps 1 % de la valeur réglée ou 10 ms

Tolérances Courants Démarrage à 1,05 ≤ I/IP ≤ 1,15 ; pour AMZ ou 1,05 ≤ I/3I0P ≤ 1,15 (CEI) Temps 5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz

5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz pour 2 ≤ I/IP ≤ 20 et TIP/s ≥ 1 ; ou 2 ≤ I/3I0P ≤ 20 et T3I0P/s ≥ 1

(ANSI) Temps 5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz 5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz

pour 2 ≤ I/IP ≤ 20 et DIP/s ≥ 1 ; ou 2 ≤ I/3I0P ≤ 20 et D3I0P/s ≥ 1

Les temps réglés sont des temporisations pures. 1) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.

Temps de réponse internes des seuils à temps constant

Temps de démarrage/temps de retombée seuils de courant de phase

Temps de démarrage/temps de retombée seuils de courant homopolaire

Seuils de retombée Seuils de courant env. 0,95 pour I/IN ≥ 0,5

Stabilisation de magnétisation

Rapport de stabilisation de magnétisation 10 % à 45 % (incréments 1 %) (2e harmonique) I2fN/IfN

Limite de fonctionnement inférieure I > 0,2 A 1)

Courant maximal pour stabilisation 0,30 A à 25,00 A 1) (incréments 0,01 A)

Fonction Blocage croisé entre phases peut être activé et désactivé durée d’activation max. blocage croisé 0,00 s à 180 s (incréments 0,01 s) 1) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.

Fréquence Influence de la fréquence 1 % dans la plage 0,9 à 1,1 fN

50 Hz 60 Hz 162/3 Hz20 ms25 ms

18 ms23 ms

30 ms45 ms

40 ms45 ms

35 ms40 ms

85 ms100 ms

30 ms 30 ms 80 ms

Temps de démarrage pour fréquencesans stabilis. de magnétisation, min sans stabilis. de magnétis., typique avec stabilis. de magnétisation, min avec stabilis. de magnétis., typiqueTemps de retombée, typique

50 Hz 60 Hz 162/3 Hz40 ms45 ms

35 ms40 ms

100 ms105 ms

40 ms45 ms

35 ms40 ms

100 ms105 ms

30 ms 30 ms 80 ms

Temps de démarrage pour fréquencesans stabilis. de magnétisation, min sans stabilis. de magnétis., typiqueavec stabilis. de magnétisation, min avec stabilis. de magnétis., typiqueTemps de retombée, typique

286 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 4-7 Caractéristiques de déclenchement de la protection à maximum de courant à temps dépendant et de la pro-tection contre les déséquilibres, selon CEI

0,1

0,2

0,4

1,6

3,2

0,05

Extrêmement inverse :(Typ C)

I/Ip

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

Normalement inverse : Fortement inverse :(Type B)

Tp

t [s] t [s]

I/Ip I/Ip

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

[s] [s]

1 2 3 5 10 20

0,3

0,1

100

20

10

2

0,05

5

[s]

0,2

0,5

1

t [s]

3

3

30 30

3

t 0 14,

I Ip⁄( )0 02, 1–------------------------------------ Tp⋅=

(Type A)t 13 5,

I Ip⁄( )1 1–---------------------------- Tp⋅=

t 80

I Ip⁄( )2 1–---------------------------- Tp⋅=

0,8

0,1

0,2

0,4

1,6

3,2

0,05

0,8

7

Tp

0,1 0,20,4

1,6

3,2

0,8

Tp

0,05

t Temps de déclenchementTp Valeur de réglage de la constante de tempsI Courant de défautIp Valeur de réglage du courant

Remarque : pour 162/3 Hz temps déclenchement min. de 100 ms. Courant homopolaire : lire 3I0p au lieu de Ip et T3I0p au lieu de Tp Courant de terre : lire IEpau lieu de Ip et TIEp au lieu de Tp Courant déséquilibre : lire I2p au lieu de Ip et TI2p au lieu de Tp

0,1

0,2

0,4

3,2

0,05

10

3

1

1 2 3 5 10 20

1000

200

100

50

20

5

2

0,5

Inverse long :

Tp

t [s]

I/Ip

[s]

30

300

0,8

7

t 120

I Ip⁄( )1 1–---------------------------- Tp⋅=

1,6

pas pour déséquilibre

287Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Figure 4-8 Caractéristiques de déclenchement de la protection à maximum de courant à temps dépendant et de la pro-tection contre les déséquilibres, selon ANSI/IEEE

Modérément inverse

I/Ip

D [s]

1

2

5

10

15

0,5

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

0,5

0,2

0,05

t 0 0103,

I Ip⁄( )0 02, 1–------------------------------------ 0 0228,+

D⋅= [s]

3

5

t [s]

2

50


I/Ip

t 5 64,

I Ip⁄( )2 1–---------------------------- 0 02434,+

D⋅= [s] t 8 9341,

I Ip⁄( )2 0938, 1–------------------------------------------ 0 17966,+

D⋅=

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

Inverse

D [s]

t [s]

I/Ip

1

2

5

1015

0,5

[s]

3

30

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

Fortement inverse

D [s]

t [s]

I/Ip

1

2

5

1015

0,5

[s]t 3 922,

I Ip⁄( )2 1–---------------------------- 0 0982,+

D⋅=

30

3

t Temps de déclenchementD Valeur de réglage de la constante de tempsI Courant de défautIp Valeur de réglage du courant

Remarque : pour 162/3 Hz temps déclenchement min. 100 ms. Courant homopolaire, lire 3I0p au lieu de Ip Courant de terre : lire IEp au lieu de Ip Déséquilibre : lire I2p au lieu de Ip

D [s]

12

5

1015

0,5 2 3 5 10 20

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

200

3

50

1

288 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 4-9 Caractéristiques de déclenchement de la protection à maximum de courant à temps dépendant, selon ANSI/IEEE

t 0 2663,

I Ip⁄( )1 2969, 1–------------------------------------------ 0 03393,+

D⋅=Inverse court

t [s]

I/Ip

D [s]

12

5

1015

0,5

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

[s]

30

3

Régulièrement inverse

D [s]

I/Ip

1

2

5

10

15

0,5

1 2 3 5 10 20

0,3

0,1

100

20

10

2

0,05

5

[s]

0,2

0,5

1

t [s]

3

t 0 4797,

I Ip⁄( )1 5625, 1–------------------------------------------ 0 21359,+

D⋅=

30

t Temps de déclenchementD Valeur de réglage de la constante de tempsI Courant de défaut Ip Valeur de réglage du courant

Inverse long

D [s]

I/Ip

1

2

5

1015

0,5

1 2 3 5 10 20

0,3

0,1

100

20

10

2

0,05

5

[s]t 5 6143,I Ip⁄( ) 1–------------------------- 2 18592,+

D⋅=

0,2

0,5

1

t [s]

3

50

Remarque : Pour 162/3 Hz temps décl. minimum 100ms. Courant homopolaire ; lire 3I0p au lieu de IpCourant de terre : lire IEp au lieu de Ip

3

50

289Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Figure 4-10 Caractéristiques de retombée de la protection à maximum de courant à temps dépendant et de la protection contre les déséquilibres avec émulation de disque, selon ANSI/IEEE

Extrêmement inverse [s]t 5 82,

I Ip⁄( )2 1–

----------------------------

D⋅= Inverse t 8 8,

I Ip⁄( )2 0938, 1–---------------------------------------------

D⋅=

I/Ip 0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

0,3

200

3

50 5

2

1

0,5

10

D [s]15

[s]

I/Ip 0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

10010

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50

D [s]

15

Modérément inverse [s]t 0 97,

I Ip⁄( )2 1–----------------------------

D⋅=

I/Ip 0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

10

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50D [s]

15

Fortement inverse [s]t 4,32

I Ip⁄( )2 1–

----------------------------

D⋅=

I/Ip 0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

10

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50

15

D [s]

t Temps de retombéeD Valeur de réglage de la constante de tempsI Courant coupéIp Valeur de réglage du courant

Remarque : Courant homopolaire : lire 3I0p au lieu de IpCourant de terre : lire IEp au lieu de Ip Déséquilibre : lire I2p au lieu de Ip

290 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 4-11 Caractéristiques de retombée de la protection à maximum de courant à temps dépendant avec émulation de disque, selon ANSI/IEEE

I/Ip 0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

1510

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50

D [s]

Inverse court [s]t 0 831,

I Ip⁄( )1 2969, 1–---------------------------------------------

D⋅=

Régulièrement inverse [s]t 1,0394

I Ip⁄( )1 5625, 1–

---------------------------------------------

D⋅=

I/Ip 0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

1510

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50D [s]

Inverse long t 12 9,

I Ip⁄( )1 1–

----------------------------

D⋅= [s]

I/Ip 0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

0,3

200

3

50

5

2

1

0,5

10

D [s]15

I/Ip 0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

1510

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50

D [s] t Temps de retombéeD Valeur de réglage de la constante de temps I Courant coupé Ip Valeur de réglage du courant

Remarque :cour. homopolaire, lire 3I0p au lieu de IpCourant de terre : lire IEp au lieu de Ip

291Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


4.5 Protection à maximum de courant de terre (courant de point neu-tre)

Caractéristiques Seuils à temps constant (UMZ) IE>>, IE>

Seuils à courant dépendant(AMZ) IEP (selon CEI ou ANSI) il est possible de sélectionner une des


autre possibilité, caractéristique utilisateur avec caractéristique de déclenchement et de retombée à spécifier

Caractéristiques de retombée(AMZ) voir figures 4-10 et 4-11 (selon ANSI avec émulation de disque)

Seuils de courant

Seuil de courant élevé IE>> 0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A) ou ∞ (seuil inactif)

TIE>> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuil à max. courant IE> 0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A) ou ∞ (seuil inactif)

TIE> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuil à courant dépendantIEP 0,05 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A) (CEI)

TIEP 0,05 s à 3,20 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuil à courant dépendantIEP 0,05 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A) (ANSI)

DIEP 0,50 s à 15,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Tolérances pour UMZ Courants 3 % de la valeur de réglée ou 1 % du cou-rant nominal

Temps 1 % de la valeur réglée ou 10 ms

Tolérances pour AMZ Courants Démarrage à 1,05 ≤ I/IEP ≤ 1,15 (CEI) Temps 5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz

5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz pour 2 ≤ I/IEP ≤ 20 et TIP/s ≥ 1


pour 2 ≤ I/IEP ≤ 20 et DIEP/s ≥ 1


292 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Temps de réponse internes des éche-lons à temps con-stant

Temps de démarrage/temps de retombée


Stabilisation de magnétisation

Rapport de stabilisation de magnétisation 10 % à 45 % (incréments 1 %) (2e harmonique) I2fN/IfN

Limite de fonctionnement inférieure I > 0,2 A 1)

Courant maximal pour stabilisation 0,30 A à 25,00 A 1) (incréments 0,01 A) 1) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.



Commandetemporelle

Critère de départ Entrée binaire d’un contact auxiliairedu disjoncteur ou critère de courant LS I> (du côté affecté)

Temps de coupure TINTERR 0 s à 21600 s (= 6 h) (incréments 1 s)

Durée d’activation TPERM.Dyn.PAR. 1 s à 21600 s (= 6 h) (incréments 1 s)

Tps de retombée accéléréeTRTB.PER-DynPAR

1 s à 600 s (= 10 min) (incréments 1 s) ou ∞ (retombée accélérée inactive)

Plages de réglage et valeurs com-mutées

Paramètres dynamiques des courants Plages de réglage et incréments identiquesd’excitation et des temporisations aux fonctions concernées ou facteurs de temps

50 Hz 60 Hz 162/3 Hz20 ms25 ms

18 ms23 ms

30 ms45 ms

40 ms45 ms

35 ms40 ms

85 ms100 ms

30 ms 30 ms 80 ms

Temps de démarrage à fréquencesans stabilis. de magnétisation, min sans stabilis. de magnétis., typique avec stabilis. de magnétisation, min avec stabilis. de magnétis., typiqueTemps de retombée, typique

293Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


4.7 Protection à maximum de courant monophasé

Seuils de courant

Seuil de courant élevé I>> 0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A) 0,003 A à 1,500 A 2) (incréments 0,001 A)ou ∞ (seuil inactif)

TI>> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuil à max. courant I> 0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A) 0,003 A à 1,500 A 2) (incréments 0,001 A)ou ∞ (seuil inactif)

TI> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Tolérances Courants 3 % de la valeur réglée ou 1 % du courantnominal

bei IN = 1 A ou 5 A ; 5 % de la valeur réglée ou 3 % du courantnominal

bei IN = 0,1 A

Temps 1 % de la valeur réglée ou . 10 ms Les temps réglés sont des temporisations pures. 1) Valeurs secondaires en cas d’entrée de mesure „normale“ pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5. 2) Valeurs secondaires en cas d’entrée de mesure „sensible“, indépendamment du courant nominal de l’appareil





50 Hz 60 Hz 162/3 Hz20 ms30 ms

18 ms25 ms

35 ms80 ms

30 ms 27 ms 80 ms

Temps de démarrage à fréquenceminimaletypique Temps de retombée, typique

294 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



Caractéristiques Seuils à temps constant (UMZ) I2>>, I2>

Seuils à courant dépendant(AMZ) I2P (selon CEI ou ANSI) il est possible de sélectionner une des


Caractéristiques de retombée(AMZ) voir figure 4-10 (selon ANSI avec émulation de disque)

Plage de fonctionnement 0,1 A à 4 A 1) 1) Données secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.

Seuils de courant

Seuil de courant élevé I2>> 0,10 A à 3,00 A 1) (incréments 0,01 A)

TI2>> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuil à max. courant I2> 0,10 A à 3,00 A 1) (incréments 0,01 A)

TI2> 0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuil à courant dépendant (CEI) I2P 0,10 A à 2,00 A 1) (incréments 0,01 A)

TI2P 0,05 s à 3,20 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Seuil à courant dépendant (ANSI) I2P) 0,10 A à 2,00 A 1) (incréments 0,01 A)

DI2P 0,50 s à 15,00 s (incréments 0,01 s) ou ∞ (pas de déclenchement)

Tolérances pour UMZ Courants 3 % de la valeur réglée ou 1 % du courantnominal

Temps 1 % de la valeur réglée ou 10 ms

Tolérances pour AMZ Courants Démarrage à 1,05 ≤ I2/I2P ≤ 1,15 (CEI) Temps 5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz

5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz pour 2 ≤ I2/I2P ≤ 20 et TIP/s ≥ 1;


pour 2 ≤ I2/I2P ≤ 20 et DI2P/s ≥ 1


Temps de réponse internes des seuils à temps constant




50 Hz 60 Hz 162/3 Hz50 ms55 ms

45 ms50 ms

100 ms130 ms

30 ms 30 ms 70 ms

Temps de démarrage à fréquenceminimaletypiqueTemps de retombée, env.

295Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1



4.9.1 Protection de surcharge avec image thermique

Plages de réglage Facteur k selon CEI 60255–8 0,10 à 4,00 (incréments 0,01)

Constante de temps τ 1,0 min à 999,9 min (incréments 0,1 min)

Facteur de prolongation à l’arrêt du moteurfacteur Kτ 1,0 à 10,0 (incréments 0,1)

Température d’alarme ΘAlarme/ΘDécl. 50 % à 100 % en fonction de la tempé-rature de déclenchement (incréments 1 %)

Seuil d’alarme exrpimé en courantIAlarme 0,10 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)

Détection de démarrage IDémarr. moteur 0,60 A à 10,00 A 1) (incréments 0,01 A) ou ∞ (pas de détection de démarrage)

Temporisation de démarrage d’urgence TDém. urg.10 s à 15000 s (incréments 1 s)1) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.


voir figure 4-12

Seuils de retombée Θ/ΘDécl. Retombée avec ΘAlarme

Θ/ΘAlarme env. 0,99

I/IAlarme env. 0,97

Tolérances concernant k · IN 2 %, ou 10 mA 1) ; Classe 2 % selonCEI 60 255–8

concernant temps de déclenchement 3 % ou 1 s à fN = 50/60 Hz 5 % ou 1 s à fN = 162/3 Hz pour I /(k·IN) > 1,25

1) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.

Influence de la fréquence concer-nant k · IN

Dans la plage 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1 1 % à fN = 50/60 Hz 3 % à fN = 162/3 Hz

t τ

Ik IN⋅------------- 2 Ipré

k IN⋅-------------

2–

Ik IN⋅------------- 2

1–-------------------------------------------------ln⋅=


t Temps de déclenchementτ Constante de temps de l’échauffementI Courant de chargeIvorCourant de préchargek Facteur de réglage selon CEI 60255–8 IN Courant nominal de l’équipement à

protéger

Légende :

pour I /(k·IN) ≤ 8

296 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure 4-12 Caractéristiques de déclenchement de la protection de surcharge

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 12

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

t [min] t [min]

I / (k·IN)

1000

1

0,3

0,1

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

3

30 30

3

Paramètre :Valeur réglée const. temps

20

200

500

100

50

10

5

21

4 6 7 8

50

t τ

Ik IN⋅-------------- 2

Ik IN⋅-------------- 2

1–--------------------------------ln⋅=

sans précharge :

I / (k·IN) 1 2 3 5 10 12 4 6 7 8

avec précharge de 90 % :

t τ

Ik IN⋅-------------- 2 Ipré

k IN⋅-------------- 2

–

Ik IN⋅-------------- 2

1–---------------------------------------------------ln⋅=

50

Paramètre :valeur réglée const. temps

1000

500

200

100

50

2010521

τ [min]

τ [min]

[min][min]

297Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


4.9.2 Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif

Capteurs de température

Nombre de points de mesure de 1 Thermobox (jusqu’à 6 points) ou de 2 Thermobox (jusqu’à 12 points)

Le raccordement d’un seul capteur de température suffit pour le calcul du point chaud.

Refroidissement Méthode de refroidissement ON (oil natural = circulation d’huile par convection) OF (oil forced = circulation d’huile forcée) OD (oil directed = circulation d’huile dirigée)

Exposant d’enroulement Y 1,6 à 2,0 (incréments 0,1)

Gradient de température d’isolationHgr 22 à 29 (incréments 1)

Seuils d’alarme Température avertissement point chaud 98 °C à 140 °C (incréments 1 °C) ou 208 °F à 284 °F (incréments 1 °F)

Température d’alarme point chaud 98 °C à 140 °C (incréments 1 °C) ou 208 °F à 284 °F (incréments 1 °F)

Taux de vieillissement d’avertissement 0,125 à 128,000 (incréments 0,001)

Taux de vieillissement d’alarme 0,125 à 128,000 (incréments 0,001)


Capteurs de température

Thermobox raccordables 1 ou 2

Nombre de capteurs de température par Thermobox max. 6

Type de mesure Pt 100 Ω ou Ni 100 Ω ou Ni 120 Ω

Seuils d’avertissement

Pour chaque point de mesure :

Température d’avertissement (seuil 1) –50 °C à 250 °C (incréments 1 °C) ou –58 °F à 482 °F (incréments 1 °F)

ou ∞ (pas d’avertissement)

Température d’alarme (seuil 2) –50 °C à 250 °C (incréments 1 °C) ou –58 °F à482 °F (incréments 1 °F)

ou ∞ (pas d’alarme)

298 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



Surveillance du disjoncteur

Supervision du courant de circulation 0,04 A à 1,00 A 1) (incréments 0,01 A) pour le côté sélectionné

Seuil de retombée env. 0,9 pour I ≥ 0,25 A 1)

Tolérance 5 % de la valeur réglée ou 0,01 A 1)

Contrôle de position via les contacts auxiliaires du disjoncteur entrée binaire pour contact aux. disjoncteur 1) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.

Critères d’activation

pour la protection contre les déclenchement interne défaillances du disjoncteur externe (via entrée binaire)

Temps Temps de démarrage env. 3 ms pour valeurs mesure présente, env. 20 ms pour apparition valeurs mesure

fN = 50/60 Hz env. 60 ms pour apparition valeurs mesure

fN = 162/3 Hz

Temps de retombée ≤ 30 ms à fN = 50/60 Hz, ≤ 90 ms à fN = 162/3 Hz

Temporisation 0,00 s à 60,00 s ; ∞ (incréments 0,01 s) Tolérance 1 % de la valeur réglée ou 10 ms


Entrées binaires pour déclenche-ment direct

Nombre 2

Temps de réponse interne env. 12,5 ms min. env. 25 ms typique

Temps de retombée env. 25 ms

Temporisation 0.00 s à 60,00 s (incréments 0.01 s) Tolérance 1 % de la valeur réglée ou 10 ms Les temps réglés sont des temporisations pures.

Signalisations du transformateur

Signalisations associées Avertissement Buchholz Buchholz cuveDéclenchement Buchholz

299Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1



Grandeurs de mesure

Symétrie des courants |Imin| / |Imax| < FAC.SYM. I (pour chaque côté) tant que Imax / IN > I SEUIL SYM / IN

– FAC.SYM. I 0,10 à 0,90 (incréments 0,01) – I SEUIL SYM 0,10 A à 1,00 A 1) (incréments 0,01 A)

Champ tournant IL1 en avance sur IL2 en avance sur IL3 champ tournant droit IL1 en avance sur IL3 en avance sur IL2 champ tournant gauche si |IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN

1) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.

Surveillance du cir-cuit de déclenche-ment

Nombre de circuits surveillés 1

Type de surveillance par circuit avec 1 entrée binaire ou 2 entrées binaires

300 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



Mesures d’exploitation

Mesures d’exploitation pour courants IL1 ; IL2 ; IL3 triphasé (pour chaque côté) en A primaire et secondaire et en % IN

– Tolérance à IN = 1 A ou 5 A 1 % de la valeur de mesure ou 1 % de IN – Tolérance à IN = 0,1 A 2 % de la valeur de mesure ou 2 % de IN

Mesures d’exploitation pour courants 3I0 ; I1 ; I2 triphasé (pour chaque côté) en A primaire et secondaire et en % IN

– Tolérance 2 % de la valeur de mesure ou 2 % de IN

Mesures d’exploitation pour courants I1 à I7 monophasé en A primaire et secondaire et en % IN

– Tolérance 2 % de la valeur de mesure ou 2 % de IN

Mesures d’exploitation pour courants I8 monophasé en A primaire et mA secondaire

– Tolérance 1 % de la valeur de mesure ou 2 mA

Angle de phase des courants ϕ (IL1) ; ϕ (IL2) ; ϕ (IL3) en ° triphasé (pour chaque côté) par rapport à ϕ (IL1)

– Tolérance 1° pour courant nominal

Angle de phase des courants ϕ (I1) à ϕ (I7) en ° monophasé par rapport à ϕ (I1)

– Tolérance 1° pour courant nominal

Mesure d’exploitation pour fréquence f en Hz et % fN

– Plage 10 Hz à 75 Hz – Tolérance 1 % dans la plage fN ± 10 % à I=IN

Mesure d’exploitation pour puissance S (puissance apparente) avec tension mesurée ou nominale en kVA ; MVA ; GVA primaire

Mesure d’exploitation pour valeur thermique ΘL1 ; ΘL2 ; ΘL3 ; Θres (protection de surcharge selon CEI 60255–8)par rapport à la température

de déclenchement ΘAUS

Mesure d’exploitation pour valeur thermique ΘRTD1 à ΘRTD12 (protection de surcharge selon CEI 60354)en °C ou °F

taux de vieillissement relatif, réserve de charge

Valeurs de mesure de la protection différentielle IdiffL1 ; IdiffL2 ; IdiffL3 ;

IstabL1 ; IstabL2 ; IstabL3 en % du courant nominal d’exploitation

– Tolérance (en cas de préréglage) 2 % de la valeur de mesure ou 2 % IN (50/60 Hz) 3 % de la valeur de mesure ou 3 % IN (162/3 Hz)

Valeurs de mesure de la protection IdiffEDS ; IstabEDS différentielle de défauts de terre en % du courant nominal de service

– Tolérance (en cas de préréglage) 2 % de la valeur de mesure ou 2 % IN(50/60 Hz) 3 % de la valeur de mesure ou 3 % IN (162/3 Hz)

301Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Enregistrement des perturbations

Sauvegarde des messages des 8 dernières défauts avec au total max. 200 messages

Perturbographie Nombre de défauts mémorisés max. 8

Temps de mémorisation max. 5 s par perturbation env. 5 s au total

Echantillonnage pour fN = 50 Hz 1,67 ms Echantillonnage pour fN = 60 Hz 1,38 ms Echantillonnage pour 162/3 Hz 5 ms

Valeurs statis-tiques

Nombre de déclenchements générés par l’appareil

Somme des courants de déclenchement séparé par pôle et côté

Compteur d’heures de service jusqu’à 7 décimales Critère Dépassement d’un seuil de courant

réglable (DJ Côté 1 I> ou DJ Côté 2 I>)

Attribution de temps réel et batte-rie tampon

Résolution pour les signalisations d’exploitation1 ms

Résolution pour les signalisations de défaut1 ms

Batterie tampon 3 V/1 Ah, type CR 1/2 AA Temps d’auto-décharge env. 10 ans

Synchronisation du temps

Types de fonctionnement :

Interne Interne via horloge interne RTC CEI 60870–5–103 Externe via interface système

(CEI 60870–5–103) Signal horaire IRIG B Externe via IRIG B Signal horaire DCF77 Externe via signal horaire DCF77 Signal horaire Sync.-Box Externe via Synchro-Box Impulsion via entrée binaire Externe avec impulsion sur entrée binaire

Fonctions définiss-ables par l’utili-sateur (CFC)

Temps de traitement des modules fonctionnels :

Module, besoin de base 5 TICKS à partir de la 3e entrée pour les blocs

fonctionnels génériques par entrée 1 TICK Liaison logique avec une entrée 6 TICKS Liaison logique avec une sortie 7 TICKS additionnellement par plan 1 TICK

Nombre max. de TICKS par domaine logique :

MW_BEARB (Traitement des valeurs de mesure) 1200 TICKSPLC1_BEARB (traitement PLC lent) 255 TICKSPLC_BEARB (traitement PLC rapide) 90 TICKSSFS_BEARB (protection contre manœuvre fautive) 1000 TICKS

302 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

4.15 Dimensions

4.15 Dimensions

Montage encastré ou en armoire

Figure 4-13 Dimensions d’une 7UT612 pour montage encastré et en armoire

244

266

2

29,5 172

34

Plaque de montage150145

146 +2

255,

8 ±

0,3

245

+ 1

5 ou M4

6

Vue de côté (avec bornes à visser) Vue arrière

Encastrement sur platine

244

266

2

29,5 172 34

Plaque de montage

29 30

Vue de côté (avec bornes enfichables)

105 ± 0,5 131,5 ± 0,3

13,27,3

5,4

Dimensions en mm

A

R

Q

F

C

B

303Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1


Montage en saillie

Figure 4-14 Dimensions d’une 7UT612 pour montage en saillie

Appareil de mesure de température

Figure 4-15 Dimensions de l’appareil de mesure de température 7XV5662–∗ AD10–0000

280

165144

15032

034

4

10,5 260

29,5

71

266

Vue frontale Vue de côté

9

31 456046

1 1516 30

Dimensions en mm

90

16,5

25

48

58

45

105

3

98116

140

61,8

3 fixations (apparentes)

Vue de côté

Vue frontaleDimensions en mm

pour fixation sur panneauavec trous de fixation pour vis de 4,2 mm

3 fixations (à glisser)pour fixation à clipsersur rails DIN

3

304 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Annexe AL’annexe constitue avant tout un ouvrage de référence pour l’utilisateur averti. Elle contient les commandes personnalisables, des diagrammes généraux et de raccord-ement, des réglages par défaut ainsi que des tableaux avec tous les paramètres et informations de l’appareil pour l’ensemble de ses fonctions.

A.1 Versions commandables et accessoires 306

A.2 Schémas généraux 311

A.3 Exemples de raccordement 313

A.4 Affectation des fonctions de protection aux équipements à protéger 324

A.5 Réglages par défaut 325

A.6 Fonctions dépendantes du protocole 327

A.7 Vue d’ensemble des paramètres 328

A.8 Listes d’information 347

A.9 Liste des valeurs de mesure 364

305Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

A Annexe

A.1 Versions commandables et accessoires

Courant nominalIN = 1 A 1IN = 5 A 5

Tension auxiliaire (alimentation, seuil d’activation des entrées binaires)DC 24 V à 48 V, seuil d’activation des entrées binaires 17 V 2) 2DC 60 V à 125 V 1), seuil d’activation des entrées binaires 17 V 2) 4DC 110 V à 250 V 1), AC 115 à 230 V, seuil d’activation des entrées binaires 73 V 2) 5

Boîtier / Nombre d’entrées et de sortieBE: entrées binaires, BA: relais de sortie Montage en saillie avec borniers double étage, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Contact de vie BEncastrable avec borniers enfichables, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Contact de vie DEncastrable avec borniers à vis, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Contact de vie E

Préréglages régionaux spécifiques/versions de fonction et choix de la langueRégion DE, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, langue allemande (modifiable) ARégion Monde, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, langue anglaise, (langue modifiable) BRégion US, 60/50 Hz, langue américaine (modifiable) CRégion Monde, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, langue espagnole (modifiable) E

Interface système: fonctionnalité et hardware (Port B)Pas d’interface système 0Protocole IEC, électrique RS232 1Protocole IEC, électrique RS485 2Protocole IEC, optique 820 nm, connecteur ST 3Profibus FMS esclave, électrique RS485 4Profibus FMS esclave, optique, simple boucle, connecteur ST 5Profibus FMS esclave, optique, double boucle, connecteur ST 6Autres interfaces voir données annexe L 9

Données annexe LProfibus DP esclave, RS485 AProfibus DP esclave, optique 820 nm, double boucle, connecteur ST BModbus, RS485 DModbus, optique 820 nm, connecteur ST EDNP, RS485 GDNP, optique 820 nm, connecteur ST H

DIGSI/Interface modem / Appareil de mesure de température (Port C) Pas d’interface DIGSI arrière 0DIGSI/Modem, électrique RS232 1DIGSI/Modem / appareil de mesure de température, électrique RS485 2DIGSI/Modem / appareil de mesure de température, optique 820 nm, connecteur ST 3

1) les deux plages de tension auxiliaire sont interchangeables via des cavaliers 2) le seuils BE sont réglables par entrée binaire sur 2 niveaux via des cavaliers

voir page A-3

_7UT6127 8 13 1514

_9 10 11 12

Protection différentielle

L+

0

0

A16

306 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


FonctionsMesureValeurs de mesure de base 1Valeurs de mesure de base, fonctions de surveillance transformateur 4(Raccordement à l’appareil de mesure de température/point chaud, facteur de surcharge)

Protection différentielle + fonctions de base AProtection différentielle transformateur, générateur, moteur, jeu de barres (87)Protection de surcharge selon IEC pour un enroulement (49)Lock out (verrouillage enclenchement) (86)Protection à maximum de courant de phase (50/51): I>, I>>, Ip (stabilisation à l’enclenchement)Protection à maximum de courant 3I0 (50N/51N): 3I0>, 3I0>>, 3I0p (stabilisation à l’enclenchement)Protection à maximum de courant de terre (50G/51G): IT>, IT>>, ITp (stabilisation à l’enclenchement)

Protection différentielle + fonctions de base + fonctions complémentaires BDéfaut de terre restrictive à basse impédance (87G)Défaut de terre restrictive à basse impédance (87 G sans résistance et varistor), UMZ–1-phaseSurveillance du circuit de déclenchement (74TC)Protection contre les déséquilibres (46)Protection contre les défaillances disjoncteur (50BF)PProtection sensible à maximum de courant/protection de cuve (64), UMZ–1-phase

Exemple de commande:7UT6121–4EA91–1AA0 +L0A

Protection différentielleici: le 9 en pos. 11 fait référence à L0A, c’est-à-dire exécution avec interface Profibus DP esclave, RS485

_7UT6127 8 13 1514

_9 10 11 12

Protection différentielle 0A16

307Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

A.1.1 Accessoires

Appareil de mesure de température; Thermobox

Pour max. 6 points de mesure (max. 2 appareils connectés à la 7UT612)

Transformateur d’adaptation/de mixage

Pour une protection monophasée du jeu de barres

Module d’interface Modules de rechange pour interfaces

Caches d’isolation

Ponts de mise en commun

Dénomination Référence de commande

Appareil de mesure de température, UH = 24 à 60 V AC/DC

7XV5662–2AD10

Appareil de mesure de température, UH = 90 à 240 V AC/DC

7XV5662–5AD10


Transformateur d’adaptation/de mixage IN = 1 A 4AM5120–3DA00–0AN2

Transformateur d’adaptation/de mixage IN = 5 A 4AM5120–4DA00–0AN2


RS232 C53207–A351–D641–1

RS485 C53207–A351–D642–1

LWL 820 nm C53207–A351–D643–1

Profibus FMS RS485 C53207–A351–D603–1

Profibus FMS double boucle C53207–A351–D606–1

Profibus FMS simple boucle C53207–A351–D609–1

Profibus DP RS485 C53207–A351–D611–1

Profibus DP double boucle C53207–A351–D613–1

Modbus RS485 C53207–A351–D621–1

Modbus 820 nm C53207–A351–D623–1

DNP 3.0 RS485 C53207–A351–D631–1

DNP 3.0 820 nm C53207–A351–D633–1

Caches d’isolation pour bornier Référence de commande

18 bornes de tension, 12 bornes de courant C73334–A1–C31–1

12 bornes de tension, 8 bornes de courant C73334–A1–C32–1

Ponts de mise en commun pour bornier Référence de commande

Bornier de tension 18 bornes, 12 bornes C73334–A1–C34–1

Bornier de courant 12 bornes, 8 bornes C73334–A1–C33–1

308 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Fiches

Support de fixation

Batterie tampon

Câble de communication

Pour établir la communication entre l’appareil SIPROTEC et le PC ou l’ordinateur por-table, un câble de communication et le logiciel d’utilisation DIGSI® 4 sont nécessaires: le système d’exploitation MS–WINDOWS 95 ou MS–WINDOWS NT 4 est requis.

Logiciel DIGSI® 4 Logiciel de programmation et d’exploitation pour appareils SIPROTEC® 4

Logiciel d’analyse graphique SIGRA

Logiciel pour la visualisation graphique, l’analyse et le traitement des enregistrements perturbographiques(inclus dans la version complète DIGSI® 4)

Graphic Tools Logiciel graphique d’aide à la programmation des courbes caractéristiques et des di-agrammes de zone pour les protections de surintensité et de distance (inclus dans la version complète DIGSI® 4)

DIGSI REMOTE 4 Logiciel permettant la programmation à distance des appareils de protection via mo-dem (et le cas échéant un coupleur en étoile) à l’aide de DIGSI® 4. Langue : allemand (inclus dans la version complète DIGSI® 4)

Type de fiche Référence de commande

2 broches C73334–A1–C35–1

3 broches C73334–A1–C36–1


Support de fixation C73165–A63–C200–3

Batterie lithium 3 V/1 Ah, Type CR 1/2 AA Référence de commande

VARTA 6127 101 501

Câble de communication entre le PC et la SIPROTEC Référence de commande

Câble avec connecteur mâle à 9 pôles/connecteur fe-melle à 9 pôles

7XV5100–4

Logiciel de programmation et d’exploitation DIGSI® 4 Référence de commande

DIGSI® 4, version de base avec licence pour 10 PC 7XS5400–0AA00

DIGSI® 4, version complète avec toutes les options 7XS5402–0AA0

Logiciel d’analyse SIGRA® Référence de commande

Version complète avec licence pour 10 PC 7XS5410–0AA0

Graphic Tools 4 Référence de commande


DIGSI REMOTE 4 Référence de commande


309Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

SIMATIC CFC 4 Logiciel de programmation graphique des conditions de verrouillage et de création de fonctions étendues(Inclus dans la version complète DIGSI® 4)

Varistor Pour la limitation de tension dans la protection différentielle à haute impédance

SIMATIC CFC 4 Référence de commande


Varistor Référence de commande

125 Veff; 600 A; 1S/S256 C53207–A401–D76–1

240 Veff; 600 A; 1S/S1088 C53207–A401–D77–1

310 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A.2 Schémas généraux

A.2 Schémas généraux

A.2.1 Boîtier pour montage encastré et montage en armoire

7UT612∗ –∗ D/E

Figure A-1 Schéma général 7UT612∗ −∗ D/E (montage encastré et en armoire)

Alimentation


A

Mise à la terre à

électrique

l’arrière du boîtier

Interface frontale

F1F2

( )~+

-

condensateur antiparasitesur les relais de sortie,céramique, 4,7 nF, 250 V

Synchron. temporelle

F14F15

BE1

F16BE2

Interface service/ C

Affe

ctat

ions

des

bro

ches

de

s in

terfa

ces

voir

tabl

eaux

3-

8 et

3-9

au

chap

itre

3.2.

1

F17F18

BE3

F10F11

BA3

F12F13

BA4

F4F5

F3Contact de vie

Appareil mesure t°

Q1Q2 IL1S1/I1Q3Q4 IL2S1/I2

Q5Q6 IL3S1/I3

Q7Q8 I7R1R2 IL1S2/I4R3R4 IL2S2/I5

R5R6 IL3S2/I6

R7R8 I8

F6F7

1 2

3 2BA1

F8F9

1 2

3 2BA2

311Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

A.2.2 Boîtier pour montage en saillie

7UT612∗ –∗ B

Figure A-2 Schéma général 7UT612∗ −∗ B (montage en saillie)

Borne de terre (16)

2173

19

184

1

Synchron. temporelle

IN 12 VIN SYNC

COM SYNCCOMMON

IN 24 VEcran

IN 5 V

Alimentation


Mise à la terre

électrique

sur le côté du boîtier

Interface frontale

1011

( )~+

-

Condensateurs antiparasitesur les sorties de relais,céramique, 4,7 nF, 250 V

4832

BE1

47BE2

Affe

ctat

ions

des

bro

-ch

es d

es in

terfa

ces,

vo

ir ta

blea

u 3-

8 au

ch

apitr

e 3.

2.1

3146

BE3

3550BA3

3449

BA4

51

52Contactde vie

Interface service/ CAppareil mesure t°

1530 IL1S1/I11429 IL2S1/I2

1328 IL3S1/I3

1227 I79

24 IL1S2/I48

23 IL2S2/I5

722 IL3S2/I6

621 I8

3954

1 2

3 2BA1

36

3853

1 2

3 2BA2

312 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A.3 Exemples de raccordement


Figure A-3 Exemples de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur triphasé sans (au-dessus) ou avec (en-dessous) point neutre raccordé à la terre

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Côté 2 Côté 1KL

kl

K L

k l

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Montage en saille

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Côté 2 Côté 1KL

kl

K L

k l

313Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

Figure A-4 Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur triphasé avec transformateur de courant dans l’alimentation du point neutre

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

I7

Q8

27

Q7

12

Côté 2 Côté 1

K

L

k

l

KL

kl

K L

k l

314 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure A-5 Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur triphasé avec création de point neutre et transformateur de courant entre la terre et le point neu-tre

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12

I7

Côté 2 Côté 1KL

kl

K L

k l

L

l

K

k

315Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

Figure A-6 Exemple de raccordement du 7UT612 pour un autotransformateur raccordé à la terre avec transformateur de courant entre la terre et le point neutre

Figure A-7 Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur monophasé avec transformateur de courant entre la terre et le point neutre

L1

L2

L3

L1

L2

L3

I7

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27Q7

12

Côté 2 Côté 1KL

kl

K L

k lK

L

k

l

L1

L3

L1

L3

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12

I7

Côté 2 Côté 1

K

L

k

l

KL

kl

K L

k l

316 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure A-8 Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur monophasé avec un seul transformateur de courant (à droite)

Figure A-9 Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un générateur ou un moteur

L1

L3

L1

L3

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Côté 2 Côté 1KL

kl

k l

K L

L1

L2

L3

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Côté 2 Côté 1KL

kl

K L

k l

317Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

Figure A-10 Exemple de raccordement de la 7UT612 en tant que protection différentielle transversale pour un généra-teur avec 2 branches par phase

L1

L2

L3

„Côté 2“ „Côté 1“

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

KL

kl

KL

kl

318 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure A-11 Exemple de raccordement de la 7UT612 pour une bobine d’inductance rac-cordée à la terre avec transformateur de courant entre la terre et le point neutre

L1

L2

L3

L1

L2

L3

I7

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12

Côté 1Côté 2KL

kl

K L

k l

K

L

k

l

319Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

Figure A-12 Exemple de raccordement de la 7UT612 comme protection différentielle à haute impédance pour un enroulement de transformateur raccordé à la terre (est représentée ici la partie du raccordement pour la protection différentielle à haute impédance)

L1

L2

L3

I8

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

Q8

27

Q7

12

V R

K L

k lK

L

k

l

320 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure A-13 Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur triphasé avec transformateur de courant entre la terre et le point neutre, plus le raccordement pour protection différentielle à haute impédance

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Montage en saillie

Montage encastré

IL1S1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28IL3S1

IL2S1

IL1S2

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22IL3S2

IL2S2

I7

Q8

27

Q7

12

Côté 2 Côté 1

K

L

k

l

KL

kl

K L

k l

R8

21

R7

6

K

L

k

l

I8

K L

k l

V

R

321Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

Figure A-14 Exemple de raccordement de la 7UT612 comme protection monophasée de jeux de barres représenté pour L1

L1

L2

L3


Montage en saillie

Montage encastré

I1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28I3

I2

I4

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22

I5

Travée 2 Travée 4 Travée 5 Travée 6

I6

I7

Q7

Q8

12

27

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

322 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


Figure A-15 Exemple de raccordement de la 7UT612 en tant que protection des jeux de barres avec raccordement via transformateurs de mixage externe (MW) — représentation partielle pour travées 1, 2 et 7

L1

L2

L3

Travée 1 Travée 7

L1 L2 L3 E

Travée 2

L1 L2 L3 E L1 L2 L3 E

MW

Montage en saillie

Montage encastré

I1

Q1

Q2

15

30

7UT612

Q3

Q4

14

29

Q5

Q6

13

28I3

I2

I4

R1

R2

9

24

R3

R4

8

23

R5

R6

7

22

I5

I6

I7

Q7

Q8

12

27

MW MW

Travée 1

Travée 2

Travée 3

Travée 4

Travée 5

Travée 6

Travée 7

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

323Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

A.4 Affectation des fonctions de protection aux équipements à pro-téger

Les fonctions de protection disponibles dans l’appareil 7UT612 ne sont pas toutes utiles ou applicables pour chaque équipement à protéger. Le tableau A-1 indique quelles fonctions de protection s’appliquent à quels équipements à protéger. Si un équipement à protéger est configuré (selon le chapitre 2.1.1), seules les fonctions de protection valables d’après le tableau ci-dessous sont possibles et paramétrables.

Tableau A-1 Utilisation des fonctions de protection pour différents équipements à protéger

Fonction de protec-tion

Transfo à deux en-

roulements

Transfo monophasé

Autotrans-formateur

Générateur/moteur

Jeu de barres, 3 phases

Jeu de barres, 1 phase

Protection différentielle X X X X X X

Prot. diff. défaut de terre X — X X — —

Prot. à maximum de courant phases X X X X X —

Prot. à maximum de courant 3I0 X — X X X —

Prot. à maximum de courant terre X X X X X X

Prot. à maximum de courant 1 phase X X X X X X

Prot. contre déséquili-bres X — X X X —

Prot. contre les sur-charges IEC 60255–8 X X X X X —

Prot. contre les sur-charges IEC 60354 X X X X X —

Prot. contre défail-lance disjoncteur X X X X X —

Surv. mesures X X X X X —

Surveillance circuit de déclenchement X X X X X X

Association directe 1 X X X X X X

Association directe 2 X X X X X X

Mesures d’exploitation X X X X X X

Légende : X fonction applicable — fonction non applicable

324 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A.5 Réglages par défaut

A.5 Réglages par défaut

Entrées binaires

Sorties binaires

Affichages LED

Tableau A-2 Entrées binaires réglées par défaut

Entrée binaire Texte abrégé N° fonc-tion

Remarques

EB1 >Réinit. LED 00005 Acquittement des LED, H actif

EB2 >Buchh. décl. 00392 Signalisation protection Buchholz, H actif

EB3 — — pas de réglage par défaut

Tableau A-3 Sorties binaires réglées par défaut

Sortie bin. Texte abrégé N° fonc-tion

Remarques

SB1 Décl. général 00511 Déclenchement (général) de la protec-tion, non mémorisé

SB2 Démarrage gén. 00501 Démarrage (général) de la protection, non mémorisé

SB3 >Buchh. décl. 00392 Signalisation protection Buchholz, non mémorisé

SB4 SignGrp.Défail.Alarme groupée

0014000160

Alarme groupée de défaillance, Alarme groupée, non mémorisée

Tableau A-4 Affichages LED réglés par défaut

LED Texte abrégé N° fonc-tion

Remarques

LED1 Décl. général 00511 Déclenchement (général) de la protec-tion, mémorisé

LED2 Démarrage gén. 00501 Démarrage (général) de la protection, mémorisé

LED3 >Buchh. décl. 00392 Signalisation protection Buchholz, mémorisé

LED4 — — pas de réglage par défaut

LED5 — — pas de réglage par défaut

LED6 SignGrp.Défail.Alarme groupée

0014000160

Alarme groupée de défaillance, Alarme groupée, non mémorisée

LED7 Mque config. 00311 Erreur de configuration ou de paramétrage, non mémorisée

325Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

Schémas CFC prédéfinis

L’appareil 7UT612 contient des logiques CFC prédéfinies. La figure A-16 illustre une fonction logique qui convertit l’entrée binaire „>Bloq. Mess&Mes“ d’une signalisation simple (SS) en signalisation simple interne (SI). La figure A-17 montre un blocage de réenclenchement qui verrouille l’enclenchement du disjoncteur après le déclenche-ment de l’appareil jusqu’à un acquittement manuel.

Figure A-16 Schéma CFC pour blocage de transfert de données

Figure A-17 Schéma CFC pour blocage de réenclenchement

" OUT : Equip.Bloq. Mess. IE "" IN: Equip. >Bloq.Mess&Me EM "

NEGInverseur

Negator MMSperre

PLC1_BEA1/–

BO X1 Y BO

" OUT : DEC et acq IE "

" IN : ACQ DECL EM "

ORPorte OR

OR

PLC1_BEA5/–

BO X1 Y BO

BOOL_TO_ICBooléen selon

COM

PLC1_BEA6/–

W ORIGIN IE BO

BOOL_TO_DI_

BOOL_TO_DI

PLC1_BEA3/–

InterPos Y

BO X2

SelIntVAL

I TIMx100mW PROP

BO TRIGW VAL

0

000

0

"IN : >Décl. général EM "

A affecter sur relais de déclench.

326 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A.6 Fonctions dépendantes du protocole

A.6 Fonctions dépendantes du protocole P

roto

cole

→IE

C 6

0870

–5–1

03P

rofib

us F

MS

Pro

fibus

DP

DN

P3.

0M

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taire

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taire

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Oui

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CFC

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CFC

Oui

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Oui

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Non

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Mod

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Mod

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bau

ds48

00 à

384

00Ju

sque

1,5

M

baud

Jusq

ue 1

,5 M

baud

2400

à 1

9200

2400

à 1

9200

2400

à 3

8400

Type

RS

232

RS

485

Câb

le fi

bre

optiq

ue

RS

485

Câb

le fi

bre

op-

tique

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oucl

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mp.

•B

oucl

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RS

485

Câb

le fi

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ue•

Bou

cle

doub

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RS

485

Câb

le fi

bre

optiq

ueR

S48

5C

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RS

232

RS

485

Câb

le fi

bre

optiq

ue

327Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

A.7 Vue d’ensemble des paramètres

Remarques:

En fonction du type commandé, il peut y avoir des adresses manquantes ou différents réglages par défaut.

La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant.

Les adresses auxquelles est ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.


Explication

103 PER-MUT.JEUPARAM


Non disponible Permutation jeu de paramètres

105 OBJET PROTEGE Transformateur triphaséTransformateur monophaséAutotransformateurGénérateur/MoteurJeu de barres triphaséJeu de barres monophasé

Transformateur triphasé

Objet protégé

106 NBRE COTES 2 2 Nombre de côtés - objet prot. polyphasé

107 NBRE BRANCHES 34567

7 Nbre de branches prot. de barres mono.

108 ENTREE I7 non affectéCôté 1Côté 2

non affecté Entrée de mes. de courant I7,raccordée à

112 PROT. DIFF. Non disponibleDisponible

Disponible Protection différentielle

113 DIFF. TERRE Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection différentielle de terre



Non disponible Permutation dynamique de par-amètres

120 MAX DE I PHASE Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection à maximum de cour-ant phase

328 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


121 CARACT PHASE Maximum I temps constantMax. I inverse: caractéris-tiques CEIMax. I inverse: caractéris-tiques ANSICaractérist. spécifiée par l'utilisateurCaract. retombée définie par utilisat.


Caractéristique max. de I phase

122 MAX DE 3I0 Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection à maximum de 3I0

123 CARACT 3I0 Maximum I temps constantMax. I inverse: caractéris-tiques CEIMax. I inverse: caractéris-tiques ANSICaractérist. spécifiée par l'utilisateurCaract. retombée définie par utilisat.


Caractéristique max. de 3I0

124 MAX DE I TERRE Non disponibleEntrée de mes. de sensibilité normale I7

Non disponible Protection à maximum de cour-ant terre

125 CARACT TERRE Maximum I temps constantMax. I inverse: caractéris-tiques CEIMax. I inverse: caractéris-tiques ANSICaractérist. spécifiée par l'utilisateurCaract. retombée définie par utilisat.


Caractéristique max. de I terre

127 MAX DE I 1PHASE Non disponibleEntrée de mes. de sensibilité normale I7Entrée de mes. de sensibilité accrue I8

Non disponible Prot. à max de I temps constant sur 1ph.

140 DESEQUILIBRE I2 Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection contre déséquilibres (I2)

141 CARACT DESE-QUIL

Maximum I temps constantMax. I inverse: caractéris-tiques CEIMax. I inverse: caractéris-tiques ANSI


Caractérist. prot. contre déséquilibres


Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Protection de surcharge

143 CARACT SURCH. classiqueselon CEI 354

classique Caractérist. prot. contre les sur-charges


Explication

329Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

170 DEFAILL. DISJ. Non disponibleCôté 1Côté 2

Non disponible Prot. contre défaillances de dis-joncteur

181 SURV MESURES Non disponibleDisponible

Disponible Surveillance des mesures

182 SURV.CIRC.DECL. Non disponibleAvec 2 entrées binairesAvec 1 entrée binaire

Non disponible Surveillance du circuit de déclenchement





190 Interface sonde Non disponiblePort C

Non disponible Interface sonde (thermobox)

191 RACC. INT SONDE 6 RTD Simplex6 RTD Demi Duplex12 RTD Demi Duplex

6 RTD Simplex Mode de raccordement interface sondes


Explication

Adr. Paramètre Fonction Option DÚtilisa-tion

Réglage par Défault

Explication

201 PN TC ->OBJ C1 Données poste (1)

OuiNon


202 IN-PRIM TC C1 Données poste (1)

1..100000 A 200 A Courant nominal primaire (HT) TC côté 1

203 IN-SEC TC C1 Données poste (1)

1A5A


206 PN TC ->OBJ C2 Données poste (1)

OuiNon


207 IN-PRIM TC C2 Données poste (1)

1..100000 A 2000 A Courant nominal primaire (HT) TC côté 2

208 IN-SEC TC C2 Données poste (1)

1A5A


211 PN TC (I1)->JdB Données poste (1)

OuiNon


212 IN-PRI TC I1 Données poste (1)

1..100000 A 200 A Courant nominal primaire TC I1

213 IN-SEC TC I1 Données poste (1)

1A5A0.1A

1A Courant nominal sec-ondaire TC I1


OuiNon




330 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



1A5A0.1A



OuiNon





1A5A0.1A



OuiNon





1A5A0.1A



OuiNon





1A5A0.1A



OuiNon





1A5A0.1A


230 CTE TERRE TC I7 Données poste (1)

borne Q7borne Q8

borne Q7 Raccordement terre sec. TC I7 sur:


OuiNon





1A5A0.1A


235 FACTEUR I8 Données poste (1)

1.0..300.0 60.0 Facteur de transformation Prim/sec I8

240 UN ENROUL. C1 Données poste (1)

0.4..800.0 kV 110.0 kV Tension nominale côté 1

241 POINT NEUTRE C1

Données poste (1)

mis à la terreisolé




Explication

331Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

242 MODE COUPL. C1 Données poste (1)

YDZ


243 UN ENROUL. C2 Données poste (1)

0.4..800.0 kV 11.0 kV Tension nominale côté 2

244 POINT NEUTRE C2

Données poste (1)

mis à la terreisolé


245 MODE COUPL. C2 Données poste (1)

YDZ


246 IND COUPLAGE C2

Données poste (1)

0..11 0 L'indice de couplage côté 2 est

249 SN TRANSFO Données poste (1)

0.20..5000.00 MVA 38.10 MVA Puissance apparente nomi-nale

251 UN GEN/MOTEUR Données poste (1)

0.4..800.0 kV 21.0 kV Tension nominale

252 SN GEN/MOTEUR Données poste (1)

0.20..5000.00 MVA 70.00 MVA Puissance apparente nomi-nale

261 UN J. DE BARRES Données poste (1)

0.4..800.0 kV 110.0 kV Tension nominale

265 In PRIM.EXPLOI. Données poste (1)

1..100000 A 200 A Courant nominal d'exploit. côté primaire

266 CHOIX PHASE Données poste (1)

Phase 1Phase 2Phase 3

Phase 1 Choix de phase

270 FREQUENCE NOM.

Données poste (1)

50 Hz60 Hz16,7 Hz

50 Hz Fréquence nominale

271 SUCCESS. PHASES

Données poste (1)

L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Ordre de succession des phases

276 Unité temp. Données poste (1)

Degré CelsiusDegré Fahrenheit

Degré Celsius Unité de température

280A T DECL. MIN Données poste (1)

0.01..32.00 s 0.15 s Durée min. de commande de déclenchement

283 DJ Côté 1 I> Données poste (1)

0.04..1.00 A 0.04 A Seuil de courant "Disj côté 1 enclenché"

284 DJ Côté 2 I> Données poste (1)

0.04..1.00 A 0.04 A Seuil de courant "Disj côté 2 enclenché"

285 DJ I7> Données poste (1)

0.04..1.00 A 0.04 A Seuil de courant I7 "Disj. enclenché"



Explication

332 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


302 ACTIVATION Changement de jeu de paramè-tres

Jeu de paramètres AJeu de paramètres BJeu de paramètres CJeu de paramètres DPar entrée binairePar protocole

Jeu de paramètres A

Activation

401 COND. D'INIT. Enregistrement de perturbogra-phie

Enregistrer sur détection défautEnregistrer sur déclenchementRéférence (t=0) = déclenchement prot.

Enregistrer sur détection défaut

Initiation de la perturbogra-phie

403 T-MAX Enregistrement de perturbogra-phie

0.30..5.00 s 1.00 s Longueur maxi. par enreg-istrement Tmax

404 T-PRE Enregistrement de perturbogra-phie

0.05..0.50 s 0.10 s Durée d'enregistrement pré-évén. Tpré.

405 T-POST Enregistrement de perturbogra-phie

0.05..0.50 s 0.10 s Durée d'enregistrement post-évén. Tpost.

406 T-BIN ENREG. Enregistrement de perturbogra-phie

0.10..5.00 s; ∞ 0.50 s Durée d'enr. sur init. par entrée bin.

1201 PROT. DIFF. Protection dif-férentielle

HorsEnBlocage de la com-mande de déclenchement

Hors Protection différentielle

1205 ELEVAT. MR KL Protection dif-férentielle

HorsEn

Hors Elev. du seuil de m. en route au démar.

1206 2.HARM. INRUSH Protection dif-férentielle

HorsEn

En Stabilis. Imagnétisant avec 2. harmon.

1207 STAB n.HARM. Protection dif-férentielle

HorsHarmonique 3Harmonique 5

Hors Stabilisation avec harmo-nique de rang n

1208 SURV. IDIFF Protection dif-férentielle

HorsEn

En Surveillance du courant diff. (Idiff)

1210 LIBERATION I> Protection dif-férentielle

0.20..2.00 I/InO; 0 0.00 I/InO Seuil I> de libérat. du signal de décl.

1211A DIFF mes. IT C1 Protection dif-férentielle

NonOui


1212A DIFF mes. IT C2 Protection dif-férentielle

NonOui




Explication

333Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

1221 I-DIFF> Protection dif-férentielle

0.05..2.00 I/InO 0.20 I/InO Seuil de déclenchement IDIFF>

1226A T I-DIFF> Protection dif-férentielle

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. fonction IDIFF>

1231 I-DIFF>> Protection dif-férentielle

0.5..35.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Seuil de déclenchement IDIFF>>

1236A T I-DIFF> Protection dif-férentielle

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. fonction IDIFF>>

1241A PENTE 1 Protection dif-férentielle

0.10..0.50 0.25 Pente n°1 de la caractéris-tique de décl.

1242A ORIGINE 1 Protection dif-férentielle

0.00..2.00 I/InO 0.00 I/InO Origine droite de pente n°1 de la caract

1243A PENTE 2 Protection dif-férentielle

0.25..0.95 0.50 Pente n°2 de la caractéris-tique de décl.

1244A ORIGINE 2 Protection dif-férentielle

0.00..10.00 I/InO 2.50 I/InO Origine droite de pente n°2 de la caract

1251A STAB. DEMAR. Protection dif-férentielle

0.00..2.00 I/InO 0.10 I/InO Seuil de reconnaissance de démar. ISTAB

1252A FACTEUR DEMAR.

Protection dif-férentielle

1.0..2.0 1.0 Elevat. seuil de m. en route sur démar.

1253 TPS MAX. DEMAR. Protection dif-férentielle

0.0..180.0 s 5.0 s Durée maximum de démar-rage

1256A STAB. DEF.EXT. Protection dif-férentielle

2.00..15.00 I/InO 4.00 I/InO Seuil ISTAB de la stabilisa-tion compl.

1257A T DEF.EXT. STAB Protection dif-férentielle

2..250 pér.; ∞ 15 pér. Durée de stab. compl. sur défaut externe

1261 2. HARMONIQUE Protection dif-férentielle

10..80 % 15 % Seuil de blocage

1262A BLOC.CROISE H.2 Protection dif-férentielle

2..1000 pér.; 0; ∞ 3 pér. Durée de blocage croisé sur harmonique 2

1271 HARMONIQUE n Protection dif-férentielle

10..80 % 30 % Seuil de blocage

1272A BLOC.CROISE.H.n Protection dif-férentielle

2..1000 pér.; 0; ∞ 0 pér. Durée de blocage croisé harmonique n

1273A IDIFFmax HM.n Protection dif-férentielle

0.5..20.0 I/InO 1.5 I/InO Idiff provoquant une sus-pension de bloc.

1281 I-DIFF> SURV. Protection dif-férentielle

0.15..0.80 I/InO 0.20 I/InO Seuil de supervision du courant diff.

1282 T SURV. Protection dif-férentielle

1..10 s 2 s Temporisation avant blo-cage Idiff sup.

1301 DIFF-TERRE Prot. différen-tielle de terre

HorsEnBlocage de la com-mande de déclenchement

Hors Protection différentielle de terre



Explication

334 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


1311 I-DIFF TERRE> Prot. différen-tielle de terre

0.05..2.00 I/In 0.15 I/In Seuil de mise en route Idiff terre

1312A T I-DIFF TERRE> Prot. différen-tielle de terre

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation de décl. I-DIFF-TERRE

1313A Pente Prot. différen-tielle de terre

0.00..0.95 0.00 Pente caract. I-DIFF-TERRE> = f(SOM-I)


Permutation dynamique de paramètres

HorsEn

Hors Permutation dynamique de paramètres

1702 DEM.dynPAR Ph Permutation dynamique de paramètres

Critère de courantPosition disj.

Critère de courant Cond. de démarrage per-mut dyn par. phase

1703 DEM.dynPAR 3I0 Permutation dynamique de paramètres


Critère de courant Cond. de démarrage per-mut dyn par. 3I0

1704 DEM.dynPAR TER. Permutation dynamique de paramètres


Critère de courant Cond. de démarrage per-mut dyn par. terre

1711 T INTERRUPTION Permutation dynamique de paramètres

0..21600 s 3600 s Temps d'interruption

1712 T PERM.DYN.PAR. Permutation dynamique de paramètres

1..21600 s 3600 s Durée de permut. dyn. param.

1713 T RTB.PERDYN-PAR

Permutation dynamique de paramètres

1..600 s; ∞ 600 s Temps de retombée rapide

2001 MAX I PHASE Prot. max de I phase

EnHors

Hors Prot. à max. de I Phases

2002 STAB. INRUSH PH Prot. max de I phase

EnHors

Hors Stabilisation du magnéti-sant phase

2008A ENCL. MAN.PHASE

Prot. max de I phase

I>> instantanéI> instantanéIp instantanéNon actif

I>> instantané Traitement sur fermeture manuelle disj.

2011 I>> Prot. max de I phase

0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Seuil de démarrage I>>

2012 T I>> Prot. max de I phase

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T I>>

2013 I> Prot. max de I phase

0.10..35.00 A; ∞ 1.00 A Seuil de démarrage I>

2014 T I> Prot. max de I phase

0.00..60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation T I>

2021 Ip Prot. max de I phase

0.10..4.00 A 1.00 A Seuil de démarrage Ip



Explication

335Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

2022 T Ip Prot. max de I phase

0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Coefficient multiplicat. de temps T Ip

2023 FACT. D Ip Prot. max de I phase

0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D Ip

2024 RETOMBEE Prot. max de I phase

ImmédiatementEmulation disque

Emulation disque Comportement de retom-bée (Emul. disque)

2025 CARACT. CEI Prot. max de I phase

Normalement inverseFortement inverseExtrêmement inverseInverse longue durée

Normalement inverse

Caract. décl. max I tps inv. ph. (CEI)

2026 CARACT. ANSI Prot. max de I phase

Fortement inverseInverseInverse courtInverse longModérément inverseExtrêmement inverseRégulièrement inverse

Fortement inverse Caract. décl. max I tps inv. ph. (ANSI)

2031 I/Ip DEM. T/Tp Prot. max de I phase

1.00..20.00 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caractéristique de dém. I/Ip - TI/TIp

2032 I/p RTB. TI/p Prot. max de I phase

0.05..0.95 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caract. de retombée I/Ip - TI/TIp

2041 2.HARMON. PHASE


10..45 % 15 % Taux harm. rang 2 - détect. magnétisant

2042 I INR MAX PHASE Prot. max de I phase

0.30..25.00 A 7.50 A Courant max. pour recon. magnétisant

2043 BLOC.CROISE PH Prot. max de I phase

NonOui

Non Blocage croisé sur recon. magnétisant

2044 T BLC.CROISE PH Prot. max de I phase

0.00..180.00 s 0.00 s Durée de blocage croisé

2111 I>> Prot. max de I phase

0.10..35.00 A; ∞ 10.00 A Seuil de démarrage I>>

2112 T I>> Prot. max de I phase


2113 I> Prot. max de I phase

0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Seuil de démarrage I>

2114 T I> Prot. max de I phase


2121 Ip Prot. max de I phase

0.10..4.00 A 1.50 A Seuil de démarrage Ip

2122 T Ip Prot. max de I phase

0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Coefficient multiplicat. de temps T Ip



Explication

336 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2123 FACT. D Ip Prot. max de I phase

0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D Ip

2201 MAX 3I0 Prot. max de 3I0

EnHors

Hors Protection à max. de cour-ant résid. 3I0

2202 STAB. INR 3I0 Prot. max de 3I0

EnHors

Hors Stabilisation du magnéti-sant sur 3I0

2208A ENCL. MAN. 3I0 Prot. max de 3I0

3I0>> instantané3I0> instantané3I0p instantanéNon actif

3I0>> instantané Traitement sur fermeture manuelle disj.

2211 3I0>> Prot. max de 3I0

0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Seuil de démarrage 3I0>>

2212 T 3I0>> Prot. max de 3I0

0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Temporisation T 3I0>>

2213 3I0> Prot. max de 3I0

0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Seuil de démarrage 3I0>

2214 T 3I0> Prot. max de 3I0

0.00..60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation T 3I0>

2221 3I0p Prot. max de 3I0

0.05..4.00 A 0.20 A Seuil de démarrage 3I0p

2222 T 3I0p Prot. max de 3I0

0.05..3.20 s; ∞ 0.20 s Coefficient multiplicat. de temps T 3I0p

2223 FACT. D 3I0p Prot. max de 3I0

0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D 3I0p

2224 RETOMBEE Prot. max de 3I0



2225 CARACT. CEI Prot. max de 3I0


Normalement inverse

Caract. décl. max I tps inv. 3I0 (CEI)

2226 CARACT. ANSI Prot. max de 3I0


Fortement inverse Caract. décl. max I tps inv. 3I0 (ANSI)

2231 MR I/I0p T/TI0p Prot. max de 3I0

1.00..20.00 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caract. m. en route 3I0/3I0p-T3I0/T3I0p

2232 R. I/I0p T/TI0p Prot. max de 3I0

0.05..0.95 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caract. retombée 3I0/3I0p-T3I0/T3I0p



Explication

337Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

2241 2.HARMON. 3I0 Prot. max de 3I0


2242 I INR. MAX 3I0 Prot. max de 3I0


2311 3I0>> Prot. max de 3I0

0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Seuil de démarrage 3I0>>

2312 T 3I0>> Prot. max de 3I0

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T 3I0>>

2313 3I0> Prot. max de 3I0

0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Seuil de démarrage 3I0>

2314 T 3I0> Prot. max de 3I0

0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Temporisation T 3I0>

2321 3I0p Prot. max de 3I0

0.05..4.00 A 1.00 A Seuil de démarrage 3I0p

2322 T 3I0p Prot. max de 3I0

0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Coefficient multiplicat. de temps T 3I0p

2323 FACT. D 3I0p Prot. max de 3I0

0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D 3I0p

2401 MAX I TERRE Prot. max de I terre

EnHors

Hors Prot. à max. de I Terre

2402 STAB. INR TERRE Prot. max de I terre

EnHors

Hors Stabilisation du magnéti-sant sur I terre

2408A ENCL. MAN.TERRE

Prot. max de I terre

IT>> instantanéIT> instantanéITp instantanéNon actif

IT>> instantané Traitement sur fermeture manuelle disj.

2411 It>> Prot. max de I terre

0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Seuil de démarrage IT>>

2412 T It>> Prot. max de I terre

0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Temporisation T IT>>

2413 It> Prot. max de I terre

0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Seuil de démarrage IT>

2414 T It> Prot. max de I terre

0.00..60.00 s; ∞ 0.50 s Temporisation T IT>

2421 Itp Prot. max de I terre

0.05..4.00 A 0.20 A Seuil de démarrage ITp

2422 T Itp Prot. max de I terre

0.05..3.20 s; ∞ 0.20 s Coefficient multiplicat. de temps T ITp

2423 FACT. D Itp Prot. max de I terre

0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D ITp

2424 RETOMBEE Prot. max de I terre





Explication

338 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


2425 CARACT. CEI Prot. max de I terre


Normalement inverse

Caract. décl. max I tps inv. terre (CEI)

2426 CARACT. ANSI Prot. max de I terre


Fortement inverse Caract. décl. max I tps inv. ter. (ANSI)

2431 It/p DEM TIt/p Prot. max de I terre

1.00..20.00 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caractéristique de dém. IT/ITp-TIT/TITp

2432 It/p RTB. TIt/p Prot. max de I terre

0.05..0.95 I/Ip; ∞0.01..999.00 T/TIp

Caract. de retombée I/ITp - TI/TITp


Prot. max de I terre


2442 I INR. MAX TER. Prot. max de I terre


2511 It>> Prot. max de I terre

0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Seuil de démarrage IT>>

2512 T It>> Prot. max de I terre

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Temporisation T IT>>

2513 It> Prot. max de I terre

0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Seuil de démarrage IT>

2514 T It> Prot. max de I terre

0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Temporisation T IT>

2521 Itp Prot. max de I terre

0.05..4.00 A 1.00 A Seuil de démarrage ITp

2522 T Itp Prot. max de I terre

0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Coefficient multiplicat. de temps T ITp

2523 FACT. D Itp Prot. max de I terre

0.50..15.00; ∞ 5.00 Coefficient multiplicat. de temps D ITp

2701 MAX I MONOPH. Prot. max de I temps constant sur 1phase

HorsEn

Hors Maximum de courant monophasée

2702 I>> Prot. max de I temps constant sur 1phase

0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Seuil I>>

2703 I>> Prot. max de I temps constant sur 1phase

0.003..1.500 A; ∞ 0.300 A Seuil I>>



Explication

339Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

2704 Seuil I>> Prot. max de I temps constant sur 1phase


2705 I> Prot. max de I temps constant sur 1phase

0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Seuil I>

2706 I> Prot. max de I temps constant sur 1phase

0.003..1.500 A; ∞ 0.100 A Seuil I>>

2707 T I> Prot. max de I temps constant sur 1phase


4001 DESEQUILIBRE I2 Protection de déséquilibre (I2)

HorsEn

Hors Protection contre déséquili-bres (I2)

4002 I2> Protection de déséquilibre (I2)

0.10..3.00 A 0.10 A Seuil de dém. par déséquilibre I2>

4003 T I2> Protection de déséquilibre (I2)

0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Temporisation T I2>

4004 I2>> Protection de déséquilibre (I2)

0.10..3.00 A 0.50 A Seuil de dém. par déséquilibre I2>>

4005 T I2>> Protection de déséquilibre (I2)

0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Temporisation T I2>>

4006 CARACT. CEI Protection de déséquilibre (I2)

Normalement inverseFortement inverseExtrêmement inverse


Caractéristique de décl. (CEI)

4007 CARACT. ANSI Protection de déséquilibre (I2)

Extrêmement inverseInverseModérément inverseFortement inverse


Caractéristique de décl. (ANSI)

4008 I2p Protection de déséquilibre (I2)

0.10..2.00 A 0.90 A Courant de démarrage I2p

4009 FACT. D I2p Protection de déséquilibre (I2)

0.50..15.00; ∞ 5.00 Multiplicateur de temps TD

4010 T I2p Protection de déséquilibre (I2)

0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Multiplicateur de temps T I2p

4011 RETOMBEE Protection de déséquilibre (I2)


Immédiatement Comportement de retom-bée (Emul. disque)


Protection de surcharge

HorsEnSignaler seulement

Hors Protection de surcharge

4202 FACTEUR k Protection de surcharge

0.10..4.00 1.10 Facteur k

4203 CONST. DE TPS Protection de surcharge

1.0..999.9 min 100.0 min Constante de temps



Explication

340 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


4204 ECH. ALARME Θ Protection de surcharge

50..100 % 90 % Echelon thermique d'alarme

4205 I ALARME Protection de surcharge

0.10..4.00 A 1.00 A Courant d'alarme

4207A FACTEUR Kτ Protection de surcharge

1.0..10.0 1.0 Facteur K<tau> moteur à l'arrêt

4208A T RTB.DEM.URG. Protection de surcharge

10..15000 s 100 s Temps de retombée après dém. d'urgence

4209A I DEMAR. MOTEUR


0.60..10.00 A; ∞ ∞ A Courant de démarrage du moteur

4221 SONDE HUILE RTD


1..6 1 Sonde huile raccordée sur RTD

4222 SIGN. PT ECHAUF Protection de surcharge

98..140 °C 98 °C Ture de signalisation au point d'échauf.

4223 SIGN. PT ECHAUF Protection de surcharge

208..284 °F 208 °F Ture de signalisation au point d'échauf.

4224 ALAR. PT ECHAUF Protection de surcharge

98..140 °C 108 °C Température d'alarme au point d'échauf.

4225 ALAR. PT ECHAUF Protection de surcharge

208..284 °F 226 °F Température d'alarme au point d'échauf.

4226 SIGN. VIEILLIS. Protection de surcharge

0.125..128.000 1.000 Franchissement lim. taux de viellissem.

4227 ALAR. VIEILLIS. Protection de surcharge

0.125..128.000 2.000 Alarme taux de viellisse-ment

4231 MODE REFROID Protection de surcharge

ON (refroid. huile par convection)OF (flux d'huile maintenu)OD (flux d'huile transféré)

ON (refroid. huile par convection)

Mode de refroidissement

4232 EXPOS. ENROUL Y


1.6..2.0 1.6 Exposant d'enroulement Y

4233 HGR GRADIENT I Protection de surcharge

22..29 22 Hgr _ gradient température d'isolement

7001 DEFAILL. DISJ. Protection con-tre défaill. dis-joncteur

HorsEn

Hors Protection contre défail-lance disjonct.

7004 CRIT.CONT.AUXI. Protection con-tre défaill. dis-joncteur

HorsEn

Hors Utilisation contacts auxil. disjoncteur

7005 T DEFAILL.DISJ. Protection con-tre défaill. dis-joncteur

0.06..60.00 s; ∞ 0.25 s Temps de décl. défaillance disj.

7110 AFFICH. DEFAUTS

Equipement Sur détection défautSur déclenchement

Sur détection défaut Affich. défauts sur LEDs et écran LCD



Explication

341Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

7601 CALCUL PUIS. Valeurs de mesure

avec U paramétréeavec U mesurée

avec U paramétrée Le calcul de puissance s'effectue

8101 SYMETRIE Surveillance de mesures

EnHors

Hors Surveillance de symétrie des mesures

8102 CHAMP TOURN-ANT

Surveillance de mesures

EnHors

Hors Surveillance champ tourn-ant

8111 ISEUIL.SYM C1 Surveillance de mesures

0.10..1.00 A 0.50 A Symétrie Iph: seuil de mise en route

8112 FACT.SYM. I C1 Surveillance de mesures

0.10..0.90 0.50 Symétrie Iph: pente de caractéristique

8121 ISEUIL.SYM C2 Surveillance de mesures

0.10..1.00 A 0.50 A Symétrie Iph: seuil de mise en route

8122 FACT.SYM. I C2 Surveillance de mesures

0.10..0.90 0.50 Symétrie Iph: pente de caractéristique

8201 SURV.CIRC.DECL. Surveillance du circuit de déclenchement

EnHors

Hors Surveillance du circuit de déclenchement

8601 DEC COUPL EXT 1

Couplages externes

EnHors


8602 T DEC1 COUP EXT

Couplages externes

0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation décl. 1 coupl. externe

8701 DEC COUPL EXT 2

Couplages externes

EnHors


8702 T DEC2 COUP EXT

Couplages externes

0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Temporisation décl. 2 coupl. externe

9011A RTD 1: type Interface sondes

non connectéPt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm

Pt 100 Ohm RTD 1: type

9012A RTD 1: implant. Interface sondes

HuileEnvironnementSpireStockAutres

Huile RTD 1: implantation

9013 RTD 1: seuil 1 Interface sondes

-50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: seuil de tempéra-ture 1


-58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: seuil de tempéra-ture 1










Explication

342 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1















non connecté RTD3: type



Autres RTD3: implantation

























Explication

343Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe









































Explication

344 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1





































9102A RTD 10: implant Interface sondes





Explication

345Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe







































Explication

346 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A.8 Listes d’information


FNo. Signification Fonction Type DÍnforma-tion

Mémoire de Signali-sations

Possibilités de Para-mètrage

IEC 60870-5-103

Sign

alis

atio

n D

Éxp

loita

tion

VEN

/PA

RT

Sign

alis

atio

n de

Déf

ault

VEN

/PA

RT

Sign

alis

atio

n de

Déf

ault

à la

Te

rre

VEN

/PA

RT

Mar

quag

e de

pert

urbo

gra-

phie

LED

Entr

éebi

naire

Touc

hede

Fonc

tion

Rel

ais

Blo

caag

e de

rebo

nd

Type

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Dat

a U

nit

Inté

rrog

atio

nGén

éral

e

00003 >Synchroniser l'horloge (>Synchr. horl.)

Equipement SgS_C * * LED EB REL 135 48 1

00004 >Dém. la perturbographie par cmde ext. (>Dém. perturbo.)

Enregistrement de perturbographie

SgS * * M LED EB REL 135 49 1 IG

00005 >Réinitialiser les LEDs (>Réinit. LED) Equipement SgS * * LED EB REL 135 50 1 IG

00007 >Sél. du jeu de paramètres (Bit 1) (>Sél. Jeu Par-1)

Changement de jeu de paramètres

SgS * * LED EB REL 135 51 1 IG

00008 >Sél. du jeu de paramètres (Bit 2) (>Sél. Jeu Par-2)

Changement de jeu de paramètres


00015 >Mode test (>Mode test) Equipement SgS * * LED EB REL 135 53 1 IG

00016 >Bloquer transmission messages/mesures (>Bloq. Mess&Mes)

Equipement SgS * * LED EB REL 135 54 1 IG

00051 Equipement en service (Equip. en serv.)

Equipement SgSo V P * LED REL 135 81 1 IG

00052 1 fonct. de prot. au moins est active (Prot. act.)

Equipement iSgS V P * LED REL 176 18 1 IG

00055 Démarrage (Démarrage) Equipement SgSo * * LED REL 176 4 5

00056 Premier démarrage (1er démarrage) Equipement SgSo V * LED REL 176 5 5

00060 Affichages LED réinitialisés (Réinit. LED)

Equipement SgSo_C

V * LED REL 176 19 1

00067 Démarrage à chaud (Démarr. à chaud)

Equipement SgSo V * LED REL 135 97 1

00068 Erreur horloge (Erreur horloge) Surveillance SgSo V P * LED REL

00069 Heure d'été (Heure d'été) Equipement SgSo V P * LED REL

00070 Charger les nouveaux paramètres (Chargem. param.)

Equipement SgSo V P * LED REL 176 22 1 IG

00071 Vérification des paramètres (Test par-amètres)

Equipement SgSo * * LED REL

00072 Paramètres niveau 2 modifiés (Modif. niveau2)

Equipement SgSo V P * LED REL

00109 Fréquence réseau en dehors plage autor. (Fréq. en dehors)

Equipement SgSo V P * LED REL

00110 Perte de messages (Perte mess.) Surveillance SgSo_C

V * LED REL 135 130 1

00113 Perte de repères (Perte repères) Surveillance SgSo V * M LED REL 135 136 1 IG

00125 Filtre anti-rebonds (FiltreRebond) Equipement SgSo V P * LED REL 135 145 1 IG

347Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

00126 Protection EN/HORS (CEI60870-5-103) (Eq.EN/HORS)

Données poste (2) iSgS V P * LED REL

00140 Signalisation groupée de défaillance (SignGrp.Défail.)

Surveillance SgSo * * LED REL 176 47 1 IG

00160 Alarmes groupées (Alarme groupée) Surveillance SgSo * * LED REL 176 46 1 IG

00161 Contrôle des courants mes, sign. group. (Surv. mesures I)


SgSo V P * LED REL

00163 Erreur symétrie I (Err. symétrie I) Surveillance de mesures

SgSo V P * LED REL 135 183 1 IG

00175 Défaut champ tournant I (Déf. Chmp-Trnt I)



00177 Défaillance batterie (Déf. batterie) Surveillance SgSo V P * LED REL 135 193 1 IG

00181 Défaut convertisseur A/D (Déf. conv. A/D)

Surveillance SgSo V P * LED REL 135 178 1 IG

00183 Erreur carte 1 (Erreur carte 1) Surveillance SgSo V P * LED REL 135 171 1 IG

00190 Erreur carte 0 (Erreur carte 0) Surveillance SgSo V P * LED REL 135 210 1 IG

00191 Erreur offset (Erreur offset) Surveillance SgSo V P * LED REL

00192 Erreur: 1A/5Ajumper différent de param. (Erreur1A/5AFaux)


00193 Défail. Hardware: val. comp. entrées ana (Défail.Val.Comp)


00198 Défaillance module sur port B (Défail module B)


00199 Défaillance module sur port C (Défail module C)


00203 Mémoire perturbo. effacée (MémPert-Effacée)


SgSo_C

V * LED REL 135 203 1

00264 Défaillance interface sondes 1 (Déf int sondes1)


00265 Alame champ tournant I côté 1 (Ala. CHP TNT C1)


SgSo V P * LED REL

00266 Alame champ tournant I côté 2 (Ala. CHP TNT C2)


SgSo V P * LED REL

00267 Défaillance interface sondes 2 (Déf int sondes2)


00272 Dépassement seuil temps d'utilis. disj. (TpsUtil>Seuil)

Valeurs limites pour statistiques


00311 Manque configuration protection (Mque config.)

Données poste (2) SgSo V * LED REL

00356 >Encl. manuel bouton "tourner+pousser" (>Encl. manuel)

Données poste (2) SgS * * LED EB REL 150 6 1 IG




IEC 60870-5-103

Sign

alis

atio

n D

Éxp

loita

tion

VEN

/PA

RT

Sign

alis

atio

n de

Déf

ault

VEN

/PA

RT

Sign

alis

atio

n de

Déf

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à la

Te

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VEN

/PA

RT

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LED

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rebo

nd

Type

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Dat

a U

nit

Inté

rrog

atio

nGén

éral

e

348 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


00390 >Qté de gaz permise dans huile dépassée (>Gaz ds huile)

Signalisations transfo. externes

SgS V P * LED EB REL

00391 >Protection Buchholz : alarme (>Al. Buchholz)


SgS V P * LED EB REL 150 41 1 IG

00392 >Protect. Buchholz : sign. de déclen. (>Buchh. décl.)



00393 >Protect. Buchholz : surv. cuve (>Buchh. Cuve)



00409 >Blocage compteur d'heures du disj. (>BlocComptHeure)

Statistiques SgS V P * LED EB REL

00410 >Cont.aux. DJ1 fermé triphasé (>CA DJ1 3p FERM)

Données poste (2) SgS V P * LED EB REL 150 80 1 IG

00411 >Cont.aux. DJ1 ouvert triphasé (>CA DJ1 3p OUV)


00413 >Cont.aux. DJ2 fermé triphasé (>CA DJ2 3p FERM)


00414 >Cont.aux. DJ2 ouvert triphasé (>CA DJ2 3p OUV)


00501 Protection : démarrage (excit.) général (Démarrage gén.)

Données poste (2) SgSo * V M LED REL 150 151 2 IG

00511 Déclenchement (général) (Décl. général)

Données poste (2) SgSo * V M LED REL 150 161 2 IG

00561 Disjoncteur enclenché en manuel (Encl. manu.)

Données poste (2) SgSo V * LED REL 150 211 1

00571 Défaut symétrie I coté 1 (Déf.sym. I1) Surveillance de mesures

SgSo V P * LED REL

00572 Défaut symétrie I coté 2 (Déf.sym. I2) Surveillance de mesures

SgSo V P * LED REL

00576 Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 1 (IL1C1:)

Données poste (2) SgV * V P 150 193 4











00582 Courant coupé (primaire/HT) I1 (I1:) Données poste (2) SgV * V P






IEC 60870-5-103

Sign

alis

atio

n D

Éxp

loita

tion

VEN

/PA

RT

Sign

alis

atio

n de

Déf

ault

VEN

/PA

RT

Sign

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VEN

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Mar

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pert

urbo

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LED

Entr

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naire

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Fonc

tion

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rebo

nd

Type

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Dat

a U

nit

Inté

rrog

atio

nGén

éral

e

349Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe





01000 Nombre de cmdes de déclenchement (Nbre décl.)

Statistiques SgV

01020 Nombre d'heures de fonctionnement (HeuresFct)

Statistiques SgV

01403 >Bloquer prot. défaillance disj. (>Blo-quer PDD)

Protection contre défaill. disjoncteur


01431 >Lancement externe prot. défaill. disj. (>Lancer PDD)



01451 Prot. défaillance disj. désactivée (PDD Désactivée)



01452 Prot. défaillance disj. bloquée (PDD bloquée)


SgSo V P V P LED REL 166 152 1 IG

01453 Prot. défaillance disjoncteur active (PDD active)



01456 Lancem. prot. défail. DJ par décl. int. (Lanc. PDD int.)


SgSo * V P LED REL 166 156 2 IG

01457 Lancem. prot. défail. DJ par décl. ext. (Lanc. PDD ext.)



01471 Décl. par prot. défaillance DJ (Décl. PDD)


SgSo * V M LED REL 166 171 2 IG

01480 Décl. prot. déf. disj. sur décl. interne (Décl. PDD INT.)


SgSo * V LED REL 166 180 2 IG

01481 Décl. prot. déf. disj. sur décl. externe (Décl. PDD EXT.)



01488 PDD: pas dispon. avec cet objet pro-tégé (PDD mque objet)


SgSo V * LED REL

01503 >Bloquer protection de surcharge (>BlqSurcharge)

Protection de sur-charge


01507 >Démar. secours de la prot. de surch. (>DémSecouSurch)



01511 Prot. de surcharge désactivée (Surch.Désact.)



01512 Prot. de surcharge bloquée (Surch. bloquée)



01513 Prot. de surcharge active (Surch.Act.) Protection de sur-charge


01515 Prot. de surcharge : avertiss. courant (AvertSurch I)






IEC 60870-5-103

Sign

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e

350 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


01516 Prot. surch : avertiss. thermique (AvertSurch Θ)



01517 Prot. de surcharge : dém.échelon décl. (Dém.Surch.)



01521 Prot. de surch.: com. de déclenche-ment (Décl. Surch.)


SgSo * V P M LED REL 167 21 2 IG

01541 Prot. de surch.: sign. point échauf. (Surch SignPtEch)



01542 Prot. de surch.: alarme point échauf. (Surch AlarPtEch)



01543 Prot. de surch.: sign. taux de vieillis. (Surch SignVieil)



01544 Prot. de surch: alarme taux de vieillis. (Surch AlarVieil)



01545 Déf. surch: pas d'acquisit. température (Surch manque Θ)


SgSo V * LED REL

01549 Déf. surch: pas avec cet objet protégé (Surch mque obj)


SgSo V * LED REL

01704 >Bloquer Max I phases (>Bloc Max I Ph.)


SgS * * LED EB REL

01714 >Bloquer Max I terre (>Bloc Max I Ter) Prot. max de I terre SgS * * LED EB REL

01721 >Protection à max de I: blocage I>> (>Bloc. I>>)



01722 >Protection à max de I: blocage I> (>Bloc. I>)



01723 >Protection à max de I: blocage Ip (>Bloc. Ip)



01724 >Protection à max de I: blocage IT>> (>Bloc. It>>)

Prot. max de I terre SgS * * LED EB REL 60 4 1 IG

01725 >Protection à max de I: blocage IT> (>Bloc. It>)


01726 >Protection à max de I: blocage ITp (>Bloc. Itp)


01730 >Bloquer permutation dyn. de para-mètres (>Bloc.PerDynPar)

Permutation dynamique de para-mètres

SgS * * LED EB REL

01731 >Bloquer retombée permut. dyn. de param. (>BlocRtbPerDyPa)


SgS V P V P LED EB REL 60 243 1 IG

01741 >Bloquer Max 3I0 (>Bloc Max 3I0) Prot. max de 3I0 SgS * * LED EB REL

01742 >Protection à max de I: blocage 3I0>> (>Bloc. 3I0>>)

Prot. max de 3I0 SgS * * LED EB REL 60 9 1 IG

01743 >Protection à max de I: blocage 3I0> (>Bloc. 3I0>)





IEC 60870-5-103

Sign

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351Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

01744 >Protection à max de I: blocage 3I0p (>Bloc. 3I0p)


01748 Max 3I0 désactivée (Max 3I0 dés.) Prot. max de 3I0 SgSo V P * LED REL 60 151 1 IG

01749 Max 3I0 bloquée (Max 3I0 blq.) Prot. max de 3I0 SgSo V P V P LED REL 60 152 1 IG

01750 Max 3I0 active (Max 3I0 act.) Prot. max de 3I0 SgSo V P * LED REL 60 153 1 IG

01751 Max I phases désactivée (Max I Ph. dés.)



01752 Max I phases bloquée (Max I Ph. blq.) Prot. max de I phase


01753 Max I phases active (Max I Ph. act.) Prot. max de I phase


01756 Max I terre désactivée (Max I Ter. dés.)

Prot. max de I terre SgSo V P * LED REL 60 26 1 IG

01757 Max I terre bloquée (Max I Ter. blq.) Prot. max de I terre SgSo V P V P LED REL 60 27 1 IG

01758 Max I terre active (Max I Ter. act.) Prot. max de I terre SgSo V P * LED REL 60 28 1 IG

01761 Démarrage général Max I (Dém. gén. Max I)

Généralités max de I


01762 Démarrage Max I phase L1 (Dém. Max I Ph 1)









01765 Démarrage Max I terre (Dém. Max I Ter.)

Prot. max de I terre SgSo * V P M LED REL 60 67 2 IG

01766 Démarrage Max I homop. 3I0 (Dém. Max 3I0)

Prot. max de 3I0 SgSo * V P M LED REL 60 154 2 IG

01791 Déclenchement général Max I (Décl.gén. Max I)

Généralités max de I


01800 Démarrage échelon I>> (Démarrage I>>)



01804 Tempo. de l'échelon I>> à échéance (Echéance TI>>)


SgSo * * LED REL 60 49 2 IG

01805 Décl. prot. temps constant I>> (phases) (Décl. I>>)



01810 Démarrage échelon I> (Démarrage I>) Prot. max de I phase


01814 Tempo. de l'échelon I> à échéance (Echéance TI>)



01815 Décl. prot. temps constant I> (phases) (Décl. I>)






IEC 60870-5-103

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e

352 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


01820 Démarrage échelon Ip (Démarrage Ip) Prot. max de I phase


01824 Tempo. de l'échelon Ip à échéance (Echéance TIp)



01825 Décl. prot. temps inverse Ip (phases) (Décl. Ip)



01831 Démarrage échelon IT>> terre (Démarrage It>>)

Prot. max de I terre SgSo * V P LED REL 60 59 2 IG

01832 Tempo. de l'échelon IT>> à échéance (Echéance TIt>>)

Prot. max de I terre SgSo * * LED REL 60 60 2 IG

01833 Décl. prot. temps constant IT>> (terre) (Décl. It>>)

Prot. max de I terre SgSo * V LED REL 60 61 2 IG

01834 Démarrage échelon IT> terre (Démar-rage It>)


01835 Tempo. de l'échelon IT> à échéance (Echéance TIt>)


01836 Décl. prot. temps constant IT> (terre) (Décl. It>)


01837 Démarrage échelon ITp terre (Démar-rage Itp)


01838 Tempo. de l'échelon ITp à échéance (Echéance TItp)


01839 Décl. prot. temps inverse ITp (terre) (Décl. Itp)


01843 Blocage croisé par détect. I magnéti-sant (InrushBlcCroisé)


SgSo * V P LED REL

01851 Max I: échelon I> bloqué (I> bloqué) Prot. max de I phase


01852 Max I: échelon I>> bloqué (I>> blo-qué)



01853 Max I: échelon IT> bloqué (It> bloqué) Prot. max de I terre SgSo V P V P LED REL 60 107 1 IG

01854 Max I: échelon IT>> bloqué (It>> blo-qué)

Prot. max de I terre SgSo V P V P LED REL 60 108 1 IG

01855 Max I: échelon Ip bloqué (Ip bloqué) Prot. max de I phase


01856 Max I: échelon ITp bloqué (Itp bloqué) Prot. max de I terre SgSo V P V P LED REL 60 110 1 IG

01857 Max 3I0: échelon 3I0> bloqué (3I0> bloqué)

Prot. max de 3I0 SgSo V P V P LED REL 60 159 1 IG

01858 Max 3I0: échelon 3I0>> bloqué (3I0>> bloqué)


01859 Max 3I0: échelon 3I0p bloqué (3I0p bloqué)





IEC 60870-5-103

Sign

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353Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

01860 Max I phase: pas avec cet objet pro-tégé (MaxI Ph MqueObj)


SgSo V * LED REL

01861 Max 3I0: pas avec cet objet protégé (Max 3I0 MqueObj)

Prot. max de 3I0 SgSo V * LED REL

01901 Démarrage échelon 3I0>> (Démar-rage 3I0>>)

Prot. max de 3I0 SgSo * V P LED REL 60 156 2 IG

01902 Tempo. de l'échelon 3I0>> à échéance (Echéance T3I0>>)

Prot. max de 3I0 SgSo * * LED REL 60 157 2 IG

01903 Décl. prot. temps constant 3I0>> (Décl. 3I0>>)

Prot. max de 3I0 SgSo * V LED REL 60 158 2 IG

01904 Démarrage échelon 3I0> (Démarrage 3I0>)


01905 Tempo. de l'échelon 3I0> à échéance (Echéance T3I0>)


01906 Décl. prot. temps constant 3I0> (Décl. 3I0>)


01907 Démarrage échelon 3I0p (Démarrage 3I0p)


01908 Tempo. de l'échelon 3I0p à échéance (Echéance T3I0p)


01909 Décl. prot. temps inverse 3I0p (Décl. 3I0p)


01994 Permut. dyn. de paramètres désac-tivée (PerDynParDésac.)



01995 Permut. dyn. de paramètres bloquée (PerDynPar blq.)



01996 Permut. dynamique de paramètres activée (PerDynPar Act.)



01998 Permut. dyn. de param. max I Ph activée (DynPar Ph Act.)



01999 Permut. dyn. de param. max I 3I0 activée (DynPar 3I0 Act.)



02000 Permut. dyn. param. max I terre activée (DynPar Ter Act.)



04523 >Blocage du décl. par couplage ext. 1 (>Blocage coupl1)

Couplages externes SgS * * LED EB REL

04526 >Couplage d'une commande externe 1 (>Couplage 1)

Couplages externes SgS V P * LED EB REL 51 126 1 IG

04531 Couplage ext. 1 désactivé (Coupl1 inactif)

Couplages externes SgSo V P * LED REL 51 131 1 IG




IEC 60870-5-103

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354 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


04532 Couplage ext. 1 verrouillé (Coupl1 verr.)

Couplages externes SgSo V P V P LED REL 51 132 1 IG

04533 Couplage ext. 1 actif (Coupl1 actif) Couplages externes SgSo V P * LED REL 51 133 1 IG

04536 Démarrage du couplage ext. 1 (Excit. coupl1)

Couplages externes SgSo * V P LED REL 51 136 2 IG

04537 Déclenchement du couplage ext. 1 (Décl. coupl1)

Couplages externes SgSo * V LED REL 51 137 2 IG

04543 >Blocage du décl. par couplage ext. 2 (>Blocage coupl2)

Couplages externes SgS * * LED EB REL

04546 >Couplage d'une commande externe 2 (>Couplage 2)

Couplages externes SgS V P * LED EB REL 51 146 1 IG

04551 Couplage ext. 2 désactivé (Coupl2 inactif)

Couplages externes SgSo V P * LED REL 51 151 1 IG

04552 Couplage ext. 2 verrouillé (Coupl2 verr.)

Couplages externes SgSo V P V P LED REL 51 152 1 IG

04553 Couplage ext. 2 actif (Coupl2 actif) Couplages externes SgSo V P * LED REL 51 153 1 IG

04556 Démarrage du couplage ext. 2 (Excit. coupl2)

Couplages externes SgSo * V P LED REL 51 156 2 IG

04557 Déclenchement du couplage ext. 2 (Décl. coupl2)

Couplages externes SgSo * V LED REL 51 157 2 IG

05143 >Bloquer protection déséquilibres (>Bloc. déséq.)

Protection de déséquilibre (I2)


05145 >Commutation champ tournant (>Commut.ChmpTrn)


05147 Champ tournant L1 L2 L3 (ChmpTrn L1L2L3)

Données poste (1) SgSo V P * LED REL 70 128 1 IG

05148 Champ tournant L1 L3 L2 (ChmpTrn L1L3L2)

Données poste (1) SgSo V P * LED REL 70 129 1 IG

05151 Protection déséquilibres désactivée (Déséq. dés.)



05152 Protection déséquilibres bloquée (Déséq. bloquée)



05153 Protection déséquilibres active (Déséq. act.)



05159 Démarrage prot. déséquilibre I2>> (Démarr. I2>>)



05165 Démarrage prot. déséquilibre I2> (Démarr. I2>)



05166 Démarrage prot. déséquilibre I2p (Démarr. I2p)



05170 Déclenchement prot. déséquilibres (Décl. déséq.)






IEC 60870-5-103

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355Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

05172 Prot. déséquil. pas avec cet objet (Déséq mque Obj)


SgSo V * LED REL

05603 >Verrouil. protection différentielle (>VerProtDiff)

Protection différen-tielle

SgS * * LED EB REL

05615 Prot. différentielle désactivée (PrDifDésact)



05616 Prot. différentielle verrouillée (Prot-DifVer)



05617 Prot. différentielle active (ProtDifAct) Protection différen-tielle


05620 Diff: fact.adapt. I TC trop grand/faible (Diff fact-TC><)


SgSo V * LED REL

05631 Mise en route générale protection diff. (MRoute Diff)



05644 Diff: Blocage par 2. Harmonique L1 (Diff 2.Harm L1)









05647 Diff: Blocage par n. Harmonique L1 (Diff n.Harm L1)









05651 Diff: stabil. compl. sur déf. externe L1 (Diff Déf Ext L1)









05657 Diff: blocage croisé crit. harmonique 2 (DifBlocCrois 2H)


SgSo * V P LED REL

05658 Diff: blocage croisé crit. harmonique n (DifBlocCrois nH)


SgSo * V P LED REL

05662 Verrouil. par surveillance courant L1 (VerSurvIL1)









05666 Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L1 (DifElevSeuil.L1)


SgSo V P V P LED REL




IEC 60870-5-103

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356 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1








05670 Diff: libération décl. par dépas.courant (Diff libérat. I)


SgSo * V P LED REL

05671 Déclenchement par prot. différentielle (DéclPrDif)


SgSo * * LED REL 176 68 2

05672 Déclenchement L1 par prot. différent. (DéclL1PrDif)









05681 PrDiff IDIFF>L1(sans temporisation) (Diff>L1)









05684 PrDiff IDIFF>>L1(sans temporisation) (Diff>>L1)









05691 Echel. de décl. IDIFF> de la prot. diff (Diff> décl)



05692 Echel. de décl IDIFF>> de la prot. diff (Diff>> décl)



05701 I Diff. L1 sur décl. sans tempo (fond.) (IDiffL1:)


SgV * V P 75 101 4



SgV * V P 75 102 4



SgV * V P 75 103 4

05704 Istab. L1 sur décl. sans tempo (CCmoyen) (IStabL1:)


SgV * V P 75 104 4



SgV * V P 75 105 4



SgV * V P 75 106 4

05803 >Verrouil prot. différentielle terre (>VerDiffTerre)

Prot. différentielle de terre

SgS * * LED EB REL




IEC 60870-5-103

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357Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

05811 Prot. diff. terre désactivée (DifTer dés.)



05812 Prot. diff. terre verrouillée (DifTer ver.) Prot. différentielle de terre


05813 Prot. diff. terre active (DifTer active) Prot. différentielle de terre


05816 Lanc. tempo. décl. prot. diff. terre (LancTpoDifTer)



05817 Démarrage général prot. diff. terre (Dém DifTerre)



05821 Déclenchement par prot. dif. terre (DéclDifTerre)


SgSo * V M LED REL 176 89 2

05826 Diff. terre: gdeur de déclenchement D (DifTerD:)


SgV * V P 76 26 4

05827 Diff. terre: angle S au décl. (DifTerS:) Prot. différentielle de terre

SgV * V P 76 27 4

05830 Diff. terre: aucun capt. Pt Neutre sél. (DifTerSaCaPN)


SgSo V * LED REL

05835 Diff. terre: pas dispon. pour cet objet (DifT mque Objet)


SgSo V * LED REL

05836 Diff.terre: fact.adapt TC trop gd/faible (DifT fact-TC ><)


SgSo V * LED REL

05951 >Bloquer Max I monophasée (>Bloc Max I 1ph)

Prot. max de I temps constant sur 1phase

SgS * * LED EB REL

05952 >Bloquer I> monophasée (>Bloc. I> 1ph)


SgS * * LED EB REL

05953 >Bloquer I>> monophasée (>Bloc. I>> 1ph)


SgS * * LED EB REL

05961 Max de I monophasée désactivée (Max I 1ph dés.)



05962 Max de I monophasée bloquée (Max I 1ph blq.)



05963 Max de I monophasée active (Max I 1ph act.)



05966 Blocage fonction I> monophasée (I> 1ph bloquée)



05967 Blocage fonction I>> monophasée (I>> 1ph bloquée)






IEC 60870-5-103

Sign

alis

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n D

Éxp

loita

tion

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Type

Num

éro

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form

atio

n

Dat

a U

nit

Inté

rrog

atio

nGén

éral

e

358 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


05971 Max de I monophasée: mise en route gén. (Max I 1ph MR G.)



05972 Max de I monophasée: déclenche-ment gén. (Max I 1ph DECL)



05974 Mise en route I> monophasée (MR I> 1ph)



05975 Déclenchement I> monophasée (Décl. I> 1ph)



05977 Mise en route I>> monophasée (MR I>> 1ph)



05979 Déclenchement I>> monophasée (Décl. I>> 1ph)



05980 Max de I monophasée: courant de défaut (MaxI 1phI:)


SgV * V P 76 180 4

06851 >Bloquer surv. circuit de déclenche-ment (>BlocSurCircDéc)


SgS * * LED EB REL

06852 >Cont. aux. rel. cmde surv. circ. décl. (>SurCirDéRelCmd)



06853 >Cont. aux. disj. surv. circ. décl. (>SurCirDécDisj)



06861 Surveillance circuit de décl. désact. (SurCirDéc dés.)



06862 Surveillance circuit de décl. bloquée (SurCirDéc blq.)



06863 Surveillance circuit de décl. active (SurCirDéc act.)



06864 Surv. circ décl non active (EB non aff.) (SurCirDéNonAff)



06865 Perturbation circuit de déclenchement (PerturbCircDécl)



07551 Démarr. stabilis. I magnétisant I> (Dém. Rush I>)



07552 Démarr. stabilis. I magnétisant IT> (Dém. Rush It>)





IEC 60870-5-103

Sign

alis

atio

n D

Éxp

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tion

VEN

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Type

Num

éro

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form

atio

n

Dat

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nit

Inté

rrog

atio

nGén

éral

e

359Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

07553 Démarr. stabilis. I magnétisant Ip (Dém. Rush Ip)



07554 Démarr. stabilis. I magnétisant ITp (Dém. Rush Itp)


07564 Démarr. stabilis. I magnétisant Terre (Dém. I rush Te.)


07565 Démarr. stabilis. I magnétisant L1 (Dém. I rush L1)









07568 Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0 (Dém. I rush 3I0)


07569 Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0> (Dém. Rush 3I0>)


07570 Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0p (Dém. Rush 3I0p)


07571 >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I Ph (>Blc InrMaxI Ph)


SgS V P V P LED EB REL 60 98 1 IG

07572 >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de 3I0 (>Blc InrMax 3I0)

Prot. max de 3I0 SgS V P V P LED EB REL 60 99 1 IG

07573 >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I Te (>Blc InrMaxI Te)

Prot. max de I terre SgS V P V P LED EB REL 60 100 1 IG

07581 Max I: détection magnétisant phase L1 (MaxI Dét.Inr L1)


SgSo * V P LED REL



SgSo * V P LED REL



SgSo * V P LED REL

14101 Défaill. RTD (liaison coupée, c-circuit) (Défail. RTD)

Interface sondes SgSo V P * LED REL

14111 Défail. RTD1 (liaison coupée, c-circuit) (Défail. RTD1)


14112 Démarrage seuil 1 RTD 1 (RTD1 Dém Seuil1)













IEC 60870-5-103

Sign

alis

atio

n D

Éxp

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VEN

/PA

RT

Sign

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Type

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Dat

a U

nit

Inté

rrog

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nGén

éral

e

360 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1












































14201 Défail. RTD10 (liaison coupée,c-cir-cuit) (Défail. RTD10)





IEC 60870-5-103

Sign

alis

atio

n D

Éxp

loita

tion

VEN

/PA

RT

Sign

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atio

n de

Déf

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Type

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Dat

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nit

Inté

rrog

atio

nGén

éral

e

361Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

14202 Démarrage seuil 1 RTD 10 (RTD10 DémSeuil1)
















30607 Somme des courants coupés HT L1 Côté 1 (ΣIL1C1:)

Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV

30620 Somme des courants coupés HT I1 (ΣI1:)

Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV


Statistiques SgV

>Acquit du déclenchement protection (>ACQ DECL)

Données poste (2) iSgS * * LED EB F REL




IEC 60870-5-103

Sign

alis

atio

n D

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RT

Sign

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Type

Num

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form

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Dat

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rrog

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nGén

éral

e

362 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


>Lumière allumée (écran) (>Lumière) Equipement SgS V P * LED EB REL

Bloquer transmission messages/mesures (Bloq. Mess)

Equipement iSgS V P * LED REL 176 20 1 IG

Contrôle à distance (Ctrl Dist.) Contrôle d'autorisa-tion

iSgS V P * LED

Déclenchement nécessitant un acquit (DEC et acq)

Données poste (2) iSgS * * LED REL

Défaillance FMS sur liaison optique 1 (Déf.FMSfo1)

Surveillance SgSo V P * LED REL

Défaillance FMS sur liaison optique 2 (Déf.FMSfo2)

Surveillance SgSo V P * LED REL

Démarrage perturbographie (Dém.Pertu.)


iSgS V P * LED REL

Déverrouillage transm. Mess&Mes via EB (DévTrMes)

Equipement iSgS * * LED REL

Interface système en dérangement (ErrIntSyst)

Surveillance iSgS V P * LED REL

Jeu de paramètres A (JeuParam A) Changement de jeu de paramètres

iSgS V P * LED REL 176 23 1 IG

Jeu de paramètres B (JeuParam B) Changement de jeu de paramètres


Jeu de paramètres C (JeuParam C) Changement de jeu de paramètres


Jeu de paramètres D (JeuParam D) Changement de jeu de paramètres


Mode de test (Mode Test) Equipement iSgS V P * LED REL 176 21 1 IG

Mode test matériel (ModTestMat) Equipement iSgS V P * LED REL

Niveau d'accès (Niv. accès) Contrôle d'autorisa-tion

iSgS V P * LED 101 85 1 IG

Niveau d'accès : sur place (NivAc-Place)

Contrôle d'autorisa-tion

iSgS V P * LED 101 86 1 IG

Seuil 1 (Seuil 1) Permutation seuil iSgS V P * LED EB F REL BR

Synchronisation de l'horloge (Synch.Horl)

Equipement iSgS_C

* * LED REL




IEC 60870-5-103

Sign

alis

atio

n D

Éxp

loita

tion

VEN

/PA

RT

Sign

alis

atio

n de

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VEN

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RT

Sign

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VEN

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RT

Mar

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LED

Entr

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naire

Touc

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Fonc

tion

Rel

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Blo

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Type

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Dat

a U

nit

Inté

rrog

atio

nGén

éral

e

363Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

A.9 Liste des valeurs de mesure

FNo. Signification Fonction IEC 60870-5-103 Possibilités de Paramètrage

Type

de

Fonc

tion

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Com

patib

ilité

Dat

a U

nit

Posi

tion

CFC

Syno

ptiq

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e C

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ô

Syno

ptiq

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e B

ase

00644 Mesure f (fréquence) (f =) Valeurs de mesure

CFC SC SB

00645 Mesure S (puissance apparente) (S =) Valeurs de mesure

CFC SC SB

00721 Mesure courant L1 côté 1 (IL1C1=) Valeurs de mesure

134 139 incomp

9 1 CFC SC SB


134 139 incomp

9 5 CFC SC SB


134 139 incomp

9 3 CFC SC SB


134 139 incomp

9 2 CFC SC SB


134 139 incomp

9 6 CFC SC SB


134 139 incomp

9 4 CFC SC SB

00801 Température de fonctionnement (Temp fonc-tionn.)

Mesures ther-miques

CFC SC SB

00802 Température de surcharge pour L1 (Θ /Θdecl L1=)

Mesures ther-miques

CFC SC SB


Mesures ther-miques

CFC SC SB


Mesures ther-miques

CFC SC SB

00888 Energie Wp (compteur par impulsions) (Wp(puls)=)

Compteur d'énergie

SC SB

00889 Energie Wq (compteur par impulsions) (Wq(puls)=)

Compteur d'énergie

SC SB

01060 Prot. surcharge: pic de température 1 (Θ pic1 =) Mesures ther-miques

CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB

01063 Prot. surcharge: taux de vieillissement (Tx vieil) Mesures ther-miques

CFC SC SB

364 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1


01066 Prot. surcharge: réserve avant signal. (Res SIGN)

Mesures ther-miques

CFC SC SB

01067 Prot. surcharge: réserve avant alarme (ResAL-ARM)

Mesures ther-miques

CFC SC SB

01068 Température sur RTD 1 (Θ RTD1 =) Mesures ther-miques

134 146 incomp

9 1 CFC SC SB

01069 Température sur RTD 2 (Θ RTD 2 =) Mesures ther-miques

134 146 incomp

9 2 CFC SC SB


134 146 incomp

9 3 CFC SC SB


134 146 incomp

9 4 CFC SC SB


134 146 incomp

9 5 CFC SC SB


134 146 incomp

9 6 CFC SC SB


134 146 incomp

9 7 CFC SC SB


134 146 incomp

9 8 CFC SC SB


134 146 incomp

9 9 CFC SC SB


134 146 incomp

9 10 CFC SC SB


134 146 incomp

9 11 CFC SC SB


134 146 incomp

9 12 CFC SC SB

07740 Angle de phase IL1 côté 1 (ϕIL1C1=) Valeurs de mesure

CFC SC SB


CFC SC SB

07742 IDiffL1= (% du courant de réf. InO) (IDiffL1=) Mesures Idiff. et Istab.

CFC SC SB


CFC SC SB


Type

de

Fonc

tion

Num

éro

DÍn

form

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n

Com

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Posi

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CFC

Syno

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ô

Syno

ptiq

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e B

ase

365Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe


CFC SC SB

07745 IStabL1= (% du courant de réf. InO) (IStabL1=) Mesures Idiff. et Istab.

CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB

30633 Angle de phase I1 (ϕI1=) Valeurs de mesure

CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB

30640 Mesure 3I0 (comp. homopolaire) Côté 1 (3I0C1=) Valeurs de mesure

CFC SC SB

30641 Mesure I1 (comp. directe) Côté 1 (I1C1=) Valeurs de mesure

CFC SC SB

30642 Mesure I2 (comp. inverse) Côté 1 (I2C1=) Valeurs de mesure

CFC SC SB

30643 Mesure 3I0 (comp. homopolaire) Côté 2 (3I0C2=) Valeurs de mesure

CFC SC SB

30644 Mesure I1 (comp. directe) Côté 2 (I1C2=) Valeurs de mesure

CFC SC SB

30645 Mesure I2 (comp. inverse) Côté 2 (I2C2=) Valeurs de mesure

CFC SC SB

30646 Mesure de courant I1 (I1=) Valeurs de mesure

CFC SC SB


Type

de

Fonc

tion

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Com

patib

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Dat

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nit

Posi

tion

CFC

Syno

ptiq

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e C

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ô

Syno

ptiq

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e B

ase

366 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1



CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB


CFC SC SB

30654 Idiff diff. de terre (exprimé /InO) (IDiffDeT=) Mesures Idiff. et Istab.

CFC SC SB

30655 Istab diff. de terre (exprimé /InO) (IStabDeT=) Mesures Idiff. et Istab.

CFC SC SB

30656 Mesure U (mesurée à travers I7/I8) (Umesur.=) Valeurs de mesure

CFC SC SB

Lim. supér. comptage durée fcnmt. disj. (Dur-Fct>)

SC SB


Type

de

Fonc

tion

Num

éro

DÍn

form

atio

n

Com

patib

ilité

Dat

a U

nit

Posi

tion

CFC

Syno

ptiq

ue d

e C

ontr

ô

Syno

ptiq

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e B

ase

367Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

A Annexe

368 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Index

AAccessoires 308Acquittement de commande 210Adaptation du matériel 221Affichage des valeurs de mesure 193Affichages spontanés 184Alimentation 4alimentation électrique 268Applicabilité du manuel iAssemblage de l’appareil 233Associations directes 170, 299Associations externes 170, 299Autotransformateurs 15Avertissement (définition) ii

BBatterie 173, 302, 309Batterie tampon 173, 302, 309Blocage de transmission 240Blocage réenclenchement 185Bobine de mise à la terre 15, 48, 53, 69Bobine de mise à la terre (zigzag) 53Bobines 15, 23, 51, 52Bobines d’inductance 15, 23, 52, 282

CCâble de communication 309Caches d’isolation 308Calcul du point chaud 147, 298Caractéristique de déclenchement

Protection à maximum de courant (ANSI) 288, 289

Protection à maximum de courant (CEI) 287Protection contre les déséquilibres (ANSI) 288Protection contre les déséquilibres (CEI) 287Protection de surcharge 297Protection différentielle 42, 279Protection différentielle de terre 74, 284

Caractéristique de retombéedéfinie par l’utilisateur 95Protection à maximum de courant (ANSI) 290,

291Protection contre les déséquilibres (ANSI) 290

Caractéristiques définies par l’utilisateur 93, 100CFC 10, 302, 310Champ tournant 20, 175Cohérence de réglage 181Commutation des jeux de paramètres 218Commutation dynamique de valeurs de seuils 119Commutation dynamique entre valeurs de seuils

293Conditions d’exploitation 277Consistance des réglages 244Constante de temps thermique 144Contacts auxiliaires de disjoncteur 119, 166, 176,

246Contacts auxiliaires du disjoncteur 119, 166, 176,

219, 246Conventions typographiques iiiCopyright iiCourant d’appel 112Courant d’enclenchement 39Courant d’inrush 87Courant de magnétisation 87Courant de rush 112Courant magnétisant 39Courants nominaux 24, 25, 26, 27, 28, 268Courants nominaux, changement 221, 227

DDanger (définition) iiDCF77 302Déclaration de conformité iDéclenchement direct 170, 299Déclenchement externe 170, 299Déclenchement général 185Déclenchement rapide pour défauts à forte intensité

40Demande de rafraîchissement générale 192Démarrage 40, 119, 145Démarrage d’urgence 145, 153Démarrage général 184

369Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

Index

Démontage de l’appareil 223Détecteur de pression 170DIGSI REMOTE 4 309Dimensions 303Domaines d’application 5Données de transformateur de courant 24, 26, 28,

131Données du poste 1 20Données du poste 2 33Durée des ordres 29

EEchantillonnage 174Ecran LCD 3Eléments frontaux 3Elévation du seuil d’excitation au démarrage 40Elévation du seuil de mise en route au démarrage

119Emulation de disque 85, 110, 138Enclenchement manuel 86, 111Enregistrement oscillographique 263Enregistrement perturbographiques 302Entrées binaires 3, 269Equation différentielle thermique 144Erreurs de configuration 181, 244Erreurs de paramétrage 181, 244Essais d’isolation 274Essais de sollicitation climatique 276Essais de sollicitation mécanique 276Essais électriques 274Essais EMC 274Etat des disjoncteurs 29États de paramètres iiiExécutions 277Exemples de raccordement 313

FFiches 309Fonctions 7, 13, 14Fonctions de surveillance 173, 300Fonctions définissables par l’utilisateur 10, 302Fonctions dépendantes du protocole 327Fréquence nominale 20

GGénérateurs 15, 23, 51Gestion des commandes 204Gestion des fonctions de protection 184Graphic Tools 309

Groupes de réglagedéfinition 32

HHumidité 277

IIBS-Tool 196Image thermique 144, 296Interface de modem 270Interface de service 4, 270Interface de synchronisation 4Interface de synchronisation du temps 273Interface système 4, 271Interface utilisateur 4, 270Interfaces de communication 270Interfaces série 4IRIG B 302

JJeux de barres 16, 23, 54, 55, 283Jeux de paramètres 32

commutation 218

LLED 3Lignes 15, 23, 54, 283Lignes courtes 15, 23, 54, 283Liste des valeurs de mesure 364Listes d’information 347Logiciel d’analyse graphique SIGRA 309Logiciel DIGSI® 4 309Logique de déclenchement 185Logique de démarrage 184

MMatériel

adaptations 221Mémoires internes 173Mesure de la tension 193Mesures d’exploitation 193, 194, 301Mesures thermiques 195Mini-jeux de barres 15, 23, 54Mise en service 239Mode de test 240

370 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

Index

Module d’interface 229, 308Montage 214

en armoire 215en châssis 215en saillie 216encastré 214

Moteurs 15, 23, 51

NNoeuds 15, 23, 283Noms de paramètres iii

PPersonnel qualifié (définition) iiPerturbographie 198, 302Pièces de rechange 222Ponts de mise en commun 308Position des disjoncteurs 119Possibilités de réglage voir Vue d’ensemble des

paramètres 328Principe de la haute impédance 127Protection à maximum de courant 79, 285

commutation dynamique de valeurs de seuils 119

Commutation dynamique entre valeurs de seuils 293

monophasé 294monophasée 124pour courant de point neutre 106, 292pour courant de terre 106, 292pour courant homopolaire 79pour courants de phase 79, 285pour courants homopolaires 285

Protection à maximum de courant à temps constant 79, 107

Protection à maximum de courant à temps dépen-dant 82, 109

Protection à maximum de courant monophasé 294Protection à maximum de courant monophasée 124Protection AMZ 82, 109Protection contre les défaillances 165Protection contre les défaillances du disjoncteur

165, 245, 299Protection contre les déséquilibres 136, 295Protection contre les fausses manoeuvres 206Protection de cuve 129, 134Protection de jeux de barres 54, 55Protection de surcharge 144, 296Protection de surcharge thermique 144, 296

Protection différentielle 35, 279de terre 69pour bobines 51, 52pour bobines d’inductance 52, 282pour défauts de terre 284pour générateurs 51, 282pour jeux de barres 54, 55, 283pour lignes 283pour lignes courtes 54pour mini-jeux de barres 54pour moteurs 51, 282pour réactances additionnelles 51, 282pour transformateurs 45, 280

Protection différentielle à haute impédance 127, 131

Protection différentielle de terre 69, 284Protection différentielle monophasée 55Protection différentielle transversale 52Protection jeux de barres 88Protection UMZ 79, 107Prudence (définition) iiPublic visé i

QQuestions i

RRéactances additionnelles 15, 23, 51, 282Réactions en cas de défaillances 179Régime du point neutre 50Réglages par défaut 325Relais de sortie 189, 269Remarque (définition) iiRésistance aux vibrations et aux chocs 276RTD 18, 157

SSchémas généraux 311Sélectivité en courant 90Séquence de commande 205Seuils thermiques 157Signalisations iiSignalisations d’exploitation 191Signalisations d’un transformateur 170Signalisations de défauts 191Signalisations dépendantes de l’ordre de dé-

clenchement 186Signalisations du transformateur 299Signalisations groupées 180

371Manuel 7UT612 C53000–G1177–C148–1

Index

Signalisations spontanées 192SIGRA 309Sorties binaires 3, 189Stabilisation

additionnelle 38avec résistance 128des courants 36par harmoniques 39, 87, 112protection différentielle 36protection différentielle de terre 73

Stabilisation à l’enclenchement 39, 87, 112Stabilisation additionnelle en présence de défauts

externes 38Stabilisation de résistance 128Stabilisation des courants 36Stabilisation rush 39, 87, 112Statistique 186, 193Statistique de déclenchement 186, 193Structure matérielle 2Succession des phases 20, 175Support complémentaire iSupport de fixation 309Surveillance de symétrie 174Surveillance de tension auxiliaire 173Surveillance du champ tournant 175Surveillance du circuit de déclenchement 176, 218Surveillance du courant différentiel 55, 60Surveillances des grandeurs de mesure 174Surveillances des valeurs de mesure 174Surveillances du logiciel 174Surveillances du matériel 173Symboles graphiques iiiSymboles utilisés dans les diagrammes iiiSymétrie des courants 174Synchronisation du temps 302

TTempératures ambiantes 276Tension alternative 269Tension auxiliaire 221, 268

Tension continue 268Thermobox 157, 270, 298Touches de contrôle 3Touches numériques 3Traitement des signalisations 189Traitement du courant de point neutre 28Traitement du point neutre 21, 49Transformateur de mixage 56Transformateurs 15, 21, 45, 280

à enroulements isolés 15Autotransformateurs 15transformateurs monophasés 15, 49

Transformateurs monophasés 15, 49Transmission des valeurs de mesure 193Types de commandes 204

UUnité de température 21

VValeurs de la protection différentielle 196Valeurs de mesure 193Valeurs de mesure d’exploitation 301Valeurs limites 197Valeurs statistiques 302Variantes de connexion 217Verrouillage arrière 88Verrouillage standard 208Version commandables 306Vieillissement relatif 149Vue d’ensemble des paramètres 200, 328

WWatchdog 174

372 Manuel 7UT612C53000–G1177–C148–1

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