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MiCOM P342/P343/P344 /P345 & P391 Protections d’Alternateur P34x/FR M/I76 Version logiciel Indice matériel 33 J (P342/3/4) K (P345) A (P391) Manuel Technique Remarque : Le manuel technique de cet équipement donne les instructions nécessaires à son installation, sa mise en service et son exploitation. Cependant, ce manuel ne peut pas envisager toutes les circonstances, ni inclure des renseignements détaillés sur tous les sujets. Pour toute question ou problème particulier, n’entreprenez aucune action sans une autorisation formelle. Contactez votre revendeur Schneider Electric pour obtenir tout renseignement nécessaire. Toute convention, tout engagement et lien juridique, ainsi que toute obligation de la part de Schneider Electric, y compris le règlement de la garantie, résultent uniquement du contrat d‘achat en vigueur, et ne sont pas affectés par le contenu du manuel technique. Cet équipement NE DOIT PAS être modifié. Si une modification quelconque est effectuée sans la permission expresse de Schneider Electric, la garantie sera annulée et le produit pourrait en être rendu dangereux. Le logo Schneider Electric ainsi que toute version alternative sont des marques déposées de Schneider Electric. MiCOM est une marque déposée de Schneider Electric. Tous les noms et marques d'usage commercial cités dans ce document, qu'ils soient déposés ou non, appartiennent à leurs propriétaires. Ce manuel est fourni à titre informatif uniquement et peut être modifié sans préavis. © 2010, Schneider Electric. Tous droits réservés. SOMMAIRE Section Sécurité P34x/FR SS/G11 SS Document de mise à jour P34x/FR AD/xxx N/A Section 1 Introduction P34x/FR IT/I76 IT Section 2 Données Techniques P34x/FR TD/I76 TD Section 3 Prise en mains P34x/FR GS/B76 GS Section 4 Réglages P34x/FR ST/B76 ST Section 5 Fonctionnement P34x/FR OP/B76 OP Section 6 Applications P34x/FR AP/I76 AP Section 7 Logique programmable P34x/FR PL/C76 PL Section 8 Mesures et enregistrements P34x/FR MR/B76 MR Section 9 Logiciel embarqué (Firmware) P34x/FR FD/I76 FD Section 10 Mise en Service P34x/FR CM/I76 CM Section 11 Maintenance P34x/FR MT/I76 MT Section 12 Recherche de pannes P34x/FR TS/I76 TS Section 13 Communication SCADA P34x/FR SC/I76 SC Section 14 Symboles et glossaire P34x/FR SG/B76 SG Section 15 Installation P34x/FR IN/I76 Section 16 Historique des versions logicielles et versions du manuel P34x/FR VH/H76 IN VH Pxxx/FR SS/G11 CONSIGNES DE SECURITE Pxxx/FR SS/G11 Section Sécurité Page 1/8 CONSIGNES DE SECURITE STANDARD ET INDICATIONS SUR LES MARQUAGES EXTERIEURS DES EQUIPEMENTS SCHNEIDER ELECTRIC 1. INTRODUCTION 3 2. SANTÉ ET SÉCURITÉ 3 3. SYMBOLES ET MARQUAGES DES ÉQUIPEMENTS 4 3.1 Symboles 4 3.2 Marquage 4 4. INSTALLATION, MISE EN SERVICE ET ENTRETIEN 4 5. DÉPOSE ET DESTRUCTION DES EQUIPEMENTS 7 6. SPECIFICATION TECHNIQUE DE SECURITE 8 6.1 Calibre des fusibles de protection 8 6.2 Classe de protection 8 6.3 Catégorie d’installation 8 6.4 Environnement 8 Pxxx/FR SS/G11 Page 2/8 Section Sécurité PAGE BLANCHE Pxxx/FR SS/G11 Section Sécurité 1. Page 3/8 INTRODUCTION Ce guide et la documentation relative aux équipements fournissent une information complète pour la manipulation, la mise en service et l’essai de ces équipements. Ce Guide de Sécurité fournit également une description des marques de ces équipements. La documentation des équipements commandés chez Schneider Electric est envoyée séparément des produits manufacturés et peut ne pas être reçue en même temps. Ce guide est donc destiné à veiller à ce que les inscriptions qui peuvent être présentes sur les équipements soient bien comprises par leur destinataire. Les données techniques dans ce guide de sécurité ne sont que typiques. Se référer à la section Caractéristiques techniques des publications de produit correspondantes pour les données spécifiques à un équipement particulier. Avant de procéder à tout travail sur un équipement, l’utilisateur doit bien maîtriser le contenu de ce Guide de Sécurité et les caractéristiques indiquées sur l’étiquette signalétique de l’équipement. Se référer obligatoirement au schéma de raccordement externe avant d’installer ou de mettre en service un équipement ou d’y effectuer une opération de maintenance. Des autocollants dans la langue de l’exploitant sont fournis dans un sachet pour l’interface utilisateur de certains équipements. 2. SANTÉ ET SÉCURITÉ Les consignes de sécurité décrites dans ce document sont destinées à garantir la bonne installation et utilisation des équipements et d’éviter tout dommage. Toutes les personnes directement ou indirectement concernées par l’utilisation de ces équipements doivent connaître le contenu de ces Consignes de sécurité ou de ce Guide de Sécurité. Lorsque les équipements fonctionnent, des tensions dangereuses sont présentes dans certaines de leurs pièces. La non-observation des mises en garde, une utilisation incorrecte ou impropre peut faire courir des risques au personnel et également causer des dommages corporels ou des dégâts matériels. Avant de travailler au niveau du bornier, il faut isoler l’équipement. Le bon fonctionnement en toute sécurité de ces équipements dépend de leurs bonnes conditions de transport et de manutention, de leur stockage, installation et mise en service appropriés et du soin apporté à leur utilisation et à leur entretien. En conséquence, seul du personnel qualifié peut intervenir sur ce matériel ou l’exploiter. Il s’agit du personnel qui: • a les compétences pour installer, mettre en service et faire fonctionner ces équipements et les réseaux auxquels ils sont connectés, • peut effectuer des manœuvres de commutation conformément aux normes techniques de sécurité et est habilité à mettre sous et hors tension des équipements, à les isoler, les mettre à la terre et à en faire le marquage, • est formé à l’entretien et à l’utilisation des appareils de sécurité en conformité avec les normes techniques de sécurité, • qui est formé aux procédures d’urgence (premiers soins). La documentation de l’équipement donne des instructions pour son installation, sa mise en service et son exploitation. Toutefois, ce manuel ne peut pas couvrir toutes les circonstances envisageables ou inclure des informations détaillées sur tous les sujets. En cas de questions ou de problèmes spécifiques ne rien entreprendre sans avis autorisé. Contacter les services commerciaux de Schneider Electric compétents pour leur demander les renseignements requis. Pxxx/FR SS/G11 Page 4/8 3. Section Sécurité SYMBOLES ET MARQUAGES DES ÉQUIPEMENTS Pour des raisons de sécurité les symboles et marquages extérieurs susceptibles d’être utilisés sur les équipements ou mentionnés dans leur documentation doivent être compris avant l’installation ou la mise en service d’un équipement. 3.1 Symboles Attention : Reportez-vous à la documentation des produits Attention : risque d’électrocution Borne du conducteur de protection (terre). Borne du conducteur fonctionnelle/de protection de terre Remarque : Ce symbole peut également être utilisé pour une borne de conducteur de terre de protection/sécurité dans un bornier ou dans un sous-ensemble, par exemple l’alimentation électrique. 3.2 Marquage Voir « Safety Guide » (SFTY/4L M/G11) pour les renseignements sur le marquage des produits. 4. INSTALLATION, MISE EN SERVICE ET ENTRETIEN Raccordements de l'équipement Le personnel chargé de l’installation, de la mise en service et de l’entretien de cet équipement doit appliquer les procédures adéquates pour garantir la sécurité d’utilisation du matériel. Avant d’installer, de mettre en service ou d’entretenir un équipement, consultez les chapitres correspondants de la documentation technique de cet équipement. Les borniers peuvent présenter pendant l’installation, la mise en service ou la maintenance, une tension dangereusement élevée si l’isolation électrique n’est pas effectuée. Pour le câblage sur site, les vis de serrage de tous les borniers doivent être vissées avec un couple de 1.3 Nm en utilisant les vis M4. L’équipement prévu pour le montage en rack ou en panneau doit être placé sur une surface plane d’une armoire de Type 1, comme définie par les normes UL (Underwriters Laboratories). Tout démontage d’un équipement peut en exposer des pièces à des niveaux de tension dangereux. Des composants électroniques peuvent également être endommagés si des précautions adéquates contre les décharges électrostatiques ne sont pas prises. L’accès aux connecteurs en face arrière des relais peut présenter des risques d’électrocution et de choc thermique. Les raccordements de tension et de courant doivent être effectués à l'aide de bornes isolées à sertir pour respecter les exigences d'isolation des borniers et remplir ainsi les conditions de sécurité. Pxxx/FR SS/G11 Page 5/8 Section Sécurité Les protections numériques sont équipées de contacts défaut équipement (autocontrôle) pour indiquer le bon fonctionnement de l’équipement. Schneider Electric recommande vivement de raccorder définitivement ces contacts au système de contrôle-commande du poste pour la génération d’alarmes. Pour garantir une terminaison correcte des conducteurs, utiliser la cosse à sertir et l'outil adaptés à la taille du fil. Les équipements doivent être raccordés conformément au schéma de raccordement correspondant. Equipements de classe de protection I - Avant toute mise sous tension, l'équipement doit être raccordé à la terre via la borne prévue à cet usage. - Le conducteur de protection (terre) ne doit pas être retiré, car la protection contre les chocs électriques assurée par l’équipement serait perdue. - Si la borne du conducteur de terre de sécurité est également utilisée pour terminer des blindages de câbles, etc., il est essentiel que l’intégrité du conducteur de sécurité (terre) soit vérifiée après avoir ajouté ou enlevé de tels raccordements de terre fonctionnels. Pour les bornes à tiges filetées M4, l’intégrité de la mise à la terre de sécurité doit être garantie par l’utilisation d’un écrou-frein ou équivalent. Sauf indications contraires dans le chapitre des caractéristiques techniques de la documentation des équipements, ou stipulations différentes de la réglementation locale ou nationale, la taille minimale recommandée du conducteur de protection (terre) est de 2,5 mm² (3,3 mm² pour l’Amérique du Nord). La liaison du conducteur de protection (terre) doit être faiblement inductive, donc aussi courte que possible. Tous les raccordements à l'équipement doivent avoir un potentiel défini. Les connexions précâblées mais non utilisées doivent de préférence être mises à la terre lorsque des entrées logiques et des relais de sortie sont isolés. Lorsque des entrées logiques et des relais de sortie sont connectés au potentiel commun, les connexions précâblées mais inutilisées doivent être raccordées au potentiel commun des connexions groupées. Avant de mettre votre équipement sous tension, veuillez contrôler les éléments suivants : - Tension nominale et polarité (étiquette signalétique/documentation de l’équipement), - Intensité nominale du circuit du transformateur de courant (étiquette signalétique) et connexions correctes, - Calibre des fusibles de protection, - Bonne connexion du conducteur de protection (terre), le cas échéant, - Capacités nominales en courant et tension du câblage extérieur en fonction de l’application. Contact accidentiel avec des bornes non-isolées En cas de travail dans un espace restraint, comme p.ex. une armoire où il y a un risque de choc électrique dû à un contact accidentiel avec des bornes ne répondant pas à la classe de protection IP20, un écran de protection adapté devra être installé. Utilisation des équipements Si les équipements sont utilisés d’une façon non préconisée par le fabricant, la protection assurée par ces équipements peut être restreinte. Démontage de la face avant/du couvercle frontal de l’équipement Cette opération peut exposer dangereusement des pièces sous tension qui ne doivent pas être touchées avant d’avoir coupé l’alimentation électrique. Pxxx/FR SS/G11 Page 6/8 Section Sécurité Equipements Cités ou Reconnus par UL et CSA/CUL Pour conserver ces agréments UL et CSA/CUL Cités/Reconnus pour l’Amérique du Nord, ces équipements doivent être installés à l’aide de composants des types suivants Cités ou Reconnus par les normes UL et/ou CSA : câbles de raccordement, fusibles, porte-fusibles ou disjoncteurs, cosses à sertir isolées et piles de rechange comme spécifié dans la documentation de ces équipements. Un fusible agréé UL ou CSA doit être utilisé pour la protection externe. Il doit s’agir d’un fusible à retardement de Classe J, avec une capacité nominale maximale de 15 A et une capacité minimale en courant continu de 250 V cc, par exemple type AJT15. Lorsqu’il n’est pas nécessaire que l’équipement soit agréé UL ou CSA, on peut utiliser un fusible à haut pouvoir de coupure (HRC) avec un calibre nominal maximal de 16 A et une capacité minimale en courant continu de 250 V cc, par exemple de type "Red Spot" NIT ou TIA. Conditions d’exploitation des équipements L’exploitation des équipements doit respecter les exigences électriques et environnementales décrites dans ce document. Entrées de courant N’ouvrez jamais le circuit auxiliaire d’un transformateur de courant sous tension. La tension élevée produite risque de provoquer des blessures corporelles graves et de détériorer l’isolation de l’équipement. Le TC doit être court-circuité avant d’ouvrir son circuit de raccordement, se référer à la documentation de l'équipement. Pour la plupart des équipements dotés de cosses à œil, le bornier à vis pour raccorder les transformateurs de courant fait court-circuiteur. Un court-circuitage externe des transformateurs de courant n’est donc pas forcément nécessaire. Sur les équipements à raccordement par bornes à broche, le bornier à vis pour raccorder les transformateurs de courant ne fait pas court-circuiteur. Par conséquent, toujours court-circuiter les transformateurs de courant avant de desserrer les bornes à vis. Résistances extérieures, y compris varistances Lorsque des résistances extérieures y compris des varistances sont adjointes aux équipements, elles peuvent présenter un risque de choc électrique ou de brûlures si on les touche. Remplacement des piles Lorsque les équipements sont dotés de piles, celles-ci doivent être remplacées par des piles du type recommandé, installées en respectant les polarités pour éviter tout risque de dommages aux équipements, aux locaux et aux personnes. Test d'isolation et de tenue diélectrique A la suite d’un test d’isolation, les condensateurs peuvent rester chargés d’une tension potentiellement dangereuse. A l’issue de chaque partie du test, la tension doit être progressivement ramenée à zéro afin de décharger les condensateurs avant de débrancher les fils de test. Insertion de modules et de cartes électroniques Les cartes électroniques et modules ne doivent pas être insérés ni retirés d'équipements sous tension sous peine de détérioration. Insertion et retrait des cartes prolongatrices Des cartes prolongatrices sont disponibles pour certains équipements. Si une carte prolongatrice est utilisée, il ne faut ni l'introduire ni la retirer de l'équipement alors que celui-ci est sous tension. Cela évite tout risque d'électrocution ou de détérioration. Il peut y avoir des tensions dangereuses sur la carte d'extension. Pxxx/FR SS/G11 Section Sécurité Page 7/8 Boîtes d’essai et fiches d’essai externes Il faut être très vigilant lorsque l’on utilise des boîtes d’essai et des fiches d’essai externes telles que la MMLG, MMLB et MiCOM P990, car des tensions dangereuses peuvent être accessibles en les utilisant. *Les court-circuitages des TC doivent être en place avant d’insérer ou d’extraire des fiches d’essai MMLB, afin d’éviter de provoquer des tensions pouvant causer la mort. *Remarque – Lorsqu’une fiche d’essai MiCOM P992 est insérée dans la boîte d’essai MiCOM P991, les secondaires des TC de ligne sont automatiquement court-circuités, ce qui les rend sans danger. Communication par fibre optique Lorsque des équipements de communication à fibres optiques sont montés, il ne faut jamais les regarder en face. Pour connaître le fonctionnement ou le niveau du signal de l'équipement, il faut utiliser des dispositifs de mesure de puissance optique. Nettoyage Les équipements doivent être nettoyés avec un chiffon ne peluchant pas, humidifié à l’eau claire lorsque tous les raccordements sont hors tension. Les doigts de contact des fiches de test sont normalement protégés par du gel de pétrole qui ne doit pas être enlevé. 5. DÉPOSE ET DESTRUCTION DES EQUIPEMENTS Dépose L'entrée d’alimentation (auxiliaire) de l'équipement peut comporter des condensateurs sur l’alimentation ou la mise à la terre. Pour éviter tout risque d’électrocution ou de brûlures, il convient d’isoler complètement l'équipement (les deux pôles de courant continu) de toute alimentation, puis de décharger les condensateurs en toute sécurité par l’intermédiaire des bornes externes, avant de mettre l’équipement hors service. Destruction Ne pas éliminer le produit par incinération ou immersion dans un cours d'eau. L’élimination et le recyclage de l’équipement et de ses composants doivent se faire dans le plus strict respect des règles de sécurité et de l’environnement. Avant la destruction des équipements, retirez-en les piles en prenant les précautions qui s’imposent pour éviter tout risque de court-circuit. L’élimination de l’équipement peut faire l'objet de réglementations particulières dans certains pays. Pxxx/FR SS/G11 Page 8/8 6. Section Sécurité SPECIFICATION TECHNIQUE DE SECURITE Sauf mention contraire dans le manuel technique de l’équipement, les données suivantes sont applicables. 6.1 Calibre des fusibles de protection Le calibre maximum recommandé du fusible de protection externe pour les équipements est de 16A, à haut pouvoir de coupure, type "Red Spot" NIT ou TIA ou équivalent, sauf mention contraire dans la section "Caractéristiques techniques" de la documentation d’un équipement. Le fusible de protection doit être situé aussi près que possible de l’équipement. DANGER - 6.2 Classe de protection CEI 60255-27: 2005 EN 60255-27: 2006 6.3 Les TC NE doivent PAS être protégés par des fusibles car l’ouverture de leurs circuits peut produire des tensions dangereuses potentiellement mortelles. Classe I (sauf indication contraire dans la documentation de l’équipement). Pour garantir la sécurité de l'utilisateur, cet équipement doit être raccordé à une terre de protection. Catégorie d’installation CEI 60255-27: 2005 Catégorie d'installation III (catégorie de surtension III) : EN 60255-27: 2006 Niveau de distribution, installation fixe. Les équipements de cette catégorie sont testés à 5 kV en crête, 1,2/50 µs, 500 Ω, 0,5 J, entre tous les circuits d’alimentation et la terre et aussi entre les circuits indépendants. 6.4 Environnement Ces équipements sont prévus pour une installation et une utilisation uniquement en intérieur. S’ils doivent être utilisés en extérieur, ils doivent être montés dans une armoire ou un boîtier spécifique qui leur permettra de satisfaire aux exigences de la CEI 60529 avec comme niveau de protection, la classification IP54 (à l’épreuve de la poussière et des projections d’eau). Degré de pollution – Degré de pollution 2 Altitude – fonctionnement jusqu’à 2000 m CEI 60255-27: 2005 NE 60255-27: 2006 Conformité démontrée en référence aux normes de sécurité. Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 IT INTRODUCTION Date : 7 juillet 2008 Indice matériel : J (P342/3/4) K (P345) A (P391) Version logicielle : 33 Schémas de raccordement : 10P342xx (xx = 01 à 17) 10P343xx (xx = 01 à 19) 10P344xx (xx = 01 à 12) 10P345xx (xx = 01 à 07) 10P391xx (xx = 01 à 02) P34x/FR IT/I76 Introduction MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 IT Introduction MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR IT/I76 (IT) 1-1 SOMMAIRE (IT) 11. STRUCTURE DE LA DOCUMENTATION MiCOM 3 2. INTRODUCTION A LA GAMME MiCOM 5 3. DOMAINE D’APPLICATION DU PRODUIT 6 3.1 Présentation générale des fonctions 6 3.2 Options de commande 12 FIGURES Figure 1: Schéma fonctionnel 11 IT P34x/FR IT/I76 (IT) 1-2 IT Introduction MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1. (IT) 1-3 STRUCTURE DE LA DOCUMENTATION MiCOM Ce manuel présente une description technique et fonctionnelle de l’équipement de protection MiCOM, ainsi qu’un ensemble complet d’instructions relatives à son utilisation et ses applications. Le contenu des différents chapitres est récapitulé ci-dessous : P34x/FR IT Introduction Présentation de la gamme des protections MiCOM et de la structure de la documentation. Les aspects ayant trait à la sécurité générale de la manipulation des équipements électroniques sont décrits en se référant particulièrement aux symboles de sécurité des protections. Ce chapitre comporte également une vue d'ensemble de la protection et un bref résumé des applications possibles. P34x/FR TD Données Techniques Liste des données techniques, avec notamment les plages de réglages, et leur précision, les conditions d’exploitation recommandées, les valeurs nominales et les données de performance. La conformité aux normes internationales est précisée le cas échéant. P34x/FR GS Prise en mains Présentation des différentes interfaces utilisateur de l’équipement, et de sa mise en œuvre. Ce chapitre fournit des informations complètes sur les interfaces de communication de l’équipement, y compris une description complète sur la manière d’accéder à la base de données des réglages mémorisée dans l’équipement. P34x/FR ST Réglages Liste de tous les réglages de l’équipement, incluant les valeurs possibles, les pas de sélection et les valeurs par défaut, accompagnée d’une courte description de chaque réglage. P34x/FR OP Fonctionnement Description fonctionnelle complète et détaillée de toutes les fonctions de protection et de toutes celles non liées à la protection. P34x/FR AP Applications Ce chapitre contient également une description des applications courantes du réseau électrique sur l’équipement, du calcul des réglages appropriés, des exemples d’utilisation type. P34x/FR PL Logique programmable Présentation du schéma logique programmable et description de chaque nœud logique. Ce chapitre inclut le schéma logique programmable (PSL) par défaut ainsi qu'une explication des applications types. P34x/FR MR Mesures et enregistrements Description détaillée des fonctions d’enregistrement et de mesure de l’équipement, y compris de la configuration du consignateur d’état et du perturbographe. P34x/FR FD Logiciel embarqué (Firmware) Présentation générale du fonctionnement du matériel et du logiciel de l’équipement. Ce chapitre contient les informations sur les fonctions d’autocontrôle et de diagnostic de l’équipement. P34x/FR CM Mise en Service Instructions sur la mise en service de l’équipement, comprenant les contrôles de l’étalonnage et des fonctionnalités de l’équipement. P34x/FR MT Maintenance Présentation de la politique de maintenance générale de l’équipement. P34x/FR TS Recherche de pannes Conseils pour reconnaître les modes de défaillance et recommandations sur les mesures à prendre et qui contacter chez Schneider Electric pour demander conseil. IT P34x/FR IT/I76 Introduction (IT) 1-4 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR SC Communication SCADA Présentation générale des interfaces de communication SCADA de l’équipement. Ce manuel ne contient pas les affectations de protocole détaillées, les sémantiques, les profils ni les tableaux d’interopérabilité. Il existe des documents distincts par protocole, téléchargeables à partir de notre site Web. P34x/FR SG Symboles et glossaire Liste des abréviations techniques courantes rencontrées dans la documentation produit. P34x/FR IN IT Installation Recommandations pour le déballage, le maniement, l’inspection et le stockage de l’équipement. Un guide est fourni pour l’installation mécanique et électrique de l’équipement avec les recommandations de mise à la terre correspondantes. Toutes les connexions de câblage à l’équipement sont indiquées. P34x/FR VH Historique des versions logicielles et versions du manuel Historique de toutes les versions de matériel et de logiciel pour ce produit. Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2. (IT) 1-5 INTRODUCTION A LA GAMME MiCOM MiCOM est une solution complète capable de satisfaire toutes les exigences en matière de distribution électrique. Elle est constituée d'une gamme de composants, de systèmes et de services de Schneider Electric. Au centre du concept MiCOM se trouve la flexibilité. MiCOM offre la possibilité de définir une solution d’application et, par ses capacités étendues de communication, de l’intégrer à votre système de contrôle de réseau électrique. Les éléments MiCOM sont identifiés de la manière suivante : − P pour les équipements de Protection. − C pour les équipements de Contrôle-commande. − M pour les équipements de Mesures. − S pour les logiciels de paramétrage et les Systèmes de contrôle-commande de postes. Les produits MiCOM sont dotés de grandes capacités d’enregistrement d’informations sur l’état et le comportement du réseau électrique grâce à l’utilisation d’enregistrements de défauts et de perturbographie. Ils fournissent également des mesures du réseau relevées à intervalles réguliers et transmises au centre de contrôle pour permettre la surveillance et le contrôle à distance. Pour une information à jour sur tout produit MiCOM, visitez notre site Internet : www.schneider-electric.com IT P34x/FR IT/I76 Introduction (IT) 1-6 3. MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 DOMAINE D’APPLICATION DU PRODUIT Les protections d’alternateurs MiCOM P342/3/4/5 ont été conçues pour assurer la protection d’une grande variété d’alternateurs. La MiCOM P342 convient pour la protection d'alternateurs allant des petites machines aux machines moyennes (1-10 MVA) ou pour assurer la protection de secours pour de plus gros alternateurs. En plus de disposer des fonctions de la P342, la MiCOM P343 convient pour la protection d’alternateurs allant des machines de taille moyenne aux machines plus grosses (>10 MVA) ou d’alternateurs plus puissants, assurant une protection différentielle 100% masse stator grâce à une technique de mesure de l'harmonique 3 et une protection contre une mise sous tension accidentelle à l'arrêt. La P344 est semblable à la P343, mais comporte une deuxième entrée de tension du neutre qui assure une protection contre les défauts à la terre/entre-spires. En plus de disposer des fonctions de la P344, la MiCOM P345 convient pour la protection de gros alternateurs (>50 MVA), assurant une protection 100% masse stator par injection à basse fréquence. La P345 comporte aussi 10 touches de fonction de schéma interne ou de commande opérateur, ainsi que des LED tricolores (rouge/jaune/vert). La protection contre les défauts à la terre du rotor est assurée par l’unité P391 d’injection d’onde carrée basse fréquence, de mesure et de couplage, raccordée au circuit du rotor. La mesure de la résistance du rotor est transmise à l'équipement P342/3/4/5 via une sortie de courant (boucle 0-20 mA) sur l'unité P391, raccordée à l’une des 4 entrées de courant de la P342/3/4/5. La protection contre les défauts terre du rotor est uniquement disponible si l’équipement inclut l’option matérielle CLIO (E/S analogiques). IT 3.1 Présentation générale des fonctions Les protections d'alternateur P342/3/4/5 offrent une panoplie de fonctions de protection. Les fonctions de protection sont récapitulées ci-dessous : PRESENTATION DES FONCTIONS DE PROTECTION P34x 87 La protection différentielle d'alternateur à phases séparées offre une protection sélective et très rapide contre tous types de défauts. Elle est sélectionnable à retenue, à haute impédance ou entre-spires. 64 La protection contre les défauts à la terre restreinte est configurable en tant qu'élément à haute impédance ou à basse impédance avec retenue. Elle peut s’utiliser pour assurer une protection rapide contre les défauts à la terre et s’applique principalement aux petites machines qui ne peuvent pas bénéficier d’une protection différentielle. 2/3/4/5 32R, 32L, 32O Deux seuils de protection à temps constant sont fournis, chacun d’eux configurables indépendamment pour fonctionner comme protection contre les retours de puissance (RP), un maximum de puissance (MP) ou une faible puissance aval (FPA). La direction du courant mesuré par la protection peut être inversée en sélectionnant le mode de fonctionnement générateur ou moteur. La protection de puissance peut servir à fournir une simple protection de secours contre les surcharges (MP), une protection contre la marche en moteur (RP, mode générateur), de s'insérer dans la logique de déclenchement de DJ pour protéger d’un excès de vitesse la machine lors d’un arrêt (FPA, mode générateur) et contre une perte de charge (FPA, mode moteur). L’équipement fournit un élément de protection de puissance triphasée standard et un élément de protection de puissance monophasée qui peuvent s’utiliser avec un transformateur de courant dédié de classe mesure à l’aide de l’entrée de courant sensible. 2/3/4/5 40 Un élément d'admittance mho décalable et temporisé à deux seuils permet de détecter une défaillance du circuit d’excitation de la machine. Un élément d'alarme à facteur de puissance est également disponible pour offrir une protection plus sensible. 2/3/4/5 3/4/5 Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 PRESENTATION DES FONCTIONS DE PROTECTION (IT) 1-7 P34x 46T Une protection à maximum de courant inverse contre les surcharges thermiques protège contre toute charge déséquilibrée susceptible de provoquer une surchauffe du rotor. Des seuils d’alarme et de déclenchement sont fournis. 2/3/4/5 51V, 21 Une protection à maximum de courant contrôlée par la tension (réglage fixe ou retenue de tension) ou une protection à minimum d'impédance assurent une protection de secours contre les défauts entre phases. La protection à maximum de courant dépendante de la tension peut être réglée comme étant réglage fixe ou retenue par la tension, à temps inverse (IDMT) ou à temps constant (DT). La protection à minimum d'impédance comporte deux seuils de protection qui peuvent être uniquement réglés à temps constant. 2/3/4/5 50/51/67 Quatre seuils de protection à maximum de courant qui peuvent être paramétrés : non directionnel, directionnel aval ou directionnel amont. Les seuils 1 et 2 peuvent être définis avec une caractéristique à temps inverse (IDMT) ou à temps constant (DT) ; les seuils 3 et 4 peuvent être uniquement réglés avec un temps constant (DT). 2/3/4/5 46OC Quatre seuils de protection à maximum de courant inverse à temps constant assurent une protection de secours contre les défauts phase-terre et phase-phase éloignés. Chaque seuil est sélectionnable non directionnel, directionnel aval ou directionnel amont. 2/3/4/5 49 Une protection contre les surcharges thermiques basée sur Id et Ii est disponible pour protéger le stator/rotor des surcharges dues à des courants équilibrés ou déséquilibrés. Des seuils d’alarmes et de déclenchement sont fournis. 2/3/4/5 50N/51N Une protection ampèremétrique à deux seuils de non directionnelle contre les défauts à la terre assurent la protection masse stator. Le seuil 1 peut être définis avec une caractéristique à temps inverse (IDMT) ou à temps constant (DT) ; le seuil 2 peut uniquement être réglé à un temps constant (DT). 2/3/4/5 64F La protection contre les défauts à la terre du rotor est disponible par injection à basse fréquence. Il existe 2 seuils à temps constant de protection à minimum de résistance. Cette fonction requiert l'utilisation d'une unité d'injection basse fréquence, de couplage et de mesure (P391) externe. La mesure de la résistance du rotor est transmise à l'équipement P34x via une sortie de courant (boucle 0-20 mA) sur l'unité P391, raccordée à l’une des 4 entrées de courant de la P34x. La protection contre les défauts terre du rotor est uniquement disponible si l’équipement inclut l’option matérielle CLIO (E/S analogiques). La fréquence injectée est choisie égale à 0.25/0.5/1 Hz au moyen d’un cavalier dans l'unité P391. 2/3/4/5 67N/67W Un élément sensible de défaut terre est disponible pour assurer une protection sélective contre les défauts à la terre pour les alternateurs montés en parallèle. Chaque seuil de protection peut être sélectionné : non directionnel, directionnel aval ou directionnel amont. La grandeur disponible de polarisation des éléments de défaut à la terre peut être homopolaire ou inverse. La protection sensible contre les défauts à la terre peut être configurée en tant qu'élément wattmétrique (configuration en Icosφ, Isinφ ou VIcosφ) pour une application aux réseaux à neutre isolé ou compensé. 2/3/4/5 IT P34x/FR IT/I76 (IT) 1-8 Introduction MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 PRESENTATION DES FONCTIONS DE PROTECTION 59N IT Une protection à maximum de tension résiduelle est disponible pour assurer une protection masse stator en présence d’un neutre isolé ou à haute impédance. La tension résiduelle se mesure depuis un enroulement TP en triangle ouvert, depuis l’enroulement secondaire d’une connexion de terre du transformateur de distribution au point neutre de l'alternateur, ou se calcule en fonction des mesures entre triphasé et tension de neutre. Deux seuils indépendants de protection sont disponibles pour chaque entrée de tension mesurée du neutre et aussi pour la valeur calculée, chacun d’eux sélectionnables en tant que IDMT ou DT. Les P342/3/4/5 comportent 2 seuils mesurés et 2 seuils calculés de protection à maximum de tension résiduelle. Les P344/5 possèdent une entrée de tension du neutre supplémentaire et par conséquent, 2 seuils supplémentaires de protection à maximum de tension résiduelle mesurée. P34x 2/3/4/5 Un élément de mesure de tension d' harmonique 3 est disponible pour détecter les défauts à la terre à proximité du neutre de l'alternateur. Combiné à la protection masse stator standard (59N/50N/51N), cet élément assure une protection 100% masse stator. 27TN/59TN Un élément à minimum de tension d'harmonique 3 à temps constant est disponible si une mesure de tension du neutre est possible au neutre de la machine. Cet élément est supervisé par un élément de protection à minimum de tension triphasée ou optionnellement, par plusieurs éléments W/VA/VAr triphasés. Un élément à minimum de tension d'harmonique 3 est disponible si une mesure de tension du neutre est disponible aux bornes de la machine. 3/4/5 64S Une protection 100% masse stator est également disponible par injection à basse fréquence. 2 seuils de protection à minimum de résistance à temps constant et 1 seuil de protection à maximum de courant à temps constant sont disponibles. Cette fonction nécessite un générateur externe 20 Hz et un filtre passe-bande. 5 24 Un élément de protection contre un flux excessif (V/Hz) à cinq seuils est disponible pour protéger l’alternateur ou le transformateur connecté contre une surexcitation. Le premier seuil est une alarme à temps constant, le deuxième seuil peut fournir une caractéristique de déclenchement à temps constant ou inverse, et les seuils 3/4/5 peuvent fournir un temps constant. 2/3/4/5 50/27 Un schéma de protection à maximum de courant contrôlé par la tension est disponible comme protection contre une mise sous tension accidentelle de la machine/de l’alternateur à l'arrêt (GUESS) en vue de détecter si le disjoncteur est fermé accidentellement lorsque la machine est à l’arrêt. 3/4/5 27 Un élément de protection à minimum de tension à deux seuils, configurable comme mesure phase-phase ou phase-neutre, est fourni pour servir de protection de secours au régulateur automatique de tension. Le seuil 1 peut être paramétré IDMT ou DT. Le seuil 2 est à temps constant uniquement. 2/3/4/5 59 Un élément de protection à maximum de tension à deux seuils, configurable en mesure phase-phase ou phase-neutre, est disponible pour servir de protection de secours au régulateur automatique de tension. Le seuil 1 peut être paramétré IDMT ou DT. Le seuil 2 est à temps constant uniquement. 2/3/4/5 47 Un élément de protection à maximum de tension inverse à temps constant est disponible pour assurer un déclenchement ou un verrouillage lors de détection de tensions d’alimentation déséquilibrées. 2/3/4/5 Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 PRESENTATION DES FONCTIONS DE PROTECTION (IT) 1-9 P34x 81U/O 4 seuils de protection à minimum de fréquence à temps constant et 2 seuils de protection à maximum de fréquence à temps constant sont disponibles pour assurer un délestage automatique et une protection de secours en cas de défaillance du régulateur de vitesse. 2/3/4/5 81AB Une protection contre une fréquence anormale des turboalternateurs est disponible en vue de protéger les aubes de turbine contre les dommages potentiels pouvant résulter d’un fonctionnement prolongé de l’alternateur au minimum / maximum de fréquence. Jusqu’à six bandes de fréquence peuvent être programmées, chacune d’elles intégrant un chronomètre pour enregistrer le temps écoulé dans la bande. 2/3/4/5 RTD 10 sondes RTD (PT100) sont disponible pour surveiller avec précision la température des enroulements et des paliers de la machine. Chaque sonde dispose d’un seuil d’alarme instantanné et d’un seuil de déclenchement temporisé à temps constant. Option 2/3/4/5 50BF Une fonction de protection à deux seuils contre les défaillances de disjoncteur est disponible avec une entrée triphasée de démarrage d’une protection externe. 2/3/4/5 37P/37N Des éléments de protection à minimum de courant phase, neutre et terre sensible sont disponibles pour s’utiliser, par exemple, avec la fonction qui protège des défaillances de disjoncteur. 2/3/4/5 78 Une caractéristique d’impédance lenticulaire est utilisée pour détecter la perte de synchronisme (glissement de pôles) entre la production et le réseau. Deux zones sont créées par une droite de réactance qui sert à distinguer si le centre d’impédance du glissement des pôles se situe dans le réseau ou dans l’alternateur. Des compteurs distincts comptent les glissements de pôles dans les deux zones. Un réglage est disponible pour déterminer si la protection fonctionne en mode alternateur, en mode moteur ou dans les deux modes. 3/4/5 BOL Une logique à maximum de courant bloqué est disponible à chaque seuil de la protection à maximum de courant de phase, de terre et de défaut à la terre sensible. Elle comporte des sorties de démarrage et des entrées de blocage pouvant servir, par exemple, à mettre en œuvre plusieurs schémas de blocage du jeu de barres. 2/3/4/5 STP Une supervision des transformateurs de tension (détection de défaillance de fusible à 1, 2 et 3 phases) est disponible pour empêcher le mauvais fonctionnement des éléments de protection dépendant de la tension sur perte d'un signal d'entrée de TP. 2/3/4/5 CTS La supervision des transformateurs de courant est disponible pour empêcher le mauvais fonctionnement des éléments de protection dépendant du courant sur perte d’un signal d’entrée de TC. 2/3/4/5 CLIO 4 entrées analogiques (boucle de courant) sont fournies via des transducteurs (contrôleurs de vibration, tachymètres, etc.). Chaque entrée dispose d’un seuil de déclenchement et d’alarme temporisé à temps constant et peut être réglée pour un fonctionnement ‘Au-dessus’ du seuil ou ‘Sous’ le seuil. Chaque entrée peut être sélectionnée indépendamment à 0-1/0-10/0-20/420 mA. 4 sorties analogiques (boucle de courant) sont fournies pour assurer les mesures analogiques de l’équipement. Chaque sortie peut être sélectionnée indépendamment à 0-1/0-10/0-20/4-20 mA. Option 2/3/4/5 IT P34x/FR IT/I76 Introduction (IT) 1-10 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 PRESENTATION DES FONCTIONS DE PROTECTION P34x Ordre des phases – permet la sélection d’un ordre des phases ABC ou ACB pour les 3 voies de courant et de tension. De même, dans le cas d’applications de pompage pour stockage où 2 phases sont croisées, le croisement des 2 phases peut être effectué indépendamment sur les voies de tension triphasée et sur les voies de courant triphasé. 2/3/4/5 Touches de fonction programmables 10 (P345) IT LED programmables (P345 tricolores, P342/3/4 rouges) 18 (P345) 8 (P342/3/ 4) Entrées numériques (option à la commande) 7 à 32 Relais de sortie (option à la commande) 8 à 32 Port de communication avant (EIA(RS)232) 2/3/4/5 Port de communication arrière (KBUS/EIA(RS)485). Les protocoles de communications suivants sont supportés : Courier, MODBUS, CEI 870-5-103 (VDEW) et DNP3.0. 2/3/4/5 Port de communication arrière (Fibre optique). Les protocoles de communications suivants sont supportés : Courier, MODBUS, CEI 870-5-103 (VDEW) et DNP3.0. Option 2/3/4/5 Second port de communication arrière (EIA(RS)232) / EIA(RS)485). Protocole Courier Option 2/3/4/5 Port de synchronisation horaire (IRIG-B) Option 2/3/4/5 Outre les fonctions répertoriées ci-dessus, la P34x offre les fonctions d’exploitation suivantes : • Mesure de toutes les valeurs instantanées et intégrées • Surveillance de l’état et des conditions d'utilisation des disjoncteurs • Surveillance du circuit de déclenchement • 4 groupes de réglages au choix • Touches de fonction programmables (P345) • Entrées Commande • Schémas logiques programmables • Affectation programmable des entrées et sorties logiques • Enregistrement de séquences d’événements • Enregistrement détaillé de perturbographie (capture des signaux) • Compte-rendu de défauts • Texte des menus entièrement personnalisable • Protection par mot de passe à plusieurs niveaux • Diagnostic à la mise sous tension et autocontrôle permanent de l'équipement • Aides aux opérations de mise en service • Synchronisation horaire/horloge temps réel - possibilité de synchronisation par entrée IRIG-B, par entrée isolée optique ou communications Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (IT) 1-11 Vue d’ensemble d’une application 2 nd Port de comm. dist. CEI 61850 Filtre bande passante générateur basse fréquence V BF Port de comm. dist. Comptes-rendus Enregistrement de défauts perturbographie Communication locale Mesures 64S I BF V NEUTRE2 59N 27 59 STP 81O 81U 81AB 24 IT 47 V ISENSIBLE I2 64 87 STC 67 50 51 51V 32R/32L 21 32O 40 46T 50 27 78 49 67N 50BF 46 I> I1 IN VNEUTRE1 59N 27TN 50N 51N P391 Unité d'injection défaut terre rotor, couplage et mesure Entrée / sortie binaire RTD ES Ana. P345 seulement Protection d'alternateur P344 seulement P343/4/5 seulement P342 / P343 / toujours disponible P344 / P345 optionnel P1668FRb Figure 1: Schéma fonctionnel P34x/FR IT/I76 Introduction (IT) 1-12 3.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Options de commande Informations nécessaires à la commande NOMENCLATURE DES ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION D'ALTERNATEURS MiCOM P342 Type de caractère (A=Alpha, N=Numérique, X=Alphanumérique) Numérotation des caractères (Maximum = 15) IT Valeur nominale Vx Aux 24-48 Vcc 48-110 Vcc, 30-100 Vca 110-250 Vcc, 100-240 Vca Valeur nominale In/Vn In=1 A/5 A, Vn=100/120 V In=1 A/5 A, Vn=380/480 V Options matérielles Aucune IRIG-B uniquement (modulée) Convertisseur fibre optique uniquement IRIG-B (modulée) et convertisseur fibre optique Ethernet (100 Mbit/s)** 2ème carte port de comm. en face arrière Carte* IRIG-B* (modulée) plus 2nde Carte de comm. arrière Ethernet (100Mbps) + IRIG-B (modulée)** Ethernet (100Mbps) + IRIG-B (démodulée) ** IRIG-B (démodulée) ** Spécificités produit Boîtier taille 40TE, pas d'option (8 optos + 7 relais) Boîtier taille 40TE, 8 optos + 7 relais + RTD Boîtier taille 40TE, 8 optos + 7 relais+ boucle de courant* Boîtier taille 40TE, 16 optos + 7 relais* Boîtier taille 40TE, 8 optos + 15 relais* Boîtier taille 40TE, 12 optos + 11 relais* Boîtier taille 60TE, 16 optos + 16 relais* Boîtier taille 60TE, 16 optos + 16 relais + RTD* Boîtier taille 60TE, 16 optos + 16 relais + boucle de courant* Boîtier taille 60TE, 24 optos + 16 relais* Boîtier taille 60TE, 16 optos + 24 relais* Boîtier taille 60TE, 16 optos + 16 relais + RTD + boucle de courant* Boîtier taille 60TE, 24 optos + 16 relais + RTD* Boîtier taille 60TE, 16 optos + 24 relais + RTD* Boîtier taille 40TE, 8 optos + 7 relais + 4 relais HB** Boîtier taille 60TE, 16 optos +16 relais + 4 relais HB** Boîtier taille 60TE, 16 optos +8 relais + 4 relais HB + RTD** Boîtier taille 60TE, 16 optos +8 relais + 4 relais HB + CLIO** Boîtier taille 60TE, 16 optos + 8 relais + 4 relais HB + RTD + CLIO** A N N N A X X X A X X N N X A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 P 3 4 2 * * * * * M 0 * * 0 * 1 2 3 1 2 1 2 3 4 6 7 8 A B C A B C D E F G H J K L M N P Q R S T U Remarque : HB = High Break, seuil de rupture élevé. Boucles de courant requises pour Rotor DT Options de protocole K-Bus Modbus CEI 870 DNP3.0 CEI 61850 + Courier via port EIA(RS)485 arrière Options de langue Multilingue Anglais, Français, Allemand, Espagnol Multilingue Anglais, Français, Allemand, Russe Montage 1 2 3 4 6 0 5 Montage encastré Montage encastré conforme Schneider Electric A M Logiciel 33 Fichiers de paramètres Par défaut Client 0 1 Indice boîtier Original Entrées opto universelles et contacts de sortie haute capacité Matériel phase 2 Matériel d’origine A B C J Note sur l'indice boîtier A = Matériel d’origine (entrées à optocoupleurs de 48 V uniquement, valeur nominale des contacts inférieurs, pas d'extension E/S disponible) C = Optos universels, nouveaux relais, nouvelle alimentation J = CPU phase 2, face avant avec 2 touches de fonction et optos double caractéristique * Non disponible dans les relais d’indice de boîtier A ** Non disponible dans les relais d’indice de boîtier A,B,CNote sur le montage Pour le montage en châssis, des cadres de châssis individuels assemblés et des plaques de remplissage sont disponibles Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (IT) 1-13 NOMENCLATURE DES ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION D'ALTERNATEURS MiCOM P343 Type de caractère (A=Alpha, N=Numérique, X=Alphanumérique) Numérotation des caractères (Maximum = 15) Valeur nominale Vx Aux 24-48 Vcc 48-110 Vcc, 30-100 Vca 110-250 Vcc, 100-240 Vca Valeur nominale In/Vn In=1 A/5 A, Vn=100/120 V In=1 A/5 A, Vn=380/480 V Options matérielles Aucune IRIG-B uniquement (modulée) Convertisseur fibre optique uniquement IRIG-B (modulée) et convertisseur fibre optique Ethernet (100 Mbit/s)** 2ème carte port de comm. en face arrière Carte* IRIG-B* (modulée) plus 2ème carte port de comm. arrière Ethernet (100 Mbit/s) + IRIG-B (modulée)** Ethernet (100 Mbit/s) + IRIG-B (démodulée) ** IRIG-B (démodulée) ** Spécificités produit Boîtier taille 60TE, pas d'option (16 optos + 14 relais) Boîtier taille 60TE, 16 optos + 14 relais + RTD Boîtier taille 60TE, 16 optos + 14 relais + boucle de courant* Boîtier taille 60TE, 24 optos + 14 relais * Boîtier taille 60TE, 16 optos + 22 relais* Boîtier taille 80TE, 24 optos + 24 relais* Boîtier taille 80TE, 24 optos + 24 relais + RTD* Boîtier taille 80TE, 24 optos + 24 relais + boucle de courant* Boîtier taille 80TE, 32 optos + 24 relais* Boîtier taille 80TE, 24 optos + 32 relais* Boîtier taille 80TE, 24 optos + 24 relais + RTD + boucle de courant* Boîtier taille 80TE, 32 optos + 24 relais + RTD* Boîtier taille 80TE, 24 optos + 32 relais + RTD* Boîtier taille 80TE, 32 optos + 16 relais + RTD + boucle de courant* Boîtier taille 80TE, 16 optos + 32 relais + RTD + boucle de courant* Boîtier taille 60TE, 16 optos +14 relais + 4 relais HB** Boîtier taille 60TE, 16 optos + 7 relais + 4 relais HB + RTD** Boîtier taille 60TE, 16 optos + 7 relais + 4 relais HB + CLIO** Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB + RTD** Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB + CLIO** Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB + RTD + CLIO** K-Bus Modbus CEI 870 DNP3.0 CEI 61850 + Courier via port EIA(RS)485 arrière Options de langue 1 2 3 4 6 7 8 A B C A B C D E F G H J K L M N P Q R S T U V W X 1 2 3 4 6 A M N Multilingue Anglais, Français, Allemand, Espagnol Multilingue Anglais, Français, Allemand, Russe 0 5 Logiciel 33 Fichiers paramètres Par défaut Client 0 1 Indice boîtier Original Entrées logiques universelles et contacts de sortie haute capacité Alimentation avec sortie nominale augmentée et suppression de courant d’appel CPU phase 2 + nouveau boîtier couleurs Schneider Electric N N A X X X A X X N N X A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 P 3 4 3 * * * * * M 0 * * 0 * IT 1 2 Montage Montage encastré Montage en châssis (boîtier taille 80TE uniquement)* Montage encastré conforme Schneider Electric Montage en châssis conforme Schneider Electric (boîtier taille 80TE uniq.) N 1 2 3 Remarque : HB = High Break, seuil de rupture élevé. Boucles de courant requises pour Rotor DT Options de protocole A A B C J P34x/FR IT/I76 (IT) 1-14 Introduction MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Note sur l'indice boîtier A = Matériel d’origine (entrées à optocoupleurs de 48 V uniquement, valeur nominale des contacts inférieurs, pas d'extension E/S disponible) C = Optos universels, nouveaux relais, nouvelle alimentation J = CPU phase 2, face avant avec 2 touches de fonction et optos double caractéristique * Non disponible dans les relais d’indice de boîtier A ** Non disponible dans les relais d’indice de boîtier A,B,C Note sur le montage Pour le montage en châssis dans le boîtier de taille 60TE, des cadres de châssis individuels assemblés et des plaques de remplissage sont disponibles IT Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (IT) 1-15 NOMENCLATURE DES ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION D'ALTERNATEURS MiCOM P344 Type de caractère (A=Alpha, N=Numérique, X=Alphanumérique) Numérotation des caractères (Maximum = 15) Valeur nominale Vx Aux 24-48 Vcc 48-110 Vcc, 30-100 Vca 110-250 Vcc, 100-240 Vca Valeur nominale In/Vn In=1 A/5 A, Vn=100/120 V In=1 A/5 A, Vn=380/480 V Options matérielles Aucune IRIG-B uniquement (modulée) Convertisseur fibre optique uniquement IRIG-B (modulée) et convertisseur fibre optique Ethernet (100 Mbit/s) 2ème carte port de comm. en face arrière Carte* ème carte port de comm. arrière IRIG-B* (modulée) plus 2 Ethernet (100 Mbit/s) + IRIG-B (modulée) Ethernet (100 Mbit/s) + IRIG-B (démodulée) IRIG-B (démodulée) A N N N A X X X A X X N N X A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 P 3 4 4 * * * * * M 0 * * 0 * 1 2 3 IT 1 2 1 2 3 4 6 7 8 A B C Spécificités produit Boîtier taille 80TE, pas d’option (24 optos + 24 relais) Boîtier taille 80TE, 24 optos +24 relais + RTD Boîtier taille 80TE, 24 optos + 24 relais + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 32 optos +24 relais Boîtier taille 80TE, 24 optos + 32 relais Boîtier taille 80TE, 24 optos + 24 relais + RTD + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 32 optos +24 relais + RTD Boîtier taille 80TE, 24 optos + 32 relais + RTD Boîtier taille 80TE, 32 optos + 16 relais + RTD + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 16 optos + 32 relais + RTD + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 24 optos + 16 relais + 4 relais HB Boîtier taille 80TE, 24 optos + 16 relais + 4 relais HB + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 24 optos + 16 relais + 4 relais HB + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 24 optos + 16 relais +4 relais HB + RTD + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais +8 relais HB + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB + RTD + boucle de courant A B C D E F G H J K L M N P Q R S T Remarque : HB = High Break, seuil de rupture élevé. Boucles de courant requises pour Rotor DT Options de protocole K-Bus Modbus CEI 870 DNP3.0 CEI 61850 + Courier via port EIA(RS)485 arrière 1 2 3 4 6 Montage Montage encastré Montage en châssis Montage encastré conforme Schneider Electric Montage en châssis conforme Schneider Electric Options de langue A M N Multilingue Anglais, Français, Allemand, Espagnol Multilingue Anglais, Français, Allemand, Russe 0 5 Logiciel 33 Fichiers paramètres Par défaut Client Indice boîtier CPU phase 2 + nouveau boîtier couleurs Schneider Electric 0 1 J Note sur l'indice boîtier J = Matériel original (CPU phase 2, face avant avec 2 touches de fonction et optos double caractéristique) P34x/FR IT/I76 Introduction (IT) 1-16 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 NOMENCLATURE MiCOM P345 (PROTECTION D’ALTERNATEUR AVEC MODULE D’ENTRÉE SIGMA-DELTA) Type de caractère (A=Alpha, N=Numérique, X=Alphanumérique) Numérotation des caractères (Maximum = 15) Valeur nominale Vx Aux IT 24-48 Vcc 48-110 Vcc, 30-100 Vca 110-250 Vcc, 100-240 Vca Valeur nominale In/Vn Module d’entrées (In = 1 A/5 A, Vn = 100/120 V, Vn = 380/480 V) A N N N A X X X A X X N N X A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 P 3 4 5 * * * * * M 0 * * 0 * 1 2 3 B Options matérielles Aucune IRIG-B uniquement (modulée) Convertisseur fibre optique uniquement IRIG-B (modulée) et convertisseur fibre optique Ethernet (100 Mbit/s) 2ème carte port de comm. en face arrière Carte* IRIG-B* (modulée) plus 2ème carte port de comm. arrière Ethernet (100 Mbit/s) + IRIG-B (modulée) Ethernet (100 Mbit/s) + IRIG-B (démodulée) IRIG-B (démodulée) 1 2 3 4 6 7 8A B C Spécificités produit Boîtier taille 80TE, pas d’option (24 optos + 24 relais) Boîtier taille 80TE, 24 optos +24 relais + RTD Boîtier taille 80TE, 24 optos + 24 relais + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 32 optos +24 relais Boîtier taille 80TE, 24 optos + 32 relais Boîtier taille 80TE, 24 optos + 24 relais + RTD + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 32 optos +24 relais + RTD Boîtier taille 80TE, 24 optos + 32 relais + RTD Boîtier taille 80TE, 32 optos + 16 relais + RTD + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 16 optos + 32 relais + RTD + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 24 optos + 16 relais + 4 relais HB Boîtier taille 80TE, 24 optos + 16 relais + 4 relais HB + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 24 optos + 16 relais + 4 relais HB + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 24 optos + 16 relais +4 relais HB + RTD + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais +8 relais HB + boucle de courant Boîtier taille 80TE, 16 optos + 16 relais + 8 relais HB + RTD + boucle de courant A B C D E F G H J K L M N P Q R S T Remarque : HB = High Break, seuil de rupture élevé. Boucles de courant requises pour Rotor DT Options de protocole K-Bus Modbus CEI 870 DNP3.0 CEI 61850 + Courier via port EIA(RS)485 arrière Montage Montage encastré conforme Schneider Electric Montage en châssis conforme Schneider Electric Options de langue 1 2 3 4 6 M N Multilingue Anglais, Français, Allemand, Espagnol Multilingue Anglais, Français, Allemand, Russe 0 5 Logiciel 33 Fichiers Réglages Paramètres Par défaut Client 0 1 Indice boîtier CPU phase 2 étendue + 10 touches de fonction et LED tricolores K * Note sur l'indice boîtier K = CPU phase 2 étendue (CPU phase 2 et face avant équipée de 10 touches de fonction, de LED tricolores et d'optos à double caractéristique Accessoires de protection 100% masse stator par injection à basse fréquence qui se commandent séparément : 1. Générateur 20 Hz (montage en surface/encastré/sur rails) 2. Filtre de passe-bande(montage en surface/encastré/sur rails) 3. TC de déclenchement 400/5 A Introduction P34x/FR IT/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (IT) 1-17 NOMENCLATURE MiCOM P391 (MODULE DE DÉFAUT TERRE ROTOR D’ALTERNATEUR) Type de caractère (A=Alpha, N=Numérique, X=Alphanumérique) A N N N A X X X A X X N N X A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 P 3 9 1 9 0 1 A 0 M 0 0 0 0 A Numérotation des caractères (Maximum = 15) Valeur nominale Vx Aux 60-250 Vcc, 100-230V ca 9 Valeur nominale In/Vn 0 N/A Options matérielles Aucune Spécificités produit Aucune Options de protocole 1 A N/A 0 Montage P R W Montage encastré Montage en châssis Montage mural Logiciel Fichiers Réglages Paramètres 33 N/A 0 Indice boîtier Matériel d'origine A IT P34x/FR IT/I76 (IT) 1-18 IT Introduction MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 TD DONNÉES TECHNIQUES Date : 7 juillet 2008 Indice matériel : J (P342/3/4) K (P345) A (P391) Version logicielle : 33 Schémas de raccordement : 10P342xx (xx = 01 à 17) 10P343xx (xx = 01 à 19) 10P344xx (xx = 01 à 12) 10P345xx (xx = 01 à 07) 10P391xx (xx = 01 à 02) P34x/FR TD/I76 Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 TD Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Données Techniques Spécifications mécaniques Conception Plate-forme d’équipement modulaire MiCOM Px40, taille de boîtier 40TE ou 60TE pour le P342, 60TE ou 80TE pour la P343, 80TE pour la P344, 80TE pour la P345. Montage encastré sur la face avant ou en rack 19 pouces (option à préciser). Protection du boîtier Selon la norme CEI 60529 : 1992 : Indice de protection IP 52 (face avant) contre les poussières et les gouttes d’eau, indice de protection IP 50 pour les côtés du boîtier, indice de protection IP 10 pour la partie arrière. Poids P342 P342 P343 P343/4/5 (40TE) : (60TE) : (60TE) : (80TE) : 7.9 kg 9.2 kg 11.5 kg 14 kg Bornes Entrées de mesure des courant et des tensions alternatifs Situées sur le bornier de puissance (noir) : Bornes à filetage M4, permettant la fixation de cosses. Les entrées TC intègrent des court-circuiteurs de sécurité, qui se ferment lors du retrait du bornier. Bornes d’entrée/sortie générales Pour l’alimentation, les entrées logiques, les contacts de sortie et le port de communication arrière CA1. Situées sur les blocs universels (gris) : Bornes à filetage M4, permettant la fixation de cosses. P34x/FR TD/I76 (TD) 2-1 Port de contrôle/téléchargement en face avant Liaison EIA(RS)232, connecteur femelle de type D à 25 broches (SK2). Pour le téléchargement des firmwares et des textes de menus. Isolation conforme aux installations TBT. Port de communication arrière (CA1) Signaux de type EIA(RS)485, connexion 2 fils au niveau du bloc universel, fixation par vis M4. Pour un câble blindé à paires torsadées, en configuration multipoint, d’une longueur maximale de 1 000 m. Pour protocole K-Bus, CEI 60870-5-103, Modbus ou DNP3.0 (option à préciser). Isolation conforme aux installations TBTS (très basse tension de sécurité). Connexion par fibre optique en face arrière pour système SCADA/DCS (en option) Interface pour fibre optique de type BFOC 2.5 (ST®), suivant la norme CEI 874-10. Fibres de courte distance de 850 nm, une pour Tx et une pour Rx. Pour protocole Courier, CEI 60870-5-103, Modbus ou DNP3.0 (option à préciser). Second port de communication arrière (CA2) (en option) Liaison EIA(RS)232, connecteur femelle de type D à 9 broches (SK4). Protocole Courier : liaison K-Bus, EIA(RS)232 ou EIA(RS)485. Isolation conforme aux installations TBTS. Interface IRIG-B arrière modulée ou démodulée en option Prise BNC Isolation conforme aux installations TBTS. Câble coaxial d’impédance 50 ohms. Connexion Ethernet arrière en option pour CEI 61850 Raccordement de mise à la terre du boîtier Deux bornes de terre à l’arrière, filetées M4. Doivent être reliées à la terre pour la sécurité, avec un fil de terre d’une section minimale de 2.5 mm2. Interface Communications 10BaseT/100BaseTX Conforme aux normes IEEE802.3 et CEI 61850 Isolation : 1.5 kV Type de connecteur : RJ45 Type de câble : Paire torsadée blindée (STP) Longueur câble max. : 100 m Port d’interface série PC en face avant Pour terminal DCE EIA(RS)232, connecteur femelle de type D à 9 broches (SK1). Protocole Courier utilisé pour les communications avec le logiciel MiCOM S1 Studio. Isolation conforme aux installations TBT (très basse tension). Longueur maximale du câble : 15 m. Interface 100 Base FX Conforme aux normes IEEE802.3 et CEI 61850 Longueur d’onde : 1300 nm Fibre : multimode 50/125 µm ou 62.5/125 µm Type de connecteur : BFOC 2.5 -(ST®) TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-2 Valeurs nominales Entrées mesures CA Fréquence nominale : 50 et 60 Hz (réglable) Plage de fonctionnement : de 5 à 70 Hz TD Courant alternatif Courant nominal (In) : 1 et 5 A. (les entrées 1A et 5A utilisent des prises différentes du transformateur – vérifier que le raccordement est correct). Consommation nominale < 0.04 VA à In, < 40 mΩ (0-30 In) In = 1 A < 0.01 VA à In, < 8 mΩ (0-30 In) In = 5 A Tenue thermique : permanente : 4 In pendant 10 s : 30 In pendant 1 s : 100 In Standard : linéaire jusqu'à 16 In (courant sinusoïdal sans apériodique). Sensible : linéaire jusqu'à 2 In (courant sinusoïdal sans apériodique). Tension alternative Tension nominale (Vn) : de 100 à 120 V ou de 380 à 480 V en tension phase-phase Consommation nominale par phase : < 0.02 VA à : 110/√3 V ou 440/√3 V Tenue thermique : permanente : 2 Vn pendant 10 s : 2.6 Vn Linéaire jusqu'à 200 V (100/120 V), 800 V (380/480 V) Alimentation Source auxiliaire (Vx) Trois options sélectionnables à la commande : (i) Vx : de 24 à 48 Vcc (ii) Vx : de 48 à 110 Vcc et de 30 à 100 Vca (eff) (iii) Vx : de 110 à 250 Vcc et de 100 à 240 Vca (eff) Plage de fonctionnement (i) de 19 à 65 V (CC uniquement pour cette variante) (ii) de 37 à 150 Vcc, de 24 à 110 Vca (iii) de 87 à 300 Vcc, de 80 à 265 Vca. Avec une ondulation CA tolérable maximum de 12% pour une alimentation CC, conformément à la norme CEI 60255-11 : 1979. Consommation nominale Consommation à l’état repos : 11 W ou 24 VA (plus 1.25 W si équipé d’une deuxième carte de communication en face arrière). À rajouter pour les entrées/sorties logiques sous tension : Par entrée logique : 0.09 W (de 24 à 54 V), Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 0.12 W (110/125 V), 0.19 W (220/250 V). Par relais de sortie excité : 0.13 W Temps de mise sous tension Temps de mise sous tension < 11 s. Coupure d’alimentation Conformément à la norme CEI 60255-11 : 1979 : L’équipement supportera une coupure de 20 ms au niveau de l'alimentation auxiliaire CC, sans interruption de fonctionnement. Conformément à la norme CEI 61000-4-11 : 1994 : l’équipement supportera une coupure de 20 ms au niveau de l'alimentation auxiliaire CA sans interruption de fonctionnement. Pile de sauvegarde Encastrée dans le panneau avant Pile lithium-chlorure de thionyle 3.6 V format ½ AA (pile SAFT référence LS14250) Durée de vie de la pile (en supposant un relais alimenté pendant 90% du temps) > 10 ans Tension générée 48 Vcc régulée Courant limité à une intensité maximale de 112 mA Plage de fonctionnement : de 40 à 60 V Entrées logiques (optos) Entrées opto universelles avec seuils de tension programmables (24/27 V, 30/34 V, 48/54 V, 110/125 V, 220/250 V). Peuvent être alimentées par la tension à usage externe 48 V ou par la batterie externe. Tension nominale : de 24 à 250 Vcc Plage de fonctionnement : de 19 à 265 Vcc Tension maximum : 300 Vcc, 300 V eff. Courant de crête des entrées opto-isolées activées : 3.5 mA (0-300 V) Seuils nominaux de détection et de réinitialisation : Tension nominale de batterie 24/27 V : 60 - 80% (valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 16.2 (valeur logique 1) > 19.2 Tension nominale de batterie 24/27 V : 50 - 70% (valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 12.0 (valeur logique 1) > 16.8 Tension nominale de batterie 30/34 V : 60 - 80% (valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 20.4 (valeur logique 1) > 24.0 Tension nominale de batterie 30/34 V : 50 - 70% (valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 15.0 (valeur logique 1) > 21.0 Tension nominale de batterie 48/54 V : 60 - 80% (valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 32.4 (valeur logique 1) > 38.4 Tension nominale de batterie 48/54 V : 50 - 70% (valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 24.0 (valeur logique 1) > 33.6 Tension nominale de batterie 110/125 V : 60 – 80% (valeur retour/valeur aller) Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (valeur logique 0) < 75.0 (valeur logique 1) > 88.0 Tension nominale de batterie 110/125 V : 50 – 70% (valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 55.0 (valeur logique 1) > 77.0 Tension nominale de batterie 220/250 V : 60 -80% (valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 150 (valeur logique 1) > 176 Tension nominale de batterie 220/250 V : 50 – 70% (Valeur retour/valeur aller) (valeur logique 0) < 110 (valeur logique 1) > 154 Temps de reconnaissance : < 2 ms sans filtre long, < 12 ms avec filtre d’immunité CA d'une ½ période Contacts de sortie Contacts standard Contacts de sortie pour la signalisation, le déclenchement et les téléactions : Pouvoir de conduction permanente (sans commutation) : Courant maximal au régime continu : 10 A (UL: 8 A) Tenue aux surcharges brèves : 30 A pendant 3 s 250 A pendant 30 ms Tension nominale : 300 V (TD) 2-3 Nombre de manœuvres : Contact en charge 10 000 opérations au minimum, Contact à vide 100 000 opérations au minimum. Temps de fonctionnement Inférieur à 5 ms Temps de RAZ Inférieur à 5 ms Contacts à haut pouvoir de coupure Pouvoir de conduction permanente (sans commutation) : Courant maximal au régime continu : 10 A Tenue aux surcharges brèves : 30 A pendant 3 s 250 A pendant 30 ms Tension nominale : 300 V Pouvoir d’établissement et de coupure : CC : 7 500 W résistif CC : 2 500 W inductif (L/R = 50 ms) Établissement, conduction : 30 A pendant 3 s, résistif CC, 10 000 opérations (sous réserve des limites ci-dessus de pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) Pouvoir d’établissement et de coupure : CC : 50 W résistif CC : 62.5 W inductif (L/R = 50 ms) CA : 2500 VA résistif (cos φ = 1) CA : 2500 VA inductif (cos φ = 0.7) Établissement, conduction et coupure : 30 A pendant 3 s, résistif CC, 5 000 opérations (sous réserve des limites ci-dessus de pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) Établissement, conduction : 30 A pendant 3 s, résistif CC, 10 000 opérations (sous réserve des limites ci-dessus de pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) 30 A pendant 200 ms, résistif CC, 10 000 opérations (sous réserve des limites ci-dessus de pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) 10 A (*), inductif CC, 10 000 opérations (sous réserve des limites ci-dessus du pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) Établissement, conduction et coupure : 30 A pendant 200ms, résistif CA, 2 000 opérations (sous réserve des limites ci-dessus de pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) 4 A pendant 1.5 s, résistif CC, 10 000 opérations (sous réserve des limites ci-dessus de pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) 0.5 A pendant 1 s, inductif CC, 10 000 opérations (sous réserve des limites ci-dessus de pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) 10 A pendant 1.5 s, résistif / inductif CA, 10 000 opérations (sous réserve des limites cidessus du pouvoir d'établissement / de coupure et de la tension nominale) *Valeur type pour cycles répétitifs – 2 minutes de repos pour la dissipation thermique Tension Courant L/R Nb de cycles en 1 s 65 V 10 A 40 ms 5 150 V 10 A 40 ms 4 250 V 10 A 40 ms 2 250 V 10 A 20 ms 4 Protection MOV : Tension max 330V CC Nombre de manœuvres : Contact en charge 10 000 opérations au minimum, Contact à vide 100 000 opérations au minimum. TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-4 Temps de fonctionnement : Inférieur à 0.2 ms Temps de RAZ : Inférieur à 8 ms Contacts défaut équipement Contacts non programmables indiquant le bon fonctionnement/un dysfonctionnement de l’équipement : Pouvoir de coupure : CC : 30 W résistif CC : 15 W inductif (L/R = 40 ms) CA : 375 VA inductif (cos φ = 0.7) TD Interface IRIG-B 12X (modulée) Synchronisation horaire externe selon norme IRIG 200-98, format B12x Impédance en entrée : 6 kΩ à 1 000 Hz Taux de modulation : 3:1 à 6:1 Signal d’entrée, de crête à crête : 200 mV à 20 V Interface IRIG-B 00X (démodulée) Synchronisation horaire externe selon norme IRIG 200-98, format B00X Niveau du signal d’entrée TTL Impédance d’entrée à 10 kΩ CC Conditions environnementales Plage de température ambiante Conformément à la norme CEI 60255-6 : 1988 : Plage de température de fonctionnement : de -25°C à +55°C Stockage et transport : de -25°C à +70°C Plage d’humidité ambiante Conformément à la norme CEI 60068-2-3 : 1969 : 56 jours à 93% d'humidité relative et à +40°C Conformément à la norme CEI 60068-2-30 : 1980 Chaleur humide cyclique, six cycles de 12 + 12 heures, à 93% d'humidité relative entre +25 et +55°C Test électriques Isolation Conformément à la norme CEI 60255-27 : 2005 Résistance d'isolement > 100 MΩ à 500 V CC (En utilisant uniquement un testeur d’isolement électronique ou sans balais) Distances et lignes de fuite CEI 60255-27 : 2005 Degré de pollution 3, Catégorie de surtension III, Tension d’essai de choc électrique de 5 kV. Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Tenue diélectrique (i) Conformément à la norme CEI 60255-27 : 2005, 2 kV eff. CA, 1 minute : Entre tous les circuits indépendants. Entre les circuits indépendants et la borne de mise à la terre 1 kV eff. CA pendant 1 minute aux bornes des contacts ouverts "défaut équipement". 1 kV eff. CA pendant 1 minute aux contacts ouverts des inverseurs. 1 kV eff. CA pendant 1 minute pour tous ports EIA(RS)232/EIA(RS)485 de type D entre les bornes de port de communication et la borne de mise à la terre. (ii) Conformément à la norme ANSI/IEEE C37.90-1989 (réaffirmée en 1994) : 1.5 kV eff. CA pendant 1 minute aux bornes des contacts "travail" des relais de sortie. 1 kV eff. CA pendant 1 minute aux bornes des contacts "défaut équipement" ouverts. 1 kV eff. CA pendant 1 minute aux bornes des contacts inverseurs de sortie ouverts. Test de tenue aux chocs électriques Conformément à la norme CEI 60255-27 : 2005 Temps de montée : 1.2 µs, temps de descente à 50% de la valeur crête : 50 µs, Tension crête : 5 kV, 0.5 J Entre tous les circuits indépendants. Entre tous les circuits indépendants et la borne de mise à la terre. Entre circuits indépendants. Ne s’applique pas aux ports de communication EIA(RS)232 et EIA(RS)485 ainsi qu’entre les bornes des contacts travail des relais de sortie. Compatibilité électromagnétique (CEM) Test de perturbation haute fréquence avec salves à 1 MHz Conformément à la norme CEI 60255-22-1 : 1988, Classe III, Tension de test en mode commun : 2.5 kV, Tension de test en mode différentiel : 1.0 kV, Durée du test : 2 s, impédance source : 200 Ω (Ne s’applique pas aux ports de communication EIA(RS)232.) Test oscillatoire amorti 100 kHz Conformément à la norme EN 61000-4-18 : 2007: Niveau 3 Tension de test en mode commun : 2.5 kV Tension de test en mode différentiel : 1 Kv Immunité aux décharges électrostatiques Conformément à la norme CEI 60255-22-2 : 1996, Classe 4, Décharge de 15 kV dans l’air vers l’interface utilisateur, l'écran d'affichage, le port de communication et les parties métalliques visibles. Décharge au contact de 8 kV vers n'importe quelle partie de la face avant. Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Exigences de susceptibilité aux transitoires rapides ou aux salves Conformément à la norme CEI 60255-22-4 : 2002 et EN61000-4-4 :2004. Classe de sévérité III et IV : Amplitude : 2 kV, fréquence des salves 5 kHz (en Classe III), Amplitude : 4 kV, fréquence des salves 2.5 kHz (en Classe IV). Appliqué directement à l’alimentation auxiliaire et à toutes les autres entrées. (Ne s’applique pas aux ports de communication EIA(RS)232.) Amplitude : 4 kV, fréquence des salves 5 kHz (Classe IV) appliqué directement à l’alimentation auxiliaire. Tenue aux surtensions (SWC) Conformément à la norme IEEE/ANSI C37.900.1 : 2002 : Test de susceptibilité aux transitoires rapides (4 kV) et test oscillatoire (2.5 kV) effectués directement sur chaque contact de sortie, chaque entrée optique isolée et le circuit d’alimentation. Transitoires rapides 4 kV et ondes oscillatoires 2.5 kV appliqués en mode commun aux interfaces de communication, IRIG-B. Test d’immunité aux surtensions (Ne s’applique pas aux ports de communication EIA(RS)232.) Conformément à la norme CEI 61000-4-5 : 2005 Niveau 4, Temps de descente à 50% de la valeur crête : 1.2/50 µs, Amplitude : 4 kV entre tous les groupes et la borne de mise à la terre. Amplitude : 2 kV entre les bornes de chaque groupe. Immunité à la conduction/au rayonnement Si des RTD sont utilisées pour des applications de déclenchement, l’immunité à la conduction/au rayonnement est uniquement garantie lorsqu’on utilise des câbles RTD entièrement blindés (fils torsadés). Immunité à l’énergie électromagnétique rayonnée Conformément à la norme CEI 60255-22-3 : 2000, Classe III : Test de tenue aux champs, bande de fréquence 80 – 1 000 MHz : 10 V/m, Modulation d’amplitude : 1 kHz/80%, Tests ponctuels à 80, 160, 450, 900 MHz Conformément à la norme IEEE/ANSI C37.90.2 : 2004 : de 80 à 1 000 MHz, 1 kHz ampl. 80% à modulation d’impulsion. Tenue à champ de 35 V/m. (TD) 2-5 Immunité aux rayonnements des communications numériques Conformément à la norme EN61000-4-3 : 2002, Niveau 4 : Test de tenue aux champs, bande de fréquence 800 – 960 MHz et 1.4 – 2 GHz : 30 V/m, Modulation d’amplitude : 1 kHz/80%. Immunité aux rayonnements des radiotéléphones numériques Conformément à la norme CEI 61000-4-3 : 2002 : 10 V/m, 900 MHz et 1.89 GHz. Immunité aux perturbations par conduction induites par les champs à fréquences radio Conformément à la norme CEI 61000-4-6 : 1996, Niveau 3, Tension de perturbation d’essai : 10 V. Immunité aux champs magnétiques à fréquence industrielle Conformément à la norme CEI 61000-4-8 : 1994, Niveau 5, 100 A/m permanent, 1 000 A/m pendant 3 s. Conformément à la norme CEI 61000-4-9 : 1993, Niveau 5, 1 000 A/m appliqué dans tous les plans. Conformément à la norme CEI 61000-4-10 : 1993, Niveau 5, 100 A/m appliqué dans tous les plans à 100 kHz/1 MHz avec une salve de 2 s. Émissions conduites Conformément à la norme EN 55022 : 1998 Class A : 0.15 - 0.5 MHz, 79 dBµV (quasi-crête) 66 dBµV (moyenne) 0.5 - 30 MHz, 73 dBµV (quasi-crête) 60 dBµV (moyenne). Émissions rayonnées Conformément à la norme EN 55022 : 1998 Classe A : 30 - 230 MHz, 40 dBµV/m à une distance de mesure de 10 m 230 - 1GHz, 47 dBµV/m à une distance de mesure de 10m. Directives européennes Compatibilité électromagnétique Conforme à la directive 2006/95/CE : La conformité à la directive de la Commission européenne sur la compatibilité électromagnétique (CEM) est confirmée dans le cahier des charges technique. Des normes spécifiques aux produits ont été utilisées pour assurer la conformité : EN50263 : 2000 TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-6 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Sécurité produit Conforme à la directive 2006/95/CE : Conformité à la directive basse tension de la Commission européenne. La conformité à cette directive est démontrée à l'aide d'un cahier des charges. Une norme produit spécifique a été utilisée pour établir la conformité. EN 60255-27 : 2005. TD Données Techniques Conformité R&TTE Directive 99/5/CE sur les équipements hertziens et les équipements terminaux de télécommunication (R&TTE). La conformité est démontrée par conformité aux directives CEM et Basse tension, jusqu'à 0 volt. S’applique aux ports de communication en face arrière. Conformité ATEX Directive 94/9/CE ATEX (ATmosphères EXplosives) s’appliquant aux équipements. L’équipement est conforme à l’Article 1(2) de la directive européenne 94/9/CE. Il a reçu l’homologation pour un fonctionnement dans des zones non classifiées ATEX. Il a toutefois été homologué pour un fonctionnement en association avec des moteurs à sécurité renforcée de type "Ex-e", disposant d’une protection ATEX pour les équipements de catégorie 2, afin d'assurer un fonctionnement sécurisé dans des atmosphères dangereuses (Zones 1 et 2). ATTENTION – Un équipement portant ce logo n’est pas lui-même utilisable dans une atmosphère potentiellement explosive. La conformité est attestée par les certificats de conformité délivrés par l’Organisme Notifié. II (2) G Tenue mécanique Tenue aux vibrations Conformément à la norme CEI 60255-21-1 : 1996 : Réponse Classe 2 Endurance Classe 2 Tenue aux chocs et secousses Conformément à la norme CEI 60255-21-2 : 1996 : Réponse aux chocs Classe 2 Résistance aux chocs Classe 1 Secousse Classe 1 Tenue sismique Conformément à la norme CEI 60255-21-3 : 1995 : Classe 2 AUTRES CONFORMITÉS DE LA P34x (UL/C-UL, ENA) Underwriters Laboratory (UL) Numéro du dossier : E202519 Date émission originale : 05-10-2002 (Conforme aux exigences canadiennes et EtatsUnis) Energy Networks Association (ENA) Numéro de Certificat : Date d’évaluation : 104 édition 2 16-04-2004 Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (TD) 2-7 Données Techniques P391 Alimentation Spécifications mécaniques Source auxiliaire (Vx) 60-250 V CC, ou 100-230 V CA (eff.) 50/60 Hz Conception Boîtier 80TE. Les options de montage sont : montage mural, montage encastré sur la face avant ou en rack 19 pouces (option à préciser à la commande). Protection du boîtier Selon la norme CEI 60529 : 1992 Options de montage en rack ou sur panneau Protection IP 20 (sécurité) pour le boîtier muni du cache-bornes de sécurité. Option montage mural Protection IP 20 (sécurité) pour l'unité P391 munie du cache-bornes de sécurité. Poids P391 (80TE) : 5kg Plage de fonctionnement 48-300 V CC, ou 85-253 V CA (eff.) 50/60 Hz Avec une ondulation CA tolérable maximum de 12 % pour une alimentation CC, conformément à la norme CEI 60255-11 : 1979. Consommation nominale Consommation des entrées d'alimentation auxiliaire : 11 W ou 24 VA. Coupure d’alimentation Conformément à la norme CEI 60255-11 : 1979 L’équipement supportera une coupure de 20 ms au niveau de l'alimentation auxiliaire CC, sans interruption de fonctionnement. Conformément à la norme CEI 61000-4-11 : 2004 l’équipement supportera une coupure de 20 ms au niveau de l'alimentation auxiliaire CA sans interruption de fonctionnement. Contacts de sortie Bornes Entrées de mesure de tension CA Situées sur les borniers universels (gris) : Embouts filetés M4 pour cosses à œillet à sertir isolées. Borne du conducteur de protection (terre) Deux bornes de terre à l’arrière, filetées M4. Doivent être reliées à la terre (masse) pour raison de sécurité, par un conducteur (de terre) de protection, section minimum de 2.5 mm2. Sorties analogiques (Boucle de Courant) Situées sur les borniers universels (gris) : Embouts filetés M4 pour cosses à œillet à sertir isolées. Valeurs nominales Entrées de mesure de basse fréquence Fréquence nominale : 0.25, 0.5, 1 Hz (sélection par cavalier interne) Entrées de tension d’excitation CC 1 200 V CC maximum Contacts défaut équipement Contacts non programmables indiquant le bon fonctionnement/un dysfonctionnement de l’équipement : Pouvoir de coupure : CC : 30 W résistif CC : 15 W inductif (L/R = 40 ms) CA : 375 VA inductif (cos φ = 0.7) Contact en charge 10 000 opérations Minimum, Contact à vide 10 000 opérations Minimum. Conditions environnementales Plage de température ambiante Conformément à la norme CEI 60068-2-1 : 2007: froid; CEI 60068-2-2: 2007: chaleur sèche Plage de température de fonctionnement : de -25°C à +55°C Stockage et transport : de -25°C à +70°C Plage d’humidité ambiante Conformément à la norme CEI 60068-2-78 : 2001 56 jours à 93 % d'humidité relative et à +40°C TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-8 Tests électriques Isolation Conformément à la norme CEI 60255-27 : 2005: Résistance d'isolement > 100 MΩ à 500 V CC (En utilisant uniquement un testeur d’isolement électronique ou sans balais) TD Distances et lignes de fuite Conformément à la norme CEI 60664-1 : 2007 Degré de pollution 2, Impulsion de 9.6 kVp entre les entrées de résistance d'injection et la borne de mise à la terre (masse du boîtier). Distance d’isolement minimum de 10.5 mm et ligne de fuite de 12 mm. Tenue diélectrique (i) Conformément à la norme CEI 60255-27 : 2005, 2 kV eff. CA, 1 minute : Entre tous les circuits indépendants. Entre les circuits indépendants et la borne de mise à la terre (masse du boîtier). 1 kV eff. CA pendant 1 minute aux bornes des contacts "défaut équipement" ouverts. (ii) Conformité ANSI/IEEE C37.90 2005 1 kV eff. CA pendant 1 minute aux bornes des contacts "défaut équipement" ouverts. (iii) Selon 60664-1 : 2007 5.8 kV eff. pendant 1 minute entre les entrées de résistance d'injection et la borne de mise à la terre (masse du boîtier). Test de tenue aux chocs électriques Conformément à la norme CEI 60255-27:2005 Temps de montée : 1.2 µs, temps de descente à 50 % de la valeur crête : 50 µs, Tension crête : 5 kV, 0.5 J Entre tous les circuits indépendants. Entre tous les circuits indépendants et la borne de mise à la terre (masse du boîtier). Entre circuits indépendants. Contacts travail des relais de sortie exceptés. CEI 60664-1 : 2007 Impulsion de 9.6 kV entre les entrées de résistance d'injection et la borne de mise à la terre (masse du boîtier). Compatibilité électromagnétique (CEM) Test de perturbation haute fréquence avec salves à 1 MHz Conformément à la norme CEI 60255-22-1 : 2005, Classe III, Tension de test en mode commun : 2.5 kV, Tension de test en mode différentiel : 1.0 kV, Durée du test : 2 s, impédance source : 200 Ω Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Test oscillatoire amorti 100 kHz Conformément à la norme EN61000-4-18 : 2007: Niveau 3 Tension de test en mode commun : 2.5 kV Tension d’essai mode différentiel : 1 kV Exigences de susceptibilité aux transitoires rapides ou aux salves Conformément à la norme CEI 60255-22-4 : 2002 et EN61000-4-4 :2004. Classe de sévérité III et IV : Amplitude : 2 kV, fréquence des salves 5 kHz (en Classe III), Amplitude : 4 kV, fréquence des salves 2.5 kHz (en Classe IV). Appliqué directement à l’alimentation auxiliaire et à toutes les autres entrées. (Ne s’applique pas aux ports de communication EIA(RS)232.) Amplitude : 4 kV, fréquence des salves 5 kHz (Classe IV) appliqué directement à l’alimentation auxiliaire. Tenue aux surtensions (SWC) Conformément à la norme IEEE/ANSI C37.900.1 : 2002 Test de susceptibilité aux transitoires rapides (4 kV) et test oscillatoire (2.5 kV) effectués directement sur chaque contact de sortie, chaque entrée optique isolée et le circuit d’alimentation. Transitoires rapides 4 kV et ondes oscillatoires 2.5 kV appliqués en mode commun aux interfaces de communication, IRIG-B. Test d’immunité aux surtensions (Ne s’applique pas aux ports de communication EIA(RS)232.) Conformément à EN 61000-4-5 : 2006 Niveau 4, EN 60255-22-5 : 2002 Temps de descente à 50 % de la valeur crête : 1.2/50 µs, Amplitude : 4 kV entre tous les groupes et la borne de mise à la terre. Amplitude : 2 kV entre les bornes de chaque groupe. Niveau 3 : 1 kV entre les bornes des entrées de résistance d'injection Immunité à l’énergie électromagnétique rayonnée Conformément à la norme CEI 60255-22-3 : 2007, Classe III : (EN 61000-4-3 : 2006, Niveau 3) Test de tenue aux champs, bande de fréquence 80 – 1 000 MHz : 10 V/m, Modulation d’amplitude : 1 kHz/80 %, Tests ponctuels à 80, 160, 450, 900 MHz Conformément à la norme IEEE/ANSI C37.90.2 : 2004: de 80 à 1 000 MHz, 1 kHz ampl. 80 % à modulation d’impulsion. Tenue à champ de 35 V/m. Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Immunité aux rayonnements des communications numériques Conformément à la norme EN 61000-4-3 : 2002, Niveau 4 : Test de tenue aux champs, bande de fréquence 800 – 960 MHz et 1.4 – 2 GHz : 30 V/m, Modulation d’amplitude : 1 kHz/80 %. Immunité aux rayonnements des radiotéléphones numériques Conformément à la norme CEI 61000-4-3 : 2002: 10 V/m, 900 MHz et 1.89 GHz. Immunité aux perturbations par conduction induites par les champs à fréquences radio Conformément à la norme CEI 61000-4-6 : 2007, Niveau 3, CEI 60255-22-6: 2001 Tension de perturbation d’essai : 10 V. Immunité aux champs magnétiques à fréquence industrielle Conformément à la norme CEI 61000-4-8 : 1994, Niveau 5, 100 A/m permanent, 1 000 A/m pendant 3 s. Conformément à la norme CEI 61000-4-9 : 1993, Niveau 5, 1 000 A/m appliqué dans tous les plans. Conformément à la norme CEI 61000-4-10 : 1993, Niveau 5, 1 000 A/m appliqué dans tous les plans à 100 kHz/1 MHz avec une salve de 2 s. Émissions conduites Conformément à la norme EN 55022 : 1998 Classe A : 0.15 - 0.5 MHz, 79 dBµV (quasi-crête) 66 dBµV (moyenne) 0.5 - 30 MHz, 73 dBµV (quasi-crête) 60 dBµV (moyenne). Émissions rayonnées Conformément à la norme EN 55022 : 1998 Classe A : 30 - 230 MHz, 40 dBµV/m à une distance de mesure de 10 m 230 - 1GHz, 47 dBµV/m à une distance de mesure de 10 m. Directives européennes Compatibilité électromagnétique Conforme à la directive 2004/108/CE : La conformité à la directive de la Commission européenne sur la compatibilité électromagnétique (CEM) est démontrée dans le cahier des charges technique. Des normes spécifiques aux produits ont été utilisées pour assurer la conformité : EN 50263 : 2000 (TD) 2-9 Sécurité produit Conforme à la directive 2006/95/CE : Conformité à la directive basse tension de la Commission européenne. Une norme produit spécifique suivante a été utilisée pour établir la conformité : EN 60255-27 : 2005 Tenue mécanique Tenue aux vibrations Conformément à la norme CEI 60255-21-1 : 1996: Réponse Classe 2 Endurance Classe 2 Tenue aux chocs et secousses Conformément à la norme CEI 60255-21-2 : 1996: Réponse aux chocs Classe 2 Résistance aux chocs Classe 1 Secousse Classe 1 Tenue sismique Conformément à la norme CEI 60255-21-3 : 1995: Classe 2 TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-10 Fonctions de protection Protection différentielle de l'alternateur TD Précision Seuil de fonctionnement : Formule ±5% Retour : 95% du réglage ±5% Temps de fonctionnement : < 30 ms pour les courants appliqués à 4 fois le seuil de déclenchement, ou plus Reproductibilité : <7.5% Temps de retour : <40 ms Retour de puissance / faible puissance débitée / maximum de puissance (Triphasé) Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±10% Retombée - Retour de puissance/maximum de puissance : 0.95 du réglage ±10% Retombée - Faible puissance débitée : 1.05 du réglage ±10% Précision angulaire au seuil de fonctionnement : Angle du seuil de fonctionnement prévu ±2 degrés Précision angulaire à la retombée : Angle de retombée prévu ±2.5 degrés Temps de fonctionnement : ±2% avec un minimum de 50 ms Reproductibilité : <5% Temps de retour : <50 ms tRESET : ±5% Temps de fonctionnement instantané : <50 ms Puissance sensible/retour de puissance/faible puissance débitée/maximum de puissance (Monophasé) Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±10% Retour de puissance/maximum de puissance : 0.9 du réglage ±10% Retombée - Faible puissance débitée : 1.1 du réglage ±10% Précision angulaire au seuil de fonctionnement : Angle du seuil de fonctionnement prévu ±2 degrés Précision angulaire à la retombée : Angle de retombée prévu ±2.5 degrés Temps de fonctionnement : ±2% avec un minimum de 50 ms Reproductibilité : <5% Temps de retour : <50 ms tRESET : ±5% Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Temps de fonctionnement instantané : <50 ms Maximum de puissance inverse Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±5% Retour : 0.95 du réglage ±5% Reproductibilité (seuil de fonctionnement) : <1% Temps de fonctionnement : ±2% ou 70 ms (la plus grande des deux valeurs) Temps de retour : < 35 ms Reproductibilité (temps de fonctionnement) : < 10 ms Perte Excitation Précision Seuil de fonctionnement caractéristique mho : Forme caractéristique ±5% Seuil de fonctionnement caractéristique linéaire : Forme caractéristique ±10% Retombée - caractéristique mho : 105% du réglage ±5% Retombée - caractéristique linéaire : 105% du réglage ±10% Temps de fonctionnement : ±2% avec un minimum de 50 ms Reproductibilité : <1% Temps de retour : <50 ms Protection thermique à courant inverse Précision Seuil de fonctionnement : Formule ±5% Retour : 95% du fonctionnement ±5% Temps de fonctionnement : ±5% avec un minimum de 55ms Reproductibilité : <5% Temps de retour : <30ms Protection de secours Protection maximum de courant à seuil dépendant de la tension Précision Seuil de fonctionnement du seuil DMT : Réglage ±5% Seuil de fonctionnement maximum courant : Formule ±5% Retombée seuil DMT : 1.05 x Réglage ±5% Retombée protection ampèremétrique : 0.95 x Formule ±5% Temps de fonctionnement : <50 ms Reproductibilité : < 2.5% Fonctionnement à temps inverse : ±5% avec un minimum de 40 ms Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Fonctionnement à temps constant : ±5% avec un minimum de 50 ms tRESET : ±5% avec un minimum de 50 ms Minimum d'impédance Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±5% Retour : 105% du réglage ±5% Temps de fonctionnement : ±2% avec un minimum de 50 ms Reproductibilité : <5% Temps de retour : <50 ms tRESET : ±5% Temps de fonctionnement instantané : <50 ms Protection maximum de courant directionnelle/non directionnelle à 4 seuils Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±5% Retour : 0.95 x Réglage ±5% Niveau du seuil de fonctionnement minimal (IDMT) : 1.05 x Réglage ±5% Forme de la caractéristique IDMT : ±5% ou 40 ms (la plus grande des deux valeurs)* Retour au repos IEEE : ±5% avec un minimum de 50 ms Fonctionnement à temps constant : ±2% avec un minimum de 50 ms Réinitialisation temps constant : ±5% Précision directionnelle (RCA ±90°) : ±2° hystérésis 2° Caractéristique UK : CEI 6025-3…1998 Caractéristique US IEEE C37.112…1996 * Dans les conditions de référence Protection maximum de courant inverse à 4 seuils Précision Seuil de fonctionnement Ii> : Réglage ±5% Retombée : Ii> : 0.95 x Réglage ±5% Seuil de fonctionnement VNpol : Réglage ±5% Retombée : VNpol : 0.95 x Réglage ±5% Fonctionnement à temps constant : ±2% avec un minimum de 60 ms Temps de retour : < 35 ms Précision directionnelle (RCA ±90°) : ±2° hystérésis < 1% Reproductibilité (temps de fonctionnement) : < 10 ms (TD) 2-11 Surcharge Thermique Précision Précision de réglage : ±5% Valeur de retour : 95% du réglage thermique ±5% Seuil de fonctionnement alarme thermique : Temps de déclenchement calculé ±5% Seuil de fonctionnement surcharge thermique : Temps de déclenchement calculé ±5% Précision du temps de refroidissement : ±5% de la valeur théorique Reproductibilité : <2.5% Protection défaut terre non directionnelle à 2 seuils Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±5% Retombée : 0.95 x Réglage ±5% Niveau de déclenchement des éléments IDMT : 1.05 x Réglage ±5% Forme de la caractéristique IDMT : ±5% ou 40 ms (la plus grande des deux valeurs)* Retour au repos IEEE : ±5% avec un minimum de 40ms Fonctionnement à temps constant : ±2% avec un minimum de 60 ms Temps constant - Retour au repos : ±5% Reproductibilité : 2.5% Défaut Terre Rotor Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ± 10 % (1 k à 5 kΩ) Réglage ± 5 % (5 k à 80 kΩ) Retour : 1.05 × Réglage ± 10 % (1 k à 5 kΩ) 1.02 × Réglage ± 5 % (5 k à 80 kΩ) Reproductibilité : <1% Fonctionnement DT pour connexion aux deux ±2 % avec un minimum de extrémités : 2.5/fs Temps de retour : <2.5/fs Fonctionnement DT pour connexion à une seule extrémité : Tension d’excitation 0 à 600 V CC ±2 % avec un minimum de 2.5/fs Temps de retour : <2.5/fs Tension d’excitation 601 à 1 200 V CC ±2 % avec un minimum de 3.5/fs Temps de retour : <3.5/fs (fs – fréquence d’injection, 0.25/0.5/1 Hz) TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-12 Protection défaut terre sensible directionnelle Précision DTS Seuil de fonctionnement : Réglage ±5% Retombée :: 0.95 x Réglage ±5% Fonctionnement à temps constant : ±2% avec un minimum de 50 ms Réinitialisation temps constant : ±5% Reproductibilité : 5% TD Précision wattmétrique DTS Fonctionnement avec P = 0 W : ITS> ±5% Fonctionnement avec P > 0 W : P> ±5% Retombée avec P = 0 W : (0.95 x ITS>) ±5% Retombée avec P > 0 W : 0.9 x P> ±5% Limite de précision : ±5% avec hystérésis 1° Reproductibilité : 5% Précision des grandeurs de polarisation Limite de précision au fonctionnement : ±2° de RCA ±90° Hystérésis : <3° Fonctionnement de VNpol ITS> : Réglage ±10% Retombée de VNpol ITS> : (0.9 x Réglage) ou 0.7 V (la plus grande des deux valeurs) ±10% Protection défaut terre restreinte Précision Seuil de fonctionnement : Formule de réglage ±5% Retour : 0.80 (ou mieux) du courant différentiel calculé Temps de fonctionnement basse impédance : <60 ms Seuil haute impédance : Réglage ±5% Temps de fonctionnement haute imp. : <30 ms Dépassement transitoire et durée de ce dépassement Précision Tolérance supplémentaire due au rapport X/R : ±5% pour X/R de 1 à 90 Durée du dépassement des éléments de maximum de courant : <40 ms Temps de retour : < 60 ms (65 ms DTS) Maximum de tension Déplacement de Neutre/Résiduelle Précision Seuil de fonctionnement DT/IDMT : Réglage ±5% Retour : 0.95 x Réglage ±5% Forme de la caractéristique IDMT : ±5% avec un minimum de 55 ms Fonctionnement à temps constant : ±2% ou 55 ms (la plus grande des deux valeurs) Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Fonctionnement instantané < 55 ms Temps de retour : < 35 ms Reproductibilité : <1% Protection 100% masse stator (harmonique 3) Précision Fonctionnement VN3H</VN3H> : Réglage ±5% Inh V/P/Q/S< : Réglage ±0.5% Retombée VN3H< : 105% du fonctionnement ±5% Retombée VN3H< : 95% du fonctionnement ±5% Retombée lnh V/P/Q/S< : 95% du fonctionnement ±0.5% Temps de fonctionnement : ±0.5% avec un minimum de 50 ms Reproductibilité : < 0.5% Temps de retour/remise à zéro : <50 ms Protection 100% masse stator 64S (Injection basse fréquence) Précision Seuil de fonctionnement pour R<1/R<2 : Réglage ±5% (pour R = 300 ¿), ±7.5% (pour R> 300 ¿) Seuil de fonctionnement pour I>1/V<1/I<1 : Réglage ±5% Retour R<1/R<2 : 105% du réglage ±5% (pour R = 300 ¿), ±7.5% (pour R> 300 ¿) Retour V<1/I<1 : 105% du réglage ±5% Retour I>1 : 95% du réglage ±5% Reproductibilité : <1% Temps de fonctionnement R<1/R<2/I>1/V<1/I<1 sans filtre passe-bande : ±2% ou 220 ms (la plus grande des deux valeurs) Temps de retour R<1/R<2/I>1/V<1/I<1 : 120 ms Reproductibilité : < 100 ms Temps de fonctionnement R<1/R<2/I>1/V<1/I<1 avec filtre passe-bande : ±2% ou 1.2 s (la plus grande des deux valeurs) Temps de retour R<1/R<2/I>1/V<1/I<1 : 700 ms Reproductibilité : < 100 ms V/Hz Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±2% Retour : 98% ou Seuil de fonctionnement ±2% Reproductibilité (seuil de fonctionnement) : <1% Temps de fonctionnement IDMT : ±5% avec un minimum de 60 ms Temps constant : ±2% avec un minimum de 30ms Temps de retour : <50 ms Reproductibilité (temps de fonctionnement) : < 10 ms Mesure V/Hz : ±1% Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection contre la mise sous tension accidentelle à l'arrêt (machine hors tension) Précision Seuil de fonctionnement I> : Réglage ±5% Seuil de fonctionnement V< : Réglage ±5% Retombée I> : 95% du réglage ±5% Retombée V< : 105% du réglage ±5% Temps de fonctionnement : ±2% avec un minimum de 50 ms Reproductibilité : 2.5% avec un minimum de 10 ms Minimum de tension Précision Seuil de fonctionnement DT : Réglage ±5% Seuil de fonctionnement IDMT : Réglage ±5% Retour : 1.02 x Réglage ±5% Forme de la caractéristique IDMT : ±2% avec un minimum de 50 ms Fonctionnement à temps constant : ±2% avec un minimum de 50 ms Temps de retour : < 75 ms Reproductibilité : <1% Maximum de tension Précision Seuil de fonctionnement DT : Réglage ±5% Seuil de fonctionnement IDMT : Réglage ±5% Retour : 0.98 x Réglage ±5% Forme de la caractéristique IDMT : ±2% avec un minimum de 50 ms Fonctionnement à temps constant : ±2% avec un minimum de 50 ms Temps de retour : < 75 ms Reproductibilité : <1% Protection maximum de tension inverse Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±5% Retour : 0.95 x Réglage ±5% Reproductibilité (seuil de fonctionnement) : <1% Fonctionnement à temps constant : ±2% ou 65 ms (la plus grande de deux valeurs) Fonctionnement instantané : < 60 ms Fonctionnement instantané : (accéléré) : < 45 ms Temps de retour : < 35 ms Reproductibilité (temps de fonctionnement) : < 10 ms (TD) 2-13 Minimum de fréquence Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±0.01 Hz Retour : (Réglage + 0.025 Hz) ±0.01 Hz Fonctionnement à temps constant : ±2% ou 50 ms (la plus grande de deux valeurs)* * Le fonctionnement inclut également une durée pour l’adaptation en fréquence de l'équipement (20 Hz/seconde). Maximum de fréquence Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±0.01 Hz Retour : (Réglage -0.025 Hz) ±0.01 Hz Fonctionnement à temps constant : ±2% ou 50 ms (la plus grande de deux valeurs)* * Le fonctionnement inclut également une durée pour l’adaptation en fréquence de l'équipement (20 Hz/seconde). Protection fonctionnement en fréquence anormale de l’alternateur Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±0.01 Hz Seuil inférieur de retombée : (Réglage -0.025 Hz) ±0.01 Hz Seuil supérieur de retombée : (Réglage +0.025 Hz) ±0.01 Hz Reproductibilité (seuil de fonctionnement) : <1% Temps d’accumulation : ±2% ou 50 ms (la plus grande des deux valeurs) Temporisation avant démarrage de l'accumulation : ±2% ou 50 ms (la plus grande des deux valeurs) Reproductibilité (temps de fonctionnement) : < 10 ms Protection RTD (Détecteur résistif de température) Précision Seuil de fonctionnement : Réglage ±1°C Retour : (Réglage -1°C) Temps de fonctionnement : ±2% ou <3 s Défaillance DJ Précision temporisations Temporisations : ±2% avec un minimum de 40 ms Temps de retour : <30 ms TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-14 Précision du minimum de courant Seuil de fonctionnement : ±10% ou 25 mA (la plus grande des deux valeurs) Temps de fonctionnement : < 12 ms (valeur type < 10 ms) Temps de retour : < 15 ms (valeur type < 10 ms) Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Œillère de charge Hysteresis pour le mode moteur X 175 R Glissement de Pôle Lentille TD Précision Seuil de fonctionnement de la caractéristique lenticulaire : Réglage ±5% Seuil de fonctionnement blinder : ±1° Seuil de fonctionnement droite de réactance : Réglage ±5% Angle lenticulaire de la caractéristique de retombée lenticulaire : ajusté de -5°, (ZA+ZB) + 5% Retombée lenticulaire : Caractéristique de retombée lenticulaire ±5% Caractéristique retombée blinder : Blinder déplacé de (ZA+ZB)/2 x tan 87.5° Retombée blinder : Caractéristique retombée blinder ±1° Reproductibilité : <2.5% T1, T2 et tempo. de réinit. : ±2% avec un minimum de 10 ms Hystérésis L'hystérésis est appliquée à la caractéristique lenticulaire et au blinder dès leur mise en route individuelle. L'hystérésis n'est pas nécessaire pour la droite de réactance car la Zone 1 ou la Zone 2 est déterminée par un seul point, la traversée du blinder par le point d'impédance. Pour la lentille, l'hystérésis est réalisée par la soustraction d'un angle de 5° au réglage α pour accroître la taille de la lentille et d'une augmentation de 5% appliqué de ZA et ZB pour étendre la portée. L'hystérésis du blinder est selon le mode d'opération. En mode générateur, le blinder est ajustée sur la droite tandis qu'en mode moteur, elle est ajustée sur la gauche, d'une distance équivalente à un écart d'angle de 175°. Ceci est illustré ci-dessous. Cette distance équivaut à (ZA + ZB) / 2*tan 87.5°. Pour les deux caractéristiques, l'hystérésis est remise à zéro quand le point d'impédance quitte la lentille. Centre d'impédance Hysteresis pour le mode générateur P2190FRa Hystérésis de la caractéristique de glissement des pôles Fonctions de surveillance Supervision des transformateurs de tension Précision Fonctionnement verrouillage rapide : <25 ms Réinitialisation verrouillage rapide : <30 ms Temporisation : Réglage ±2% avec un minimum de 20 ms Supervision des transformateurs de courant Précision Seuil de fonctionnement IN> : Réglage ±5% Seuil de fonctionnement VN< : Réglage ±5% Retombée IN> : 0.9 x Réglage ±5% Retombée VN< : (1.05 x Réglage) ±5% ou 1 V (la plus grande des deux valeurs) Fonctionnement à blocage STC : < 1 période Réinitialisation STC : < 35 ms Supervision du poste Surveillance de la position et de l’état d’usure du disjoncteur Précision Temporisations : ±2% avec un minimum de 20 ms Précision sur la valeur des ampères coupés : ±5% Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (TD) 2-15 Les schémas logiques programmables Entrées et sorties analogiques (boucles de courant) Précision Temporisateur des signaux de sortie de l’équipement : Réglage ±2% ou 50 ms (la plus grande des deux valeurs) Fonction de sortie à durée minimum : Réglage ±2% ou 50 ms (la plus grande des deux valeurs) Conditionneur de signaux de sortie à impulsions : Réglage ±2% ou 50 ms (la plus grande des deux valeurs) Précision Précision des entrées analogiques : ±1% de la pleine échelle EA - Retombée du seuil Mini. : réglage ±1% de la pleine échelle EA - Retombée du seuil Maxi. : réglage ±1% de la pleine échelle Intervalle d’échantillonnage de l’EA : 50 ms Temps de fonctionnement instantané de l’EA : < 250 ms EA - réglage temps constant : ±2% du réglage ou 200ms (le plus grand des deux) Intervalle de conversion de la SA : 50 ms Temps d’attente de la SA : < 1.07 s ou < 70 ms selon le taux de rafraîchissement interne du paramètre de SA (1 s ou 0.5 période) Précision des SA : ±0.5% de l’échelle globale Reproductibilité : <5% EA : entrée Boucle de courant SA : sortie Boucle de courant Fonctionnalités de mesure et d’enregistrement Mesures Précision Courant : 0.05 à 3 In : ±1% de la lecture Tension : 0.05 à 2 Vn : ±5% de la lecture Puissance (W) : 0.2 à 2 Vn, 0.05 à 3 In : ±5% de la lecture avec facteur de puissance égal à 1 Puissance réactive (VAr) : 0.2 à 2 Vn, 0.05 à 3 In : ±5% de la lecture avec facteur de puissance nul Puissance apparente (VA) : 0.2 à 2 Vn, 0.05 à 3 In : ±5% de la lecture Énergie (Wh) : 0.2 à 2 Vn, 0.2 à 3 In : ±5% de la lecture avec facteur de puissance égal à 1 Énergie (Varh) : 0.2 à 2 Vn, 0.2 à 3 In : ±5% de la lecture avec facteur de puissance nul Précision de la mesure de phase : 0° à 360 : ±5% Fréquence : 5 à 70 Hz : ±0.025 Hz IRIG-B et horloge temps réel Performance Compatibilité an 2000 : Conforme Précision de l’horloge temps réel : < ±1 seconde/jour Autres spécifications Résistance de charge SA 0-1 mA : < 4 kΩ Résistance de charge SA 0-1 mA/0-20 mA/4-20 mA : <300 Ω Isolation entre les voies d’entrée communes : zéro Isolation entre les voies d’entrée et la masse du boîtier/les autres circuits : 2 kV eff. pendant 1 minute Tension de sortie maxi. SA 0-1 mA/0-10 mA : 10V Tension de sortie maxi. SA 0-20 mA/4-20 mA : 8.8V Isolation entre les voies de sortie communes : zéro Isolation entre les voies de sortie et la masse du boîtier/les autres circuits : 2 kV eff. pendant 1 minute Perturbographie Fonctionnalités Horloge temps réel à cycle de 24h réglable en heures, minutes et secondes Calendrier réglable de janvier 1994 à décembre 2092 Horloge et calendrier sauvegardés par pile en cas de perte de source auxiliaire Synchronisation horaire interne à l’aide de l’interface IRIG-B pour les signaux IRIG-B, via connecteur BNC Précision Amplitude et phases relatives : ±5% des grandeurs appliquées Durée : ±2% Position du point de déclenchement : ±2% (temps minimum 100 ms) Durée d'enregistrement : 50 enregistrements d’une durée individuelle de 1.5 s (mémoire totale 75 s) avec 8 voies analogiques et 32 voies numériques (Courier, Modbus, DNP3.0), 8 enregistrements d’une durée individuelle de 3 s (en 50 Hz) ou 2.5 s (en 60 Hz) (CEI 60870-5-103). TD P34x/FR TD/I76 Données Techniques (TD) 2-16 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Enregistrements d'événements, de défaut et de maintenance Liste de réglages, de mesures et d’enregistrements 512 événements au maximum dans une mémoire circulaire 5 enregistrements de défaut au maximum 10 enregistrements de maintenance au maximum Liste de réglages Précision Résolution d’horodatage des événements : 1 ms Langues : anglais/français/allemand/espagnol Fréquence : 50/60 Hz Commande du disjoncteur (commande DJ) : Données Ethernet CEI 61850 TD Réglages globaux (données système) Interface 100 Base FX Caractéristiques optiques de l’émetteur (TA = 0°C à 70°C, VCC = 4.75 V à 5.25 V) Paramètre Sym. Mini Typ. Maxi Unité BOL puissance du signal optique sortant 62.5/125 µm, NA = EOL fibre 0.275 PO -19 -16.8 -14 dBm moy. BOL puissance du signal optique sortant 50/125 µm, NA = EOL fibre 0.20 PO -20 RAZ verr. par : Interface util./Fermeture DJ T RAZ enc. manuel DJ : 0.10 à 600 s Entrée état DJ : Aucun 52A 52B 52A et 52B Date et heure Sync. IRIG-B : Activé/Désactivé Alarme Batterie : Activé/Désactivé -22.5 -20.3 -14 -23.5 Rapport d’extinction optique Puissance du signal optique sortant à l’état logique “0” PO dBm moy. 10 % -10 dB -45 dBm moy. (“0”) BOL – Début de vie EOL – Fin de vie Caractéristiques optiques du récepteur (TA = 0°C à 70°C, VCC = 4.75 V à 5.25 V) Paramètre Sym. Puissance du signal optique entrant minimum au bord de la fenêtre Mini Typ. Maxi Unité PIN Min. (W) -33.5 –31 dBm moy. Puissance du signal optique entrant minimum au centre de l’œil PIN Min. (C) -34.5 -31.8 Bm moy. Puissance du signal optique entrant maximum PIN Max. -14 -11.8 Remarque : La connexion 10BaseFL ne sera plus prise en charge car la CEI 61850 ne prescrit pas cette interface dBm moy. Activation heure locale : Décalage heure locale Activation heure d’été : Décalage heure d’été : Début heure d’été : Désact./Fixe/Variable -720 min à 720 min Activée/Désactivée 30 min à 60 min 1er/2e/3e/4e/ Dernier Jour début heure d’été : Dim/Lun/Mar/Mer/ Jeu/Ven/Sam Mois début heure d’été : Jan/Fév/Mar/Avr/Mai/Juin/ Juil/Août/Sept/Oct/ Nov/Déc Min début heure d’été : 0 min à 1 425 min Fin heure d’été : 1er/2ème/3ème/4ème/ Dernier Jour fin heure d’été : Dim/Lun/Mar/Mer/ Jeu/Ven/Sam Mois fin heure d’été : Jan/Fév/Mar/Avr/Mai/Juin/ Juil/Août/Sept/Oct/ Nov/Déc Min fin heure d’été : 0 min à 1425 min Fuseau horaire CA1 : UTC/Local Fuseau horaire CA2 : UTC/Local Fuseau horaire tunnel : UTC/Local Configuration Groupe Réglages : Sélect. par Menu Sélect. par Opto Réglages actifs : Grpe Réglages 1 : Grpe Réglages 2 : Grpe Réglages 3 : Grpe Réglages 4 : Config. système : Puissance : Perte Excitation : Therm. inverse : Groupe 1/2/3/4 Activé/Désactivé Activé/Désactivé Activé/Désactivé Activé/Désactivé Invisible/Visible Activé/Désactivé Activé/Désactivé Activé/Désactivé Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Secours système : Max. I : Surcharge therm. : Différentiel Gén : Défaut terre : Rotor DT DTS/DTR/Puis. S. : Activé/Désactivé Activé/Désactivé Activé/Désactivé Activé/Désactivé Activé/Désactivé Activé/Désactivé Désactivé ou DTS/DTR ou Puissance Sensible DTN S/T résid : Activé/Désactivé 100% masse stator : Activé/Désactivé V/Hz : Activé/Désactivé Machine HT : Activé/Désactivé Prot. voltmétr. : Activé/Désactivé Prot Fréquence : Activé/Désactivé Entrées RTD : Activé/Désactivé Défaillance DJ : Activé/Désactivé Supervision : Activé/Désactivé Glissement Pôle : Activé/Désactivé Libellés Entrées : Invisible/Visible Libellés Sorties : Invisible/Visible Libellés RTD : Invisible/Visible Rapports TC/TP : Invisible/Visible Enreg. d'événements : Invisible/Visible Perturbographie : Invisible/Visible Config Mesures : Invisible/Visible Réglages Comm : Invisible/Visible Mise en service : Invisible/Visible Val. Paramètres : Primaire/Secondaire Entrées Commande : Invisible/Visible Entrées analog. : Activé/Désactivé Sorties analog. : Activé/Désactivé Config. Entrée Comm : Invisible/Visible Libellés Entrée Comm : Invisible/Visible Accès direct : Activé/Désactivé Touches de fonction : Invisible/Visible Contraste LCD : 0 à 31 Rapports TC/TP Prim. TP princ. : Second.TP princ. : 100 à 1 000 000 V 80 à 140 V (100/120 V) 320 à 560 V (380/480 V) VN1 Primaire : 100 à 1 000 000 V VN1 VT second. : 80 à 140 V (100/120 V) 320 à 560 V (380/480 V) VN2 primaire (P344/5) : 100 à 1 000 000 V VN2 VT second. (P344/5) :80 à 140 V (100/120 V) 320 à 560 V (380/480 V) Prim. TC phase : 1 A à 30 kA Second. TC phase : 1 A/5 A Prim. TC DT : 1 A à 30 kA Second. TC DT : 1 A/5 A ISen CT primaire : 1 A à 30 kA ISen CT second. : 1 A/5 A (TD) 2-17 Ordre d’enregistrement d’événements (commande d’enregistrement) Evt Alarmes : Activé/Désactivé Evt Contacts : Activé/Désactivé Evt Entrées Log. : Activé/Désactivé Evt Général : Activé/Désactivé Evt Enreg. Déf. Activé/Désactivé Evt Enreg.Maint. : Activé/Désactivé Evt Protection : Activé/Désactivé DDB 31 - 0 : (jusqu’à) : DDB 1022 - 992 : Chaînes binaires de liaison fonction, définissant les signaux DDB à enregistrer comme événements et ceux à éliminer. Oscillographie (enregistreur de perturbographie) Durée : 0.10 à 10.50 s Position critère Démarrage : 0.0 à 100.0% Mode démarrage : Unique/étendu Voie analog. 1 : (jusqu’à) : Voie analog. 15 (selon le modèle) : Voies de perturbographie sélectionnées parmi : IA-1/IB-1/IC-1/IA-2/IB-2/IC-2/IN/VA/VB/VC/ VN1/VN2/ISensible/I64S/V64S/Fréquence/ 64R CL Input Raw/64R R Fault Raw/ 64R R Fault (selon le modèle) Entrée logique 1 : (jusqu’à) : Entrée logique 32 : Affectation des voies logiques sélectionnées à partir de n’importe quel point DDB de l’équipement (entrée opto, contact de sortie, alarmes, démarrages, déclenchements, commandes, logique programmable…). Critère entrée 1 : Sans déclenchement, démarrage front montant, démarrage front descendant (jusqu’à) : Critère entrée 32 : Sans déclenchement, démarrage front montant ou démarrage front descendant Données de fonctionnement (Config Mesure) Affich. par déf. : Niveau d'accès Courant 3Ph + N Tension 3Ph Puissance Date et heure Description Référence poste Fréquence Valeurs en Local : Valeurs à Dist. : Réf. mesure : Mode mesure : Période dem fixe : Ss-période roul. : Nb. Ss-périodes : Valeurs à Dist. 2 : Primaire/Secondaire Primaire/Secondaire VA/VB/VC/IA/IB/IC 0/1/2/3 1 à 99 min 1 à 99 min 1 à 15 Primaire/Secondaire TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-18 Port de communication Adresse CA1 : TD (prot. Courier ou CEI 870-5-103) : 0 à 255 Adresse CA1 : (prot. DNP3.0) : 0 à 65534 Adresse CA1 : (prot. Modbus) : 1 à 247 Tempo Inactiv CA1 : 1 à 30 min Vitesse de transfert CA1 : (prot. CEI 870-5-103) : 9 600 ou 19 200 bps Vitesse de transfert CA1 : (prot. Modbus, Courier) : 9 600, 19 200 ou 38 400 bps Vitesse de transfert CA1 : (prot. DNP3.0) : 1 200/2 400/4 800/9 600/ 19 200/38 400 bps Parité CA1 : Impaire/Paire/Aucune (prot. Modbus, DNP3.0) : Période de mesure CA1 : 1 à 60 s (prot. CEI 870-5-103) Liaison physique CA1 : Cuivre (EIA(RS)485/K-Bus) ou fibre optique Synchr. horaire CA1 : Activé/Désactivé Tempo. CEI Modbus : Standard/Inverse Bloc. CS103 CA1 : Désactivé Bloc. supervision Bloc. commande Config. port CA1 : (prot. Courier) : K-Bus EIA485 (RS485) Mode comm. CA1 : (prot. Courier) : IEC60870 FT1.2 CEI 60870 10 bits sans parité Remarque : Si la config. port CA1 est définie sur K-Bus, la vitesse de transfert est fixe à 64 kbps. Port Ethernet en option Temporisation Tunn. NIC : 1 à 30 min Rapport lien NIC : Alarme, Evénement, Néant Temporisation Tunn. NIC : 0.1 à 60s Deuxième port de communication arrière (en option) (Comm. arrière 2-CA2) Config. port CA2 : EIA(RS)232 EIA(RS)485 K-Bus Mode comm. CA2 : IEC60870 FT1.2 CEI 60870 10 bits sans parité Adresse CA2 : 0 à 255 Tempo Inactiv CA2 : 1 à 30 min Vitesse CA2 : 9600, 19200 ou 38400 bps Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Remarque : Si la config. port CA2 est définie sur K-Bus, la vitesse de transfert est fixe à 64 kbps. Mise en Service Bit contrôle 1 : (jusqu’à) : Bit contrôle 8 : Chaînes binaires de liaison fonction, définissant les signaux DDB dont l’Etat est visible dans le menu d’essais de mise en service, pour les besoins des tests. Mode test : Désactivé Mode test Contacts bloqués Modèle de test : Définition des contacts de sortie à alimenter lorsque le test des contacts est effectué. Contrôle de la condition du disjoncteur (Options de surveillance du DJ) Rupture I^ : 1.0 à 2.0 Alarme désactivée/activée Entretien I^ : 1 à 25 000 Entretien I^ : Alarme désactivée/activée Verrouil. I^ : 1 à 25 000 Verrouil. I^ : No. op. DJ av. main : Alarme désactivée/activée No. op. DJ av. main : 1 à 10 000 No. op. DJ verr : Alarme désactivée/activée No. op. DJ verr : 1 à 10 000 DJ Maint. Tps : Alarme désactivée/activée DJ Maint. Tps : 0.005 à 0.500 s DJ Verrouil. Tps : Alarme désactivée/activée DJ Verrouil. Tps : 0.005 à 0.500 s Verr. fréq déf : Alarme désactivée/activée Compt fréq déf : 1 à 9 999 Temps fréq déf : 0 à 9 999 s Entrées logiques optiques (Config Opto) Global V Nominal : 24 à 27 V 30 à 34 V 48 à 54 V 110 à 125 V 220 à 250 V Spécifique Entrée opto 1 : (jusqu’à) : Entrée opto # (# = nb max. d’entrées opto) : L’option Spécifique permet de définir des seuils différents pour chaque entrée opto, dans la même plage que ci-dessus. Commande filtre opto : Chaîne binaire de liaison fonction, définissant les entrées opto qui auront un filtre d’une demipériode et celles qui n’en auront pas. Caractéristiques : Standard 60%-80% 50% - 70% Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Entrées de commande dans les PSL (Libellés Entrée Comm) Touche de fonction activée : Chaîne binaire de liaison fonction, définissant les entrées de commande pilotées par les touches de fonction. Entrée Commande 1 : À verrouillage/ à impulsion (jusqu’à) : Entrée Commande 32 : À verrouillage/ à impulsion Commande 1 : (jusqu’à) : Commande 32 : ON/OFF SET/RESET IN/OUT En Service / HS Touches de fonction Libellé touche de fct. 1 : (jusqu’à) : Libellé touche de fct. 10 : Hors service Verrouiller Déverrouiller/Activer Libellé touche de fct. 1 : Enclenché/normal (jusqu’à) : Libellé touche de fct. 10 : Bistable/Normal Libellé touche de fct. 1 : (jusqu’à) : Libellé touche de fct. 10 : Chaîne de texte rédigée par l’utilisateur et décrivant le rôle de la touche de fonction. Configurateur d’IED Banc conf. commut. : Pas d’action/ Commut. bancs Norme GOOSE CEI 61850 GoEna : Activé/Désactivé Mode test : Désactivé/Traversant/Forcé Modèle de test VOP : 0x00000000 à 0xFFFFFFFF Ignorer indicateur de test : Non/Oui Libellés utilisateur des entrées de commande (Libellés entrées comm.) Entrée Commande 1 : (jusqu’à) : Entrée Commande 32 : Chaîne de texte rédigée par l’utilisateur et décrivant la fonction de l’entrée de commande. Réglages dans les différents groupes Remarque : Tous les réglages présentés ci-après concernent les groupes de réglages 1 à 4. (TD) 2-19 Fonctions de protection Config System Ordre des phases : ABC standard/Inverse ACB Inversion TP : Sans permutation/Permutation A-B/ Permutation B-C/Permutation C-A Inversion TC1 : Sans permutation/Permutation A-B/ Permutation B-C/Permutation C-A Inversion TC2 : Sans permutation/Permutation A-B/ Permutation B-C/Permutation C-A Protection différentielle de l'alternateur Fonct. DIFF GEN Désactivé/Retenue à pourcentage Haute impédance Prot CC Spires Diff gén Is1 : 0.05 à 0.50 In Diff gén k1 : 0 à 20% Diff gén Is2 : 1 à 5 In Diff gén k2 : 20 à 150.00% CC Spires Is_A : 0.05 à 2 In CC Spires Is_B : 0.05 à 2 In CC Spires Is_C : 0.05 à 2 In Tempo. CC Spires : 0.00 à 100 s Retour de puissance / faible puissance aval / maximum de puissance (en triphasé) Mode de fonctionnement : Générateur Moteur Fonct. puiss. 1 : Inverse Faible puissance aval Maximum de Puissance -Réglage P>1 (retour de puissance)/Réglage P<1 (faible puissance aval)/Réglage P>1 (maximum de puissance) : 1 à 300 W (1 A, 100/120 V) 4 à 1 200 W (1 A, 380/480 V) 5 à 1 500 W (5 A, 100/120 V) 20 à 6 000 W (5 A, 380/480 V) Plage équivalente en%Pn 0.5% à 157% Tempo. puiss. 1 : 0.00 à 100 s Tempo. DO puiss. 1 : 0.00 à 100 s Pôle HT Inh P1 : Activé/Désactivé Puissance 2 identique à puissance 1 Puissance sensible/retour de puissance/faible puissance aval/ maximum de puissance (en monophasé) Mode de fonctionnement : Générateur Moteur Fonct.Puis.1 Sen : Inverse TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-20 TD Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Faible puissance aval Maximum de puissance Réglage Sen -P>1 (retour de puissance)/Réglage Sen <P (faible puissance aval)/Réglage Sen >P (maximum de puissance) : 0.3 à 100 W (1 A, 100/120 V) 1.20 à 400 W (1 A, 380/480 V) 1.50 à 500 W (5 A, 100/120 V) 6 à 2 000 W (5 A, 380/480 V) Plage équivalente en%Pn 0.5% à 157% Tempo Puis.1 Sen : 0.00 à 100 s Tempo. DO puiss. 1 : 0.00 à 100 s Pôle HT Inh P1 : Activé/Désactivé Angle de compensation θC : -5° à +5.0° Puis. Sens. 2 identique à Puis. Sens. 1 Remarque : Toutes les expressions de courant sont en unité intrinsèque sur la base du courant nominal de l’équipement (In). Maximum de puissance Inverse I 2>2 tMIN Etat Si>1 : Activé/Désactivé Réglage Si>1 : 0.10 à 30 In VA (100/120 V) 0.40 à 120 In VA (380/480 V) Tempo. Si>1 : 0.00 à 100 s t I 2>2 tMAX Réglage I2>2 k Courant I2>2 réglé I2 P2247FRa Caractéristique thermique à courant inverse Perte Excitation Etat Alm P.Excit : Activé/Désactivé Ang Alm P.Excit : 15° à 75° Tpo Alm P.Excit : 0.00 à 100 s Etat prt. excit.1 : Activé/Désactivé Prt. excit.1 -Xa1 : 0.0 à 40.0 Ω (1 A, 100/120 V) 0.0 à 8.0 Ω (5 A, 100/120 V) 0 à 160 Ω (1 A, 380/480 V) 0.0 à 32.0 Ω (5 A, 380/480 V) Prt. excit.1 Xb1 : 25 à 325.0 Ω (1 A, 100/120 V) 5 à 65.0 Ω (5 A, 100/120 V) 100 à 1 300 Ω (1 A, 380/480 V) 20 à 260.0 Ω (5 A, 380/480 V) Tempo. prt. excit.1 : 0 à 100 s Tempo. DO prt. excit.1 : 0 à 100 s Prt. excit.2 identique à Prt. excit.1 Therm. Inverse Alarme IiTherm>1 : Activé/Désactivé Régl. IiTherm>1 : 0.03 à 0.5 In Tempo. IiTherm>1 : 0 à 100 s Décl. liTherm>2 : Activé/Désactivé Régl. IiTherm>2 : 0.05 à 0.5 In k IiTherm>2 : 2 à 40 s RAZ k IiTherm>2 : 2 à 40.0 tMAX IiTherm>2 : 500 à 2 000 s tMIN IiTherm>2 : 0.25 à 40 s L'équipement P34x à courant inverse offre une vraie caractéristique thermique en conformité avec la formule suivante : t =− (Régl. k IiTherm) Log ⎛⎜1− ⎛ Régl. Ii > ⎞2 ⎞⎟ ⎜ ⎟ e ⎜ ⎝ Ii (Régl. Ii >)2 ⎠ ⎟⎠ ⎝ Secours système Maximum de courant dépendant de la tension et Minimum d'impédance Fonction secours : Désactivé Contrôle par la tension Retenue de tension Minimum d'impédance Rotation vecteur : Aucun, Triangle-étoile Maximum de Courant contrôlé par la Tension : Temps constant CEI Inv. normale CEI Très inverse CEI Extr. inv. UK inverse LT UK Rectifier RI IEEE Modér. inv. IEEE Très inv. IEEE Extr. Inv. US Inverse US Inv. normale Rég. I> S/I dép V : 0.8 à 4 In T Dial S/I dép V : 0.01 à 100 RAZ S/I dép V : DT ou Inverse Car. S/I dép V : 0 à 100 s TMS S/I dép V : 0.025 à 1.2 K (RI) S/I dép V : 0.1 à 10 tRESET S/I dép V : 0 à 100 s Rég. V<1/2 S/I dép V : 5 à 120 V (100/120 V) Rég. V<1/2 S/I dép V : 20 à 480 V (380/480 V) Rég. k S/I dép V : 0.1 à 1 Réglage Z<1 : 2 à 120.0 Ω (100/120 V, 1 A) 0.4 à 24.0 Ω (100/120 V, 5 A) 8 à 480 Ω (380/440 V, 1 A) 1.60 à 96.0 Ω (380/440 V, 5 A) Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Temporisation Z<1 : 0.00 à 100 s tRESET Z<1 : 0 à 100 s Z<2 identique à Z<1 Caractéristique à temps dépendant (IDMT) Les caractéristiques IDMT peuvent être sélectionnées parmi un choix de quatre courbes CEI/UK et de cinq courbes IEEE/US, comme l'indique le tableau ci-dessous. Les courbes IDMT CEI/UK sont conformes à la formule suivante : (TD) 2-21 20 et 30 fois le réglage est uniquement applicable aux courants compris dans la plage de fonctionnement de l’équipement. La plage de fonctionnement des entrées de courant de l’équipement P342/3/4/5 est de 0 – 16 In pour les entrées de courant standard et de 0 - 2 In pour l’entrée de courant sensible. Pour toutes les courbes CEI/UK, la caractéristique de réinitialisation est seulement à temps constant. Pour toutes les courbes IEEE/US, la caractéristique de réinitialisation peut être sélectionnée soit à temps inverse, soit à temps indépendant. K ⎛ ⎞ + L⎟ ⎜ t=Tx ⎜ (Ι/Ιs) α - 1 ⎟ ⎝ ⎠ Les courbes IDMT IEEE/US sont conformes à la formule suivante : Les caractéristiques de réinitialisation à temps inverse dépendent de la courbe IDMT IEEE/US sélectionnée, comme l'indique le tableau suivant. K ⎛ ⎞ + L⎟ ⎜ t = TD x α ⎜ (Ι/Ιs) - 1 ⎟ ⎝ ⎠ Toutes les courbes de réinitialisation inverse sont conformes à la formule suivante : TD x S Avec : t K I IS α L tRAZ = = = = = = = temps de fonctionnement constante courant mesuré seuil de courant constante constante ANSI/IEEE (zéro pour les courbes CEI/UK) T = coefficient multiplicateur de temps pour les courbes CEI/UK TD = réglage de cadran de temps pour les courbes IEEE/US Caractéristiques IDMT en secondes (1 - M2) Avec : TD = réglage de cadran de temps pour les courbes IEEE S = constante M = I/Is Désignation de la courbe Standard S Modérément Inverse modéré IEEE 4.85 Très Inverse IEEE 21.6 Courbe IDMT Norme K α L Extrêmement Inverse IEEE 29.1 Inverse normale CEI 0.14 0.02 0 Temps inverse US 5.95 Très Inverse CEI 13.5 1 0 Inverse Temps court US 2.261 Extrêm. Inverse CEI 80 2 0 Inverse LT UK 120 1 0 Redresseur UK 45900 5.6 0 Modérément inverse IEEE 0.0515 0.02 0.114 Très inverse IEEE 19.61 2 0.491 Extrêm. Inverse IEEE 28.2 2 0.1217 Temps inverse US-C08 5.95 2 0.18 Inverse temps court US-C02 0.16758 0.02 0.11858 La courbe CEI à temps extrêmement inverse passe à temps constant pour des courants supérieurs à 20 x le réglage. Les courbes CEI standard, très inverse et à temps inverse long passe à temps constant pour des courants supérieurs à 30 x le réglage. La partie temps constant des caractéristiques de temps inverse CEI à des courants supérieurs de La courbe RI (électromécanique) a été introduite parmi les options offertes pour le premier seuil de réglage de la fonction maximum de courant phase et maximum de courant de terre. La courbe est représentée par la formule suivante : 1 ⎛ ⎜ t=Kx ⎜ 0.339 - 0.236/M ⎝ ( ) ⎞ ⎟ en secondes ⎟ ⎠ avec K programmable de 0.1 à 10 par pas de 0.05 M = I/Is TD P34x/FR TD/I76 Données Techniques (TD) 2-22 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Courbes CEI Maximum de courant phase (maximum de courant) 100 10 Courbe 4 Courbe 1 1 Courbe 2 Courbe 3 0.1 1.0 10.0 100.0 Courant (Multiple de Is) Courbe 1 Standard inverse (Inverse standard) Courbe 2 Very inverse (Très inverse) Courbe 3 Extremely inverse (Extrêmement inverse) Courbe 4 UK long time inverse (Temps inverse long UK) P2136FRa Courbes ANSI/IEEE 100 Temps de fonctionnement (en secondes) TD Temps de fonctionnement (secondes) 1000 10 1 Courbe 5 Max. courant phase : Sous-rubrique Protection I>1 : Désactivé Temps constant CEI Inv. normale CEI Très inverse CEI Extr. inv. UK inverse LT UK Rectifier RI IEEE Modér. inv. IEEE Très inv. IEEE Extr. Inv. US Inverse US Inv. normale Direction I > 1 : Non-directionnel Direct. Aval Direct. Amont Seuil I>1 : 0.08 à 4.00 In Tempo. I>1 : 0.00 à 100 s TMS I>1 : 0.025 à 1.200 I>1 TD : 0.01 à 100.00 I>1 k (RI) : 0.10 à 10.00 I>1 Tempo de RAZ : Temps constant/Temps inverse tRESET I>1 : 0.00 à 100 s I>2 identique à I>1 Etat I>3 : Activé/Désactivé Direction I>3 : Non-directionnel Direct. Aval Direct. Amont Seuil I>3 : 0.08 à 10 In I>3 Tempo. : 0.00 à 100 s I>4 identique à I>3 I> Angle caract. : -95 à +95° I> :Liaison fonction Bit 0 = bloque STP I>1 Bit 1 = bloque STP I>2 Bit 2 = bloque STP I>3 Bit 3 = bloque STP I>4 Les bits 4, 5, 6 et 7 ne sont pas utilisés. Chaîne binaire de liaison fonction, définissant les éléments à maximum de courant (seuils 1 à 4) devant être bloqués en cas de détection de fusion fusible. Courbe 6 Courbe 9 Courbe 7 Courbe 8 0.1 1.0 10.0 100.0 Courant (Multiples de Is) Courbe 5 Modérément inverse IEEE Courbe 6 Très inverse IEEE Courbe 7 Extrêmement inverse IEEE Courbe 8 US inverse Courbe 9 Temps dépendant court US P2137FRa S/I Comp.Inverse Etat Ii>1 : Activé/Désactivé Direction Ii> 1 : Non-directionnel Direct. Aval Direct. Amont Seuil Ii> : 0.08 à 4 In li> Tempo : 0.00 à 100 s Ii>2/3/4 identiques à Ii>1 Ii> Bloc STP : Bit 0 = STP bloque Ii>1 Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Bit 1 = STP bloque Ii>2 Bit 2 = STP bloque Ii>3 Bit 3 = STP bloque Ii>4 Les bits 4, 5, 6 et 7 ne sont pas utilisés. Chaîne binaire de liaison fonction, définissant les éléments à maximum de courant inverse (seuils 1 à 4) devant être bloqués lors de détection de fusion de fusible. Régl. Vi pol Ii> : 0.5 à 25.0 (100/120 V) 2 à 100 V (380/480 V) Ang. caract Ii> : -95° à +95° Surcharge Therm La courbe est représentée par la formule suivante : 2 Avec : K = Ieq/Thermique I> A = Ip/Thermique I> t = temps de déclenchement, après l’application du courant de surcharge, I τ = Constante de temps d'échauffement de l'ouvrage protégé Ieq = courant équivalent Thermique I> = réglage de courant de l'équipement IP = courant permanent avant l’application de la surcharge Ieq = √(Id2 + MIi2) Id = courant direct Ii = courant inverse M = constante réglable par l'utilisa teur, proportionnelle à la capa cité thermique de la machine Protection défaut terre non directionnelle à 2 seuils Fonction IN>1 : Désactivé Temps constant CEI Inv. normale CEI Très inverse CEI Extr. inv. UK inverse LT RI IEEE Modér. inv. IEEE Très inv. IEEE Extr. Inv. US Inverse US Inv. normale IDG Seuil IN>1 : 0.02 à 4 In Ι ⎛ ⎞ ⎟ en secondes ⎝ Réglage ΙN > ⎠ t = 5.8 - 1.35 loge ⎜ Avec : I = courant mesuré Seuil IN> = Réglage définissant le point de départ de la caractéristique. Bien que le point de départ de la caractéristique soit défini par le réglage "Seuil IN>1", le seuil du courant réel de l'équipement est un autre paramètre nommé "IDG Is". Le seuil “IDG Is” est réglé comme multiple de "IN>". En plus, la temporisation "IDG Time IN>1" est également utilisée afin de régler le temps de fonctionnement minimal pour des niveaux élevés de courant de défaut. 10 9 fonctionnement (s) t = τ loge (Ieq – IP )/(Ieq – (Thermique I>) ) t = τ. Loge (K2-A2/(K2-1)) 2 Temps de La caractéristique thermique est donnée par : 2 IDG Is IN>1 : 1 à 4 In Tempo. IN>1 : 0.00 à 200 s TMS IN>1 : 0.025 à 1.200 Tmp ajusté IN>1 : 0.01 à 100.00 k (RI) IN>1 : 0.1 à 10.00 IDG Time IN>1 : 1 à 2.00 Caract. de RAZ IN>1 : Temps constant, Temps inverse tRESET IN>1 : 0.00 à 100 s Protection IN>2 : Désactivé, DT Seuil IN>2 : 0.02 à 10 In Tempo. IN>2 : 0.00 à 200 s La courbe IDG est généralement utilisée pour la protection temporisée contre les défauts terre sur le marché suédois. Cette courbe est disponible pour le premier seuil de la protection de maximum de courant terre. Protection thermique : Activé/Désactivé Thermique I > : 0.50 à 2.50 In Alarme thermique : 20..100% Constante tps 1 : 1 à 200 minutes Constante tps 2 : 1 à 200 minutes Coefficient M : 0 à 10 2 (TD) 2-23 Plage de paramétrage IDG Is 8 7 6 5 4 3 Plage de paramétrage tempo IDG 2 1 0 1 10 I/IN> Caractéristique de la courbe IDG 100 P2242FRa TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-24 Rotor DT Injection Freq: 0.25/0.5/1 Hz CL I/P Select : Boucle de courant CL1/2/3/4 64R Alarm R<1 : Activé/Désactivé 64R Régl Alm R<1 : 1 000 à 80 000 Ω 64R Tpo Alm R<1 : 0.0 à 600 s 64R Décl R<2 : Activé/Désactivé 64R Régl Décl R<2 : 1 000 à 80 000 Ω 64R Tpo Décl R<2 : 0.0 à 600 s R Compensation : -1 000 À 1 000 Ω TD Prot. DTS/DTR Options DTS/DTR : DTS DTS cos (PHI) DTS sin (PHI) Wattmétrique Hi Z RDT Lo Z RDT Lo Z DTR+ DTS Lo Z DTR + Watt Fonction ITS>1 : Désactivé Temps constant Direction ITS>1 : Non-directionnel Direct. Aval Direct. Amont Seuil ITS>1 : 0.0050 à 0.1000 In A Tempo ITS>1 : 0.00 à 200 s Liais Func ITS> : Bit 0 – STP Bloque ITS> Ang. caract ITS> -95° à 95° Entrée VNpol ITS> : Mesuré/Calculé Régl VNpol ITS> : 0.5 à 80 V (100/120 V) 2 à 320 V (380/480 V) DTS WATTMÉTRIQUE : Réglage PN> : 0.00 à 20 In W (100/120 V) 0.00 à 80 In W (380/480 V) DTN S/T résiduel Etat VN>1 : Activé/Désactivé Entrée VN>1 : Calculé Fonction VN>1 : Désactivé Temps constant IDMT Régl. tens. VN>1 : 1 à 80 V (100/120 V) 4 à 320 V (380/480 V) Tempo. VN>1 : 0.00 à 100 s TMS VN>1 : 0.5 à 100.0 tRESET VN>1 : 0.00 à 100.00 VN>2 identique à VN>1 VN>3/4 identiques à VN>1 sauf Entrée VN>3/4 : VN1 VN>5/6 identiques à VN>1 sauf Entrée VN>5/6 : VN2 (P344/5) Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection 100% masse stator (Harmonique 3) Etat DT 100% ST : Désactivé, VN3H< Activée, VN3H> Activée DT 100% ST VN3H< : 0.3 à 20 V Tempo. VN3H< : 0.00 à 100 s Déverr. V< : 30 à 120 V (100/120 V) 120 à 480 V (380/440 V) Verr. P< : Activé/Désactivé Rég. Verr. P< : (100/120 V) 4 à 200 In W (380/480 V) 16 à 800 In W Verr. Q< : Activé/Désactivé Reg. Verr. Q< : (100/120 V) 4 à 200 In W (380/480 V) 16 à 800 In W Verr. S< : Activé/Désactivé Rég. déverr. S< : (100/120 V) 4 à 200 In W DT 100% ST VN3H> : 0.3 à 20 V (100/120 V) 1.20 à 80 V (380/480 V) Tempo. VN3H> : 0.00 à 100 s Protection défaut terre 100% stator (technique d’injection à basse fréquence) Injection basse fréq. 64S : Activé/Désactivé 64S Coefficient R : 0.01 à 200 64S Alarme R<1 : Activé/Désactivé 64S Seuil alm. R<1 : 10 à 700 Ω 64S Tempo. alm. R<1 : 0.0 à 100 s 64S Décl. R<2 : Activé/Désactivé 64S Régl. décl. R<2 : 10 à 700 Ω 64S Ret. décl. R<2 : 0.00 à 100 s 64S Comp. angle : -60° à 60° 64S R série : 0 à 700 Ω 64S X séries : 0 à 700 Ω 64S G parallèle : 0.00 à 0.1 S 64S Maximum de courant : Activé/Désactivé 64S Régl. décl. I>1 : 0.02 à 1.5 A 64S I>1 Tempo Décl.. : 0.00 à 100 s 64S Supervision : Activé/Désactivé 64S Régl. V<1 : 0.3 à 25 V 64S Régl. I<1 : 0.005 à 0.04 A 64S Tempo. Supern’n : 0.00 à 100 s V/Hz V/Hz Etat alarme : Activé/Désactivé V/Hz Régl. alm : 1.50 à 3.500 V/Hz (100/120 V) 6 à 14 V/Hz (380/480 V) V/Hz Tempo. alarme : 0.00 à 100 s V/Hz>1 Etat : Activé/Désactivé V/Hz>1 Fonc décl. : Temps constant IDMT V/Hz>1 Régl. décl. : 1.500 à 3.500 V/Hz (100/120 V) 6 à 14 V/Hz (380/480 V) Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 V/Hz>1 Décl.TMS : 0.01 à 12.00 V/Hz>1 Tempo. Décl. : 0.00 à 600 s V/Hz>2 Etat : Activé/Désactivé V/Hz>2 Régl. Décl. : 1.500 à 3.500 V/Hz (100/120 V) 6 à 14 V/Hz (380/480 V) V/Hz>2 Tempo. Décl. : 0.00 à 600 s V/Hz>3/4 identiques à V/Hz>2 La caractéristique à temps inverse comporte la formule suivante : TMS t = (M - 1)2 Avec : V/f M = V< Tempo. : 0.00 à 100 s V< TMS : 0.05 à 100.0 V<1 Pôle HT Inh : Activé/Désactivé V<2 Fonction : Désactivé Temps constant V<2 Etat : Activé/Désactivé V<2 Seuil : 10 à 120 V (100/120 V) 40 à 480 V (380/480 V) V<2 Tempo. : 0.00 à 100 s V<2 Pôle HT Inh : Activé/Désactivé La caractéristique inverse est définie par la formule suivante : K t = (1 - M) ( Réglage déc. V/f ) V = tension mesurée f = fréquence mesurée Remarque : La caractéristique IDMT a été modifiée dans la version logicielle 31. La nouvelle caractéristique est compatible avec l’ancienne et permettra d’étendre à l’avenir le nombre de caractéristiques avec les différents exposantsde (M-1). La caractéristique à temps inverse dans la version logicielle 30 et les versions antérieures est définie comme suit : 0.18 * TMS t (TD) 2-25 = 0.8 + (M - 1)2 Machine HT mach HT Etat : Activé/Désactivé Mach HT I> : 0.08 à 4 In A Mach HT V< : 10 à 120 V (100/120 V) 40 à 480 V (380/480 V) Mach HT tPU : 0.0 à 10 s Mach HT tDO : 0.0 à 10 s Protection voltmétrique Minimum de tension V< Mode mesure : Phase-Phase Phase-Neutre V< Mode fonct : Toute phase Triphasé V<1 Fonction : Désactivé Temps constant IDMT V< Seuil : 10 à 120 V (100/120 V) 40 à 480 V (380/480 V) Avec : K = réglage du multiplicateur de temps t = Temps de fonctionnement en secondes M = tension d’entrée appliquée/tension de réglage d’équipement Maximum de tension V> Mode mesure : Phase-Phase Phase-Neutre V> Mode fonct. : Toute phase Triphasé V> Fonction : Désactivé Temps constant IDMT V>1 Seuil : 60 à 185 V (100/120 V) 240 à 740 V (380/480 V) V>1 Tempo. : 0.00 à 100 s V>1 TMS : 0.05 à 100.0 V>2 Etat : Activé/Désactivé V>2 Seuil : 60 à 185 V (100/120 V) 240 à 740 V (380/480 V) V>2 Tempo. : 0.00 à 100 s La caractéristique inverse est définie par la formule suivante : K t = (M - 1) Avec : K = réglage du multiplicateur de temps t = durée nominale de fonctionnement en secondes M = tension d’entrée appliquée/tension de réglage d’équipement TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-26 Maximum de tension inverse Etat Vi>1 : Activé/Désactivé Vi>1 Seuil : 1 à 150 V (100/120 V) 4 à 600 V (380/480 V) Vi>1 Tempo. : 0.00 à 100 s Protection de fréquence Minimum de fréquence TD F<1 Etat : Activé/Désactivé F<1 Réglage : 45 à 65 Hz F<1Tempo. : 0.1 à 100 s F<2/3/4 identiques à F<1 Liaison fonction F< : Bit 0 - Actif bloque F<1 pendant pôle ouvert Bit 1 - Actif bloque F<2 pendant pôle ouvert Bit 2 - Actif bloque F<3 pendant pôle ouvert Bit 3 - Actif bloque F<4 pendant pôle ouvert Maximum de fréquence F>1 Etat : Activé/Désactivé F>1 Réglage : 45 à 68 Hz F>1 Tempo. : 0.1 à 100 s F>2 identique à F>1 Fonctionnement en fréquence anormale des turbo-alternateurs Etat F turbine : Activé/Désactivé Etat bande 1 : Activé/Désactivé Rég inf frq bd1 : 20 à 70 Hz Rég sup frq bde 1 : 20 à 70 Hz Durée bande 1 : 0.00 à 3 600 000 s Tempo. bande 1 : 0.00 à 200 s Bandes 2/3/4/5/6 identiques à bande 1 Protection par RTD Sélect. RTD : Bit 0 - Sélect. RTD 1 Bit 1 - Sélect. RTD 2 Bit 2 - Sélect. RTD 3 Bit 3 - Sélect. RTD 4 Bit 4 - Sélect. RTD 5 Bit 5 - Sélect. RTD 6 Bit 6 - Sélect. RTD 7 Bit 7 - Sélect. RTD 8 Bit 8 - Sélect. RTD 9 Bit 9 - Sélect. RTD 10 Chaîne binaire de liaison fonction, définissant les RTD (1 à 10) actives. Régl alm RTD 1 : 0°C à 200°C Ret. alm RTD 1 : 0 à 100 s Régl décl RTD 1 : 0°C à 200°C Ret. décl. RTD 1 : 0 à 100 s RTD 2/3/4/5/6/7/8/9/10 identiques à RTD 1 Défaillance DJ Etat défail DJ 1 : Activé/Désactivé Tempo défail DJ 1 : 0.00 à 10 s Etat défail DJ 2 : Activé/Désactivé Tempo défail DJ 2 : 0.00 à 10 s Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 RAZ Non I déf DJ : I< seulement, DJ ouvert & I<, RAZ prot. & I< ADD RAZ par ext. : I< seulement, DJ ouvert & I<, RAZ prot. & I< Seuil I< : 0.02 à 3.200 In Seuil IN< : 0.02 à 3.200 In Seuil ITS< : 0.0010 à 0.8000 In Suppr. Dém. I> : Activé/Désactivé Suppr. Dém. IN< : Activé/Désactivé Source CT I< : IA-1, IB-1, IC-1/IA-2, IB-2, IC-2 GlisP Fonct. GlisP : Activé/Désactivé Mode GlisP : Moteur Générateur Tous les deux GlisP Za Aval : (100/120 V) 0.5 à 350/In Ω 2.0 à 1 400/In Ω (380/480 V) GlisP Zb Amont : 0.5 à 350/In Ω (100/120 V) 2.0 à 1400/In Ω (380/480 V) Angle Lenticulaire : 90° à 150° Tempo. T1 GlisP : 0.00 à 1 s Tempo. T2 GlisP : 0.00 à 1 s Angle Blinder : 20° à 90° Zc GlisP : 0.5 à 350/In Ω (100/120 V) 2.0 à 1 400/In Ω (380/480 V) Compteur Glis. Zone 1 : 1 à 20 Compteur.Glis Zone 2 : 1 à 20 Temps RAZ GlisP : 0.00 à 100 s Fonctions de surveillance Supervision des transformateurs de tension Etat STP : Blocage/Indication Mode réinit. STP : Manuel/Auto Tempo. FF : 1.0 à 10 s Déverr. STP I> : 0.08 à 32 In Déverr. STP Ii> : 0.05 à 0.50 In Seuil de tension inverse (Vi) : 10V (100/120V) 40V (380/480V) Surtension de phase : Seuil Aller 30 V, Retour 10 V (100/120 V) Seuil Aller 120 V, Retour 40 V (380/480 V) Courant de transition : 0.1 In Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR TD/I76 (TD) 2-27 Supervision des transformateurs de courant Entrées analogiques (Boucle de Courant) Etat STC 1 : Activé/Désactivé Entrée VN STC 1 : Mesuré/calculé Verr. VN< STC 1 : 0.5 à 22 V (100/120 V) 2 à 88 V (380/480 V) Régl. IN> STC 1 : 0.08 à 4 In CTS 2 identique à CTS 1 Entrée analogique 1 (EA1) : Activé/Désactivé Type EA1 : 0 – 1 mA 0 – 10 mA 0 – 20 mA 4 – 20 mA Libellé EA1 : 16 caractères (entrée boucle de courant 1) Mini. EA1 : -9999 à +9999 Maxi. EA1 : -9999 à +9999 Alar.Entr.Ana.1 : Activé/Désactivé Fonct. Alar. EA1 : Au-dessus/Sous Seuil Alarm. EA1 : Min. EA1 à max. EA1 Tempo. Alarm. EA1 : 0.0 à 100 s Déclt.Entr.Ana.1 : Activé/Désactivé Fonct. Décl. EA1 : Au-dessus/Sous Seuil Décl. EA1 : Min. EA1 à max. EA1 Tempo. Décl. EA1 : 0.0 à 100 s Alarme I< EA1 (plage d'entrée 4 à 20 mA uniquement) : Activé/Désactivé Seuil Ala. I< EA1 (plage d'entrée 4 à 20 mA uniquement) : 0.0 à 4 mA EA2/3/4 identiques à EA1 Supervision du poste Surveillance de la position et de l’état d’usure du disjoncteur Rupture I^ : 1 à 2.0 Entretien I^ : Alarme désactivée Alarme activée Entretien I^ : 1 In^ à 25 000 In^ Verrouil. I^ : Alarme désactivée Alarme activée Verrouil. I^ : 1 à 25000 No. op. DJ av. main : Alarme désactivée Alarme activée No. op. DJ av. main : 1 à 10000 No. op. DJ verr : Alarme désactivée Alarme activée No. op. DJ verr : 1 à 10 000 DJ Maint. Tps : Alarme désactivée Alarme activée DJ Maint. Tps : 0.005 à 0.500 s DJ Verrouil. Tps : Alarme désactivée Alarme activée DJ Verrouil. Tps : 0.005 à 0.500 s Verr. fréq déf : Alarme désactivée Alarme activée Compt fréq déf : 1 à 9 999 Temps fréq déf : 0 à 9 999 s Libellés Entrées Entrée opto 1 à 32 : Entrée L1 à entrée L32 Texte défini par l’utilisateur pour décrire la fonction de l’entrée logique particulière. Libellés Sorties Contact 1 à 32 : Sortie R1 à sortie R32 Texte défini par l’utilisateur pour décrire la fonction du contact de sortie particulier. Libellés RTD RTD 1-10 : RTD1 à RTD10 Texte défini par l’utilisateur pour décrire la fonction de la RTD particulière. Sorties analogiques (Boucle de Courant) Sortie analogique 1 (SA1) : Activé/Désactivé Type SA1 : 0 – 1 mA 0 – 10 mA 0 – 20 mA 4 – 20 mA Valeur SA1 : Primaire/Secondaire Param. SA1 : Voir ci-dessous* Min. SA1 : La plage, le pas et l'unité correspondent au paramètre sélectionné Max. SA1 : Même remarque que pour Min. SA1 SA2/3/4 identiques à SA1 Paramètres de la sortie analogique Amplitude de courant : Amplitude IA Amplitude IB Amplitude IC (P342) Ampli mesuré IN Ampli. mesurée IN-1 (P343/4/5) Ampli. mesurée IN-2 (P343/4/5) 0.00 à 16 A… Ampli. I sens. : 0.00 à 2 A Composantes symétriques de courants de phases : Amplitude Id Amplitude Ii Amplitude Io : 0.00 à 16 A Courants de phase : IA efficace* IB efficace* IC efficace* 0.00 à 16 A TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-28 TD Amplitude des tensions phase-phase : Amplitude VAB Amplitude VBC Amplitude VCA 0.0 à 200 V Amplitude des tensions phase-neutre : Amplitude VAN Amplitude VBN Amplitude VCN 0.0 à 200 V Amplitude de tension de neutre : Ampl mesurée VN1 Ampli calculé VN Ampl mesurée VN2 (P344/5) 0.0 à 200 V Harmonique 3 VN : 0.0 à 200 V (P343/4/5) Composantes symétriques de tension des phases : Amplitude Vd Amplitude Vi Amplitude Vo 0.0 à 200 V Tensions efficaces des phases : VAN eff.* VBN eff.* VCN eff.* 0.0 à 200 V Fréquence : 0.00 à 70 Hz W triphasé* : -6 000 W à 6 000 W VAr triphasé* : -6 000 VAr à 6 000 VAr VA triphasé* : 0 à 6 000 VA Cos phi triphasé* : -1 à 1 Puissance active monophasée : W phase A* : W phase B* : W phase C* : -2 000 W à 2 000 W Puissance réactive monophasée : VAr phase A* : VAr phase B* : VAr phase C* -2 000 VAr à 2 000 VAr Puissance apparente monophasée : VA phase A* : VA phase B* : VA phase C* 0 à 2 000 VA Facteur de puissance monophasé : Cos phi Ph A* Cos phi Ph B* Cos phi Ph C* -1 à 1 Demandes de courant triphasé : Dem. fixe/roul./pointe IA* Dem. fixe/roul./pointe IB* Dem. fixe/roul./pointe IC* 0.00 à 16 A Demandes de puissance active triphasée : Dem. fixe/roul./pointe W 3ph* -6 000 W à 6 000 W Demandes de puissance réactive triphasée : Dem. fixe/roul./pointe VAr 3ph* -6 000 VAr à 6 000 VAr Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Therm. inverse : 0.00 à 200.0% Surcharge therm. : 0.00 à 200.0% RTD 1-10* : -40°C à 300 °C EA 1-4 : -9999 à 9999.0 Volts/Hz : 0 à 20 V/Hz Remarque 1 : Pour les mesures indiquées par une astérisque, le taux de rafraîchissement interne nominal est de 1 s, pour les autres mesures, le taux est de 0.5 période du réseau ou moins. Remarque 2 : La polarité de Watts, VAr et du facteur de puissance est affectée par le réglage du mode de mesure. Remarque 3 : Ces réglages sont pour le modèle d'équipement avec un courant nominal de 1 A et de tension de 100/120 V uniquement. Pour les autres versions, il faut effectuer la multiplication correspondante. Liste des mesures Mesures 1 Amplitude Iϕ Déphasage Iϕ Mesures de courant (ϕ = A/A-1, B/B-1, C/C-1) par phase Ampli mesuré IN Déph. mesuré IN Ampli calculée IN Déph. calculé IN Amplitude I Sen Déphasage I Sens Amplitude Id Amplitude Ii Amplitude Io Iϕ eff Mesures de courant eff. (ϕ = A, B, C) par phase Calculé IN-2 Amplitude Vϕ-ϕ Déphasage Vϕ-ϕ Amplitude Vϕ Déphasage Iϕ Toutes tensions phase-phase et phase-neutre (ϕ = A, B, C). Ampl mesurée VN/ N1 DéphasMesuré VN/ N1 Ampli calculé VN Amplitude Vd Amplitude Vi Amplitude Vo Eff. Vϕ Toutes tensions phase-neutre (ϕ = A, B, C). Fréquence Amplitude Id Déphasage Id Amplitude Ii Déphasage li V V Données Techniques P34x/FR TD/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Amplitude Io Déphasage Io Amplitude Vd Déphasage Vd Amplitude Vi Déphasage Vi Amplitude Vo Déphasage Vo Ampl mesurée VN2 DéphasMesuré VN2 Mesures 2 Watts Phase ϕ Var Phase ϕ Phase VA ϕ Toutes les mesures de puissance active, réactive et apparente à phases séparées (ϕ = A, B, C). W triphasé VAr triphasé VA triphasé Puiss Inverse Si Cos phi triphasé Facteur de puissance ϕ Mesures du facteur de puissance indépendantes pour les trois phases (ϕ = A, B, C). W/h 3ph Aval W/h 3ph Amont Var/h 3ph Aval Var/h 3ph Amont Dem fixe W 3Ph Dem fixe VAr 3Ph Demande fixe Iϕ Demandes de courant maximum mesurées phase par phase (ϕ = A, B, C). Dem roul W 3ph Dem roul VAr 3ph Dem roul Iϕ Demandes de courant maximum mesurées phase par phase (ϕ = A, B, C). Dem. pte W 3Ph Dem. pte VAr 3Ph Dem. crête Iϕ Demandes de courant maximum mesurées phase par phase (ϕ = A, B, C). RAZ Demande : Non/Oui Mesures 3 Amplitude Iϕ Déphasage Iϕ Mesures de courant (ϕ = A-2, B-2, C-2) par phase IA Différentiel IB Différentiel IC Différentiel IA Retenue IB Retenue IC Retenue Diff IREF Retenue IREF 3e harmonique VN Therm. Inverse (TD) 2-29 RAZ Inv. Therm. : Non/Oui RTD1-10 Cct ouv RTD Court-cct RTD Err. données RTD RAZ RTD1-10 : Non/Oui Watts sens. Ph A Watts sens. Ph A Angle puis. Ph A Surcharge Therm RAZ thermique : Non/Oui Entrée analog. 1/2/3/4 Tempo Band 1-6 (s) RAZ Fréq Band 1-6 : Non/Oui RAZ Fréq Bande : Non/Oui V/Hz Amplitude 64S 64S Amplitude I 64S Déphasage I 64S R secondary 64S R primary 64R CL Input 64R R Fault Statistiques de surveillance des disjoncteurs Opérations DJ Total Iϕ ruptures Somme des ampères coupés phase par phase (ϕ = A, B, C). Temps fonct. DJ RAZ Infos DJ : Non/Oui TD P34x/FR TD/I76 (TD) 2-30 TD Données Techniques MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 GS PRISE EN MAINS Date : Indice matériel : J (P342/3/4) K (P345) A (P391) Version logicielle : 33 Schémas de raccordement : 10P342xx (xx = 01 à 17) 10P343xx (xx = 01 à 19) 10P344xx (xx = 01 à 12) 10P345xx (xx = 01 à 07) 10P391xx (xx =01 à 02) P34x/EN GS/B76 Prise en mains MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (GS) 3-1 SOMMAIRE (GS) 31. PRISE EN MAINS 3 1.1 Interfaces utilisateur et structure des menus 3 1.2 Présentation de l’équipement 3 1.2.1 Face avant 3 1.2.2 Face arrière de l’équipement 6 1.3 Connexion et mise sous tension de l'équipement 7 1.4 Introduction aux interfaces utilisateur et aux options de réglage 7 1.5 Structure du menu 8 1.5.1 Réglages de protection 9 1.5.2 Réglages de perturbographie 9 1.5.3 Réglages système 9 1.6 Protection par mot de passe 10 1.7 Configuration de l’équipement 11 1.8 Interface utilisateur de la face avant (clavier et écran LCD) 12 1.8.1 Affichage par défaut et temporisation de désactivation du menu 12 1.8.2 Navigation dans les menus et lecture des réglages 13 1.8.3 Navigation dans le menu "HOTKEY" 13 1.8.4 Saisie du mot de passe 15 1.8.5 Lecture et acquittement des messages d’alarme et des enregistrements de défauts 15 1.8.6 Changements de réglages 16 1.9 Interface utilisateur du port de communication avant 17 1.9.1 Port Courier en face avant 18 1.10 Principes de base des communications avec le logiciel MiCOM S1 Studio 19 1.10.1 Configuration minimale du micro-ordinateur 19 1.10.2 Utilisation de MiCOM S1 Studio en mode déconnecté 20 GS Prise en mains (GS) 3-2 P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 FIGURES GS Figure 1: Vue de la face avant de l'équipement (P342/3/4) 3 Figure 2: Vue de la face avant de l’équipement (P345) 4 Figure 3: Vue arrière de l'équipement 6 Figure 4: Structure du menu 8 Figure 5: Interface utilisateur de la face avant 12 Figure 6: Navigation dans le menu Hotkey 14 Figure 7: Connexion de port avant 17 Figure 8: Connexion de signaux micro-ordinateur-équipement 18 Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (GS) 3-3 1. PRISE EN MAINS 1.1 Interfaces utilisateur et structure des menus Les réglages et les fonctions de l’équipement de protection MiCOM sont accessibles sur l’écran à cristaux liquides (LCD) et sur le clavier de la face avant, ainsi que par l’intermédiaire des ports de communication à l’avant et à l’arrière de l’équipement. 1.2 Présentation de l’équipement 1.2.1 Face avant La Figure 1 illustre la face avant de l’équipement avec les volets pivotants ouverts en haut et en bas de la face avant. Un couvercle transparent en option permet de protéger physiquement la face avant. Lorsque le couvercle est en place, l’accès à l’interface utilisateur s’effectue en lecture uniquement. La dépose du couvercle permet d’accéder aux réglages de l’équipement et ne met pas en cause la protection du produit par rapport à son environnement. Pour éditer les réglages de l'équipement, il est nécessaire d'avoir libre accès au clavier. Pour retirer la face avant : 1. Ouvrir les volets d'accès supérieur et inférieur, puis détacher et retirer le couvercle transparent. Si le volet inférieur est plombé, il convient de retirer le plomb. 2. En utilisant les brides latérales du couvercle transparent, tirer le bord inférieur à l’opposé de la face avant de l’équipement jusqu’à ce qu’il se détache de la languette du joint. 3. Déplacer le couvercle verticalement vers le bas pour dégager les deux tasseaux de fixation de leur base sur la face avant. N° série, intensité nominale, tension nominale Couvercle supérieur Z n 1/5 A 50/60 Hz Vx V Vn V SER N o DIAG N o Ecran à cristaux liquides 2 x 16 caractères DÉCLENCHEMENT LEDs, pré-affectées Touche de raccourci ALARME HORS SERVICE OPERATIONNEL LEDs programmables par l’utilisateur = ACQUITTER = ENTRÉE Clavier SK 1 SK 2 Couvercle inférieur Logement de la pile Figure 1: Port de communication face avant Port d’essais Vue de la face avant de l'équipement (P342/3/4) P0103FRb GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-4 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 GS Vue de la face avant de l’équipement (P345) La face avant de l’équipement comporte les éléments suivants illustrés par les figures 1 et 2 : • Un écran d’affichage de 3 lignes de 16 caractères à cristaux liquides (LCD) • Un clavier de 19 (P345) ou 9 (P342/3/4) touches comprenant 4 flèches (, , et ), une touche d'entrée (), une touche d'effacement (), une touche de lecture (c), 2 touches rapides "Hotkey" () et 10 touches de fonction programmables ( − ) (P345). • Fonctionnalités des touches de fonction (P345 uniquement). La face avant de l'équipement comporte des touches de commande associées à des voyants LED programmables pour faciliter les commandes locales. Par défaut, les réglages associent des fonctions spécifiques de l'équipement à ces 10 touches d'action directe et aux voyants correspondants, par exemple l'activation / désactivation de la fonction de réenclenchement. A l'aide des schémas logiques programmables, l'utilisateur peut aisément modifier les fonctions associées par défaut à ces touches et voyants LED pour adapter l'équipement à des besoins spécifiques. • Fonctionnalité des touches rapides : DEFILEMT (Défilement) fait défiler les différents affichages par défaut. STOP arrête le défilement de l’affichage par défaut. • Entrées de Commande et manœuvre du disjoncteur pour contrôler les groupes de réglages • 22 (P345) ou 12 (P342/3/4) voyants LED : 4 LEDs pré-affectées, 8 LEDs tricolores (P345) ou rouges (P342/3/4) programmables sur le côté gauche de la face avant et 10 LEDs tricolores programmables associées au touches de fonction (P345) sur le côté droit. • Sous le volet supérieur : Le numéro de série de l'équipement. Les valeurs nominales de tension et de courant de l’équipement. • Sous le volet inférieur : Logement pour une pile au format 1/2 AA servant à l’alimentation de secours de la mémoire de l’horloge temps réel et des enregistrements d’événements, de défauts et de perturbographie. Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (GS) 3-5 Un port de type D femelle à 9 broches pour la connexion (jusqu'à 15 m) à un micro-ordinateur par l’intermédiaire d’une liaison série EIA(RS)232. Un port parallèle de type D femelle à 25 broches pour la surveillance des signaux internes et le téléchargement à grande vitesse du logiciel et du texte de langue. 1.2.1.1 Signalisations des voyants LED Fonction fixe Les quatre LEDs pré-affectées sur le côté gauche de la face avant indiquent les conditions suivantes : • La LED Déclenchement (rouge) s'allume lorsque l’équipement a émis un ordre de déclenchement. Il est réinitialisé lorsque l’enregistrement de défaut associé est effacé de la face avant. La LED Déclenchement peut aussi être configurée pour se réinitialiser automatiquement. • La LED Alarme (jaune) clignote lorsque l’équipement a enregistré une alarme. Cette alarme peut être activée par un enregistrement de défaut, d’événement ou de maintenance. La LED continue de clignoter jusqu'à ce que les alarmes aient été acquittées (lues) puis s'allume en continu. Lorsque les alarmes sont effacées, la LED s'éteint. • La LED Hors service (jaune) est allumée lorsque la fonction de protection est indisponible. • La LED Bon fonctionnement (verte) est allumée lorsque l’équipement est opérationnel. Cette diode doit être allumée en permanence. Elle s’éteint si l’autocontrôle de l’équipement détermine la présence d’une erreur sur le matériel ou sur le logiciel de l’équipement. L’état de la diode “Bon fonctionnement” correspond à celui des contacts Défaut Équipement (“Watchdog”) à l’arrière de l’équipement. Pour régler le contraste de l'écran LCD, sélectionner "Contraste LCD" dans la colonne CONFIGURATION. Cela n'est nécessaire que dans des conditions de température ambiante très élevée ou très basse. LEDs programmables Toutes les LEDs programmables de la P345 sont tricolores et peuvent être configurées pour s'allumer en ROUGE, JAUNE ou VERT selon les besoins. Toutes les LEDs programmables des P342/3/4 sont ROUGES. Les 8 LEDs programmables peuvent être utilisées pour programmer des signalisations d'alarme. Les signalisations et fonctions sont indiquées dans le tableau ci-après. Les 10 LEDs programmables associées physiquement aux touches de fonction (P345) sont utilisées pour signaler l'état de la fonction associée au bouton-poussoir. Les signalisations par défaut sont indiquées ci-après. Les réglages par défaut sont indiqués dans le tableau ci-dessous. Numéro de LED Signalisation par défaut Équipement P34x 1 Rouge Déclenchement défaut terre IN>1/2 / ITS>1 / IREF> / VN>1/2/3/4/5/6 / 100% masse stator 3H / 64S I>1 / Déc. 64S R<2 / 64R Décl R<2 2 Rouge Déclenchement maximum de courant I>1/2/3/4 / S/I dép V Déc. 3 Rouge Déclenchement Rupture de champ – Rupture de champ.1/2 Déc. 4 Rouge Déclenchement I inverse> - Ii>1/2/3/4 / Décl. I inverse (thermique) 5 Rouge Déclenchement tension - V>2 / V<2 / V2>1 Déc. GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-6 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Numéro de LED 1.2.2 Équipement P34x 6 Rouge 7 Green Déclenchement puissance - Puiss 1 Décl. / Puis.Sens.1 Déc. 8 Rouge Dém. Général F1 Rouge Non utilisé F2 Jaune Non utilisé F3 Jaune Non utilisé F4 Rouge Inhibition de la protection contre la fréquence anormale des turbo-alternateurs F5 Rouge Groupe de réglages 2 activé F6 Rouge Non utilisé F7 Rouge Remise à 0 de l'état de la fonction thermique par courant inverse F8 Rouge Remise à 0 de l'état de surcharge thermique F9 Jaune Remise à 0 des LEDs et contacts de sortie maintenus F10 Jaune Déclenchement manuel de la perturbographie Déclenchement fréquence - F>2 / F<4 / Freq Band 1/2/3/4/5/6 Déc. Face arrière de l’équipement La figure 3 présente la face arrière de l'équipement. Toutes les entrées analogiques (courants et tensions), ainsi que les signaux d’entrée logique numérique et les contacts de sortie sont connectés à l’arrière de l’équipement. La liaison à paires torsadées du port de communication EIA(RS)485 arrière, l’entrée de synchronisation horaire IRIG-B (option) et le port de communication à fibre optique (option) sont également présents à l’arrière de l’équipement. Carte IRIG-B en option A Raccordement des entrées logiques B C D E F Raccordement de la source auxiliaire IRIG B PORT 1 GS Signalisation par défaut TX Port de communication arrière (RS485) RX Raccordement des entrées analogiques courants* et tensions Contacts de sortie (relais) P0104FRa Figure 2: Vue arrière de l'équipement Se reporter au schéma de raccordement du chapitre Installation (P34x/FR IN) pour tous les détails de raccordement. Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.3 (GS) 3-7 Connexion et mise sous tension de l'équipement Avant de mettre l'équipement sous tension, assurez-vous que la tension d'alimentation et les amplitudes nominales des signaux sont compatible avec votre application. Le numéro de série de l’équipement, sa tension, son intensité et sa puissance nominales sont indiqués sous le volet supérieur. L'équipement est disponible dans les versions de tension auxiliaire indiquées dans le tableau ci-dessous : Plages nominales Plage de fonctionnement cc Plage de fonctionnement ca 24 - 48 V CC (P34x) 19 à 65 V - 48 - 110 V CC (30 - 100 V ca eff.) ** (P34x) 37 à 150 V 24 à 110 V 110 - 250 V cc (100 - 240 V ca eff.) ** 87 à 300 V 80 à 265V 48 - 250 V CC (100 - 100 V CA eff) ** (P391) 48 à 300 V 85 à 253V ** données pour un fonctionnement en ca ou en cc Remarque : L'étiquette n'indique pas les valeurs nominales des entrées logiques. L'équipement P34X dispose d'entrées logiques toutes tensions à opto-coupleurs. Elles peuvent être programmées en fonction de la tension nominale de la batterie du circuit dans lequel elles sont utilisées. Voir 'Entrées logiques toutes tensions' du chapitre 'Logiciel embarqué' P34x/FR FD pour de plus amples informations sur les spécifications des entrées logiques. Remarque : Les entrées à opto-coupleur supportent une tension maximum d'entrée de 300 V quel que soit le réglage. Après vérification de la compatibilité des valeurs nominales, raccordez une source auxiliaire externe de puissance correspondant aux valeurs indiquées sur l'étiquette. Voir les schémas de raccordement au chapitre Installation (P34x/FR IN) pour les pour les informations complètes, et s'assurer que les polarités correctes sont respectées en cas d'alimentation CC. 1.4 Introduction aux interfaces utilisateur et aux options de réglage L’équipement possède les interfaces utilisateur suivantes : • L’interface utilisateur de la face avant via l’écran à cristaux liquides et le clavier • Le port en face avant supportant la communication Courier • Le port arrière acceptant un des protocoles suivants : Courier, CEI 60870-5-103, Modbus ou DNP3.0. Le protocole du port arrière doit être spécifié à la commande de l’équipement. • 2nd port arrière (option) supportant la communication Courier Clavier/ Ecran Courier MODBUS Affichage et modification de tous les réglages • • • État des signaux d’E/S numérique • • Affichage/extraction des mesures • Affichage/extraction des enregistrements de défauts • Extraction des enregistrements de perturbographie CEI 60870-5103 DNP3.0 • • • • • • • • • • • • • • GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-8 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Clavier/ Ecran Réglages des schémas logiques programmables Courier MODBUS CEI 60870-5103 DNP3.0 • • • Réinitialisation des enregistrements de défauts et d’alarmes • • • Acquittement des enregistrements de défauts et d’événements • • • • • • • • • • • Synchronisation horaire • Contrôle - Commande • Tableau 1 Informations de mesure et réglages de l'équipement disponibles en fonction de l'interfaces utilisée GS 1.5 Structure du menu Le menu est organisé selon une structure en tableau. Chaque réglage correspond à une cellule. L’accès à une cellule s’effectue par référence à une adresse indiquant la position de la ligne et de la colonne. Les réglages sont disposés de sorte que chaque colonne contienne les réglages afférents. Par exemple, tous les réglages de perturbographie se trouvent dans la même colonne. Comme l’indique la figure 4, la 1ère cellule de chaque colonne contient son titre et décrit les réglages contenus dans cette colonne. Le passage d’une colonne à une autre ne s’effectue qu’au niveau du titre de la colonne. La base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD) présente la liste de tous les réglages de menu. En-tête de colonne Au delà de 4 groupes de réglage de protection Données système Visu. enregistrem. Max I Défaut terre Max I Défaut terre Max I Défaut terre Max I Défaut terre Colonne es système Contrôle & support Figure 3: Groupe 1 Groupe 2 Groupe 3 Groupe 4 P0106FRa Structure du menu Les réglages du menu sont répartis en trois catégories : réglages de protection, réglages de perturbographie ou réglages système (C&S). Les nouveaux réglages système sont mémorisés et utilisés par l’équipement dès leur saisie. Les nouveaux réglages de protection et de perturbographie sont mémorisés dans un module provisoire. L'équipement active l’ensemble des nouveaux réglages en même temps, après confirmation que les nouveaux réglages doivent être adoptés. Cette technique permet de renforcer la sécurité, en assurant que tous les changements de réglages effectués au sein du même groupe de protection prennent effet en même temps. Prise en mains MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.5.1 P34x/EN GS/B76 (GS) 3-9 Réglages de protection Les réglages de protection englobent les réglages suivants : • Réglages des éléments de protection • Réglages de schéma logique Il existe quatre groupes de réglages de protection. Chaque groupe contient les mêmes cellules de réglage. Un groupe de réglages de protection est sélectionné comme étant le groupe actif et est utilisé par les éléments de protection. 1.5.2 Réglages de perturbographie Les réglages englobent le moment du démarrage et la durée d’enregistrement, la sélection des signaux analogiques ou logiques à enregistrer, ainsi que les signaux provoquant le démarrage de l’enregistrement. 1.5.3 Réglages système Ces réglages englobent : • Les réglages de configuration de l’équipement • L'ouverture/la fermeture du disjoncteur (peut différer selon le type et le modèle d'équipement) • Les réglages de rapports de transformation des TT et TC • Réinitialisation des LEDs • Le groupe actif de réglages de protection • Le mot de passe et les réglages de langue • Les réglages de commande et de supervision du disjoncteur (peuvent différer selon le type et le modèle d'équipement) • Réglages liés à la communication • Les réglages de mesure • Les réglages d’enregistrements d’événements et de défauts • Les réglages de l’interface utilisateur • Les réglages de mise en service GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-10 1.6 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection par mot de passe La structure de menu comporte trois niveaux d’accès. Le niveau d’accès activé détermine les réglages de l’équipement pouvant être changés. Il est contrôlé par la saisie de deux mots de passe différents. Les niveaux d’accès sont résumés dans le tableau 2. Régler la cellule "Ctrl. Mot Passe" sur GS 0 1 2 (Par défaut) Tableau 2 La cellule "Niveau d'accès" affiche 0 1 2 (Par défaut) Opérations Type de mot de passe requis Lecture Accès à tous les réglages, à toutes les alarmes, à tous les enregistrements d’événements et à tous les enregistrements de défaut. Aucun Exécuter Commandes de contrôle, par exemple : Fermeture/ouverture de disjoncteur. Réinitialisation des conditions de défaut et d’alarme. Réinitialisation des diodes Effacement des enregistrements d’événements et de défauts Mot de passe de niveau 1 Edition Tous les autres réglages. Mot de passe de niveau 2 Lecture Accès à tous les réglages, à toutes les alarmes, à tous les enregistrements d’événements et à tous les enregistrements de défaut. Aucun Exécuter Commandes de contrôle, par exemple : Fermeture/ouverture de disjoncteur. Réinitialisation des conditions de défaut et d’alarme. Réinitialisation des diodes Effacement des enregistrements d’événements et de défauts Aucun Edition Tous les autres réglages. Mot de passe de niveau 2 Lecture Accès à tous les réglages, à toutes les alarmes, à tous les enregistrements d’événements et à tous les enregistrements de défaut. Aucun Exécuter Commandes de contrôle, par exemple : Fermeture/ouverture de disjoncteur. Réinitialisation des conditions de défaut et d’alarme. Réinitialisation des diodes Effacement des enregistrements d’événements et de défauts Aucun Edition Tous les autres réglages. Aucun Prise en mains MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/EN GS/B76 (GS) 3-11 Chaque mot de passe doit comporter 4 caractères en lettres majuscules. Le réglage par défaut des deux mots de passe est AAAA. Chaque mot de passe peut être modifié par l’utilisateur après avoir été préalablement saisi correctement. La saisie du mot de passe s’effectue soit à l’invite en cas de tentative de changement de réglage, soit en sélectionnant la cellule “Mot de passe” de la colonne DONNÉES SYSTÈME du menu. Le niveau d’accès est activé de manière indépendante pour chaque interface, donc, si l’accès au niveau 2 est activé pour le port de communication arrière, l’accès en face avant reste au niveau 0 à moins que le mot de passe correspondant ne soit saisi sur la face avant. Le niveau d’accès activé par la saisie du mot de passe est bloqué de manière indépendante pour chaque interface, à l’issue d’une période d’inactivité, pour revenir sur le niveau par défaut. En cas de perte de mot de passe, contacter Schneider Electric avec le numéro de série de l’équipement et un mot de passe de secours pourra être fourni. Pour déterminer quel est le niveau d'accès courant autorisé pour une interface, sélectionner DONNÉES SYSTÈME > Niveau d'accès. Le niveau d'accès pour l'interface utilisateur (IU) en face avant de l'équipement est l'une des options d'affichage par défaut. Il est possible de régler le niveau d’accès au menu par défaut sur le niveau 1 ou sur le niveau 2, au lieu du niveau 0. La saisie du mot de passe n’est pas nécessaire pour accéder au niveau par défaut du menu. Si le niveau 2 est réglé comme niveau d’accès par défaut, aucun mot de passe n’est alors nécessaire pour changer tout réglage de l’équipement. Le niveau d'accès par défaut au menu se configure dans la cellule DONNEES SYSTEME > Ctrl. mot passe. 1.7 Configuration de l’équipement L’équipement est un dispositif multi-fonctions supportant de nombreuses fonctions différentes de protection, de contrôle et de communication. Afin de simplifier la configuration de l’équipement, la colonne des réglages de configuration sert à activer ou à désactiver un grand nombre de fonctions de l’équipement. Les réglages associés à toute fonction désactivée ne sont pas indiqués dans le menu. Pour désactiver une fonction, il suffit de changer la cellule correspondante dans la colonne CONFIGURATION en passant de Activé à Désactivé. La colonne CONFIGURATION contrôle lequel des quatre groupes de réglages de protection est actif dans la cellule “Réglages actifs”. Un groupe de réglages de protection peut également être acquitté dans la colonne CONFIGURATION, à condition qu’il ne s’agisse pas du groupe actif en cours. De même, un groupe de réglage acquitté ne peut pas être défini comme groupe actif. GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-12 1.8 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Interface utilisateur de la face avant (clavier et écran LCD) Lorsque le clavier est exposé, il permet d’accéder complètement aux options de menu de l’équipement, avec les informations affichées sur l’écran LCD. Les flèches , , et sont utilisées pour parcourir le menu et pour changer les valeurs de réglage. Elles sont dotées d’une fonction de répétition automatique, c’est-à-dire que l’opération correspondant à la flèche se répète automatiquement si la touche reste enfoncée. Cela permet d’accélérer la navigation dans le menu et les changements de valeurs de réglage. L’accélération est proportionnelle à la durée pendant laquelle la touche reste enfoncée. Fréquence du système Autres affichages par défaut Tension triphasée Messages d’alarme Date et heure GS C C Colonne 1 données système Colonne 2 visualisation des enregistrements Donnée 1.1 Langue Donnée 2.1 Dernier enregistrement Autres en-têtes de colonne Colonne n Groupe 4 Max I Donnée n.1fonction I>1 C Donnée 1.2 Mot de passe Donnée 2.2 Heure et date Remarque: la touche C permet de revenir sur l'en-tête de colonne Donnée n.2directionnel I>1 à partir de toute cellule du menu Autres cellules de réglage dans la colonne 1 Autres cellules de réglage dans la colonne 2 Autres cellules de réglage dans la colonne n Donnée 1.n Mot de passe de niveau 2 Donnée 2.n Tension C - A Donnée n.nangle caract. I> P0105FRa Figure 4: 1.8.1 Interface utilisateur de la face avant Affichage par défaut et temporisation de désactivation du menu Le menu de la face avant comporte un affichage par défaut. Pour le modifier, sélectionner CONFIG MESURES > Affich. par déf. Les options suivantes peuvent être sélectionnées : • Date et heure • Description de l’équipement (définie par l'utilisateur) • Référence du poste (définie par l'utilisateur) • Fréquence du réseau • Tension triphasée • Courants 3 phases + neutre • puissance • Niveau d’accès Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (GS) 3-13 Il est également possible, à partir de l’affichage par défaut, de visualiser les autres options d'affichage par défaut à l'aide des touches et . En l'absence d'activité du clavier pendant une période de 15 minutes, l’affichage par défaut retourne au réglage antérieur, et le rétroéclairage de l'écran LCD s'éteint. Tous les changements de réglages n’ayant pas été confirmés au préalable sont perdus et les valeurs de réglage d’origine sont maintenues. En présence d’une alarme annulée dans l’équipement (par exemple : enregistrement de défaut, alarme de protection, alarme de contrôle, etc.), l’affichage par défaut est remplacé par : Alarmes/Défauts Présent Pour entrer dans la structure du menu de l’équipement à partir de l’affichage par défaut même si le message Alarmes/Défauts Présent est affiché. 1.8.2 Navigation dans les menus et lecture des réglages Utiliser les quatre touches fléchées pour naviguer dans le menu, en suivant la structure indiquée à la figure 5. 1.8.3 1. A partir de l'affichage par défaut, appuyer sur la touche pour afficher l'en-tête de la première colonne. 2. Pour sélectionner l’en-tête de colonne souhaitée, utiliser les flèches et . 3. Pour visualiser les données de réglages de la colonne, utiliser les flèches et . 4. Pour revenir à l’en-tête de la colonne, maintenir la touche enfoncée ou presser la touche d’effacement une fois. Il n’est possible de passer d’une colonne à l’autre qu’au niveau de l’en-tête des colonnes. 5. Pour revenir à l’affichage par défaut, appuyer sur la touche ou sur la touche d’effacement à partir de tout en-tête de colonne. Il n’est pas possible de passer directement d’une cellule de colonne à l’affichage par défaut en utilisant la fonction de répétition automatique sur la touche , dans la mesure où le défilement s’arrête au niveau de l’en-tête de colonne. 6. Appuyer sur de nouveau pour revenir à l'affichage par défaut. Navigation dans le menu "HOTKEY" 1. Pour accéder au menu HOTKEY à partir de l'affichage par défaut, presser la touche située sous le mot HOTKEY affiché. 2. Une fois dans le menu Hotkey, utiliser les touches et pour faire défiler les différentes options, puis les touches d'accès direct pour piloter la fonction affichée. Si aucune des touches ou n'est pressée dans les 20 secondes qui suivent l'entrée dans un sous-menu Hotkey, l'équipement rétablit l'affichage par défaut. 3. Presser la touche d'effacement pour revenir au menu par défaut à partir de n'importe quelle page du menu Hotkey. L'agencement d'une page type du menu Hotkey est le suivant : • La ligne du haut donne le contenu des cellules précédente et suivante pour faciliter la navigation dans le menu • La ligne du centre donne la fonction • La ligne du bas donne les options attribuées aux touches d'accès direct Les fonctions disponibles dans le menu Hotkey sont répertoriées ci-dessous : GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-14 1.8.3.1 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Choix du groupe de réglages Pour sélectionner le groupe de réglages, faire défiler les groupes disponibles à l'aide de GrpSuiv ou presser la touche sous le texte Select pour choisir le groupe de réglages affiché. Quand la touche Select est enfoncée, le réglage courant est affiché pendant 2 secondes, puis les options GrpSuiv ou Select réapparaissent. Pour sortir du sous-menu, utiliser les touches fléchées gauche et droite. Pour de plus amples informations, se reporter à la section Changement de groupe de réglages du chapitre Exploitation (P34x/FR OP). 1.8.3.2 Contrôle entrées – fonctions affectables par l'utilisateur Les entrées de commande sont des fonctions affectables par l'utilisateur (USR ASS). Utiliser la colonne CONF CTRL ENTREE pour configurer le nombre de fonctions USR ASS affichées dans le menu Hotkey. Pour réinitialiser les entrées choisies, utiliser le menu Hotkey. GS Pour de plus amples informations, se reporter à la section Entrées de commande du chapitre Exploitation (P34x/FR OP). 1.8.3.3 Commande du disjoncteur La fonction de la commande du disjoncteur varie d'un équipement Px40 à un autre (la commande du disjoncteur est incluse dans la P341 mais pas dans les P342/3/4/5). Pour une description détaillée de la commande DJ via le menu Hotkey, se reporter à la section “Commande du disjoncteur” du chapitre Exploitation (P34x/FR OP). Affich. par défaut MiCOM Px40 RACCOURCI CDE DJ (Cf. Commande DJ dans Notes d'applications) <AFCT UTIL GRPE RÉG> MENU RACCOURCIS SORTIE AFCT UTIL1> <GRPE RÉG AFCT UTIL2> <AFCT UTIL1 AFCT UTILX> <AFCT UTIL2 GROUPE DE RÉGLAGES 1 <MENU ENTRÉE COMMANDE 1 ENTRÉE COMMANDE 2 ENTRÉE COMMANDE 2 SORTIE SORTIE GRPE SUIVANT <MENU SÉLECT AFCT UTIL1> GROUPE DE RÉGLAGES 2 NXT GRP Ecran de confirmation affiché pendant 2s <MENU SORTIE <MENU AFCT UTIL1> SÉLECTIONÉ AFCT UTIL2> ENTRÉE COMMANDE 1 ON SÉLECT GROUPE DE RÉGLAGES 2 ON <MENU AFCT UTIL2> ENTRÉE COMMANDE 1 OFF SORTIE ON MENU> ON Ecran de confirmation affiché pendant 2s NOTE: La toute <<SORTIE>> renvoie l'utilisateur à l'écran du menu des raccourcis P1246FRa Figure 5: Navigation dans le menu Hotkey Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.8.4 (GS) 3-15 Saisie du mot de passe 1. Si un mot de passe est requis pour éditer un réglage, le message Mot de passe ? est affiché. Mot de passe ? **** Niveau 1 2. Le curseur clignote pour indiquer le champ du caractère du mot de passe pouvant être changé. Presser les touches et pour changer chaque caractère entre A et Z. 3. Utiliser les flèches et pour déplacer le curseur entre les caractères du mot de passe. Pour confirmer le mot de passe, appuyer sur la touche entrée . Si la saisie du mot de passe est incorrecte, le message Mot de passe ? est affiché de nouveau. Si la saisie du mot de passe est correcte, un message s’affiche indiquant que le mot de passe correct est saisi et précisant le niveau d’accès autorisé. Si ce niveau est suffisant pour éditer le réglage sélectionné, l’affichage revient alors sur la page de réglage pour permettre la poursuite de l’édition. Si le niveau correct de mot de passe n’a pas été saisi, la page d’invite de saisie du mot de passe est affichée de nouveau. 1.8.5 4. Pour sortir de cette invite, presser la touche d’effacement . Alternativement, saisir le mot de passe à l'aide de DONNEES SYSTEME > Mot de passe. Si le clavier est inactif pendant 15 minutes, l’accès protégé par mot de passe de l'interface utilisateur en face avant revient sur le niveau d’accès par défaut au bout de 15 minutes d’inactivité du clavier. 5. Pour réinitialiser manuellement la protection par mot de passe sur le niveau par défaut, sélectionner la cellule DONNEES SYSTEME > Mot de passe puis appuyer sur la touche d'effacement au lieu de saisir un mot de passe. Lecture et acquittement des messages d’alarme et des enregistrements de défauts La présence d’un ou de plusieurs messages d’alarme est indiquée sur l’affichage par défaut et par le clignotement de la diode d’alarme jaune. Les messages d’alarme peuvent être à réinitialisation automatique ou à verrouillage, auquel cas ils doivent être effacés manuellement. 1. Pour visualiser les messages d'alarme, appuyer sur la touche c de lecture. Lorsque toutes les alarmes ont été visualisées sans être effacées, la diode d’alarme cesse de clignoter et reste allumée en permanence. Le dernier enregistrement de défaut est également affiché (s’il y en a un). 2. Parcourir les pages du dernier enregistrement à l'aide de la touche c. Lorsque toutes les pages de l’enregistrement de défaut ont été visualisées, l’invite suivante s’affiche : Touche C pour effacer alarmes 3. Pour acquitter tous les messages d’alarme, appuyer sur la touche . Pour l’affichage de présence d’alarmes/défauts sans acquittement des alarmes, appuyer sur c. 4. En fonction des réglages de configuration de mot de passe, il peut s’avérer nécessaire de saisir un mot de passe avant d’acquitter les messages d’alarme. Voir le paragraphe 1.6 - Protection par mot de passe. 5. Lorsque les alarmes sont toutes effacées, la LED jaune d’alarme s’éteint, tout comme la LED rouge de déclenchement si elle était allumée à la suite d’un déclenchement. 6. Pour accélérer la procédure, afficher les alarmes à l'aide de la touche c, puis presser la touche . Cette action affiche directement l'enregistrement de défaut. Appuyer sur de nouveau pour passer directement à l’invite de réinitialisation d’alarme. Appuyer de nouveau sur la touche pour effacer toutes les alarmes. GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-16 1.8.6 GS MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Changements de réglages 1. Pour modifier la valeur d'un réglage, afficher la cellule correspondante dans le menu, puis appuyer sur la touche entrée . pour changer la valeur de la cellule. Un curseur clignote sur l'écran LCD pour indiquer que la valeur peut être changée. Si un mot de passe est requis pour éditer la valeur d'une cellule, le message Mot de passe ? est affiché. 2. Pour changer la valeur du réglage, appuyer sur la touche ou la touche . Si le réglage à changer est une valeur binaire ou une chaîne de caractères, il faut d’abord sélectionner le premier bit ou le premier caractère à modifier, en utilisant les touches et . 3. Appuyer sur pour confirmer la nouvelle valeur de réglage ou sur la touche d'effacement pour l'annuler. Le nouveau réglage est automatiquement annulé s'il n'est pas confirmé dans les 15 secondes. 4. Pour les réglages de groupe de protection et pour les réglages de perturbographie, les changements doivent être confirmés avant que l’équipement ne puisse les utiliser. Pour cela, lorsque tous les changements nécessaires ont été saisis, revenir au niveau de l’en-tête de colonne et appuyer sur la touche . Avant de revenir sur l’affichage par défaut, l’invite suivante s’affiche : MAJ Paramètres ? Entrée/Acquitter 5. Appuyer sur pour accepter les nouveaux réglages ou sur la touche d'effacement pour les annuler. Remarque : Les valeurs de réglage sont également éliminées si la temporisation du menu s’écoule avant la validation des changements de réglage. Les réglages de système et de contrôle sont mis à jour immédiatement dès qu’ils sont saisis, sans que l’invite MAJ Paramètres ? ne s’affiche. Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.9 (GS) 3-17 Interface utilisateur du port de communication avant Le port de communication frontal est un connecteur femelle de type D à 9 broches situé sous le volet inférieur. Il fournit une liaison de communication série EIA(RS)232 à un PC distant de jusqu'à 15 m, voir figure 7. Ce port ne prend en charge que le protocole de communication Courier. Courier est le langage de communication développé par Schneider Electric pour permettre la communication avec sa gamme d’équipements de protection. Le port frontal est conçu pour une utilisation avec le programme de configuration MiCOM S1 Studio. Il s’agit d’un progiciel fonctionnant sous WindowsTM 2000 ou XP. Equipement Micom Ordinateur portable GS SK 2 Port d'essai à 25 broches Batterie Port face avant à 9 broches Port série de communication (COM 1 ou COM 2) Port série RS232 (distance maximale de 15m) Figure 6: P0107FRb Connexion de port avant L’équipement est un dispositif de communication de données (DCE - Data Communication Equipment). L'affectation des broches sur le port à 9 broches en face avant est la suivante : N° de broche Description 2 Tx Emission de données 3 Rx Réception de données 5 Point commun 0 V Connexions du port série de l'équipement Aucune broche n’est connectée dans l’équipement. L’équipement doit être branché sur le port série COM1 ou COM2 d’un micro-ordinateur. Les micro-ordinateurs sont normalement des terminaux de données (DTE - Data Terminal Equipment) possédant une connexion de broches de port série disposée comme suit (en cas de doute, contrôler le manuel du microordinateur) : N° de broche 25 broches 9 broches Description 2 3 2 Rx Réception de données 3 2 3 Tx Émission de données 5 7 5 Point commun 0 V Connexions du port série du PC Pour assurer la réussite de la communication de données, raccorder la broche Tx de la protection à la broche Rx du PC, et la broche Rx de la protection à la broche Tx du PC. Normalement, un câble série droit est requis, avec la broche 2 raccordée à la broche 2, la broche 3 à la broche 3 et la broche 5 à la broche 5. Remarque : Une cause commune de difficultés avec les communications série est la connexion de Tx sur Tx et de Rx sur Rx. Cela risque de se produire si un câble série croisé est utilisé, reliant la broche 2 à la broche 3 et la broche 3 à la broche 2. Cela risque également de se produire si le micro-ordinateur dispose de la même configuration de broches que l’équipement. Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-18 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Figure 7: Connexion de signaux micro-ordinateur-équipement Une fois effectué le raccordement physique entre l’équipement et le micro-ordinateur, les réglages de communication du micro-ordinateur doivent être configurés pour correspondre à ceux de l’équipement. Le tableau suivant montre les réglages de communication pour le port en face avant. GS Protocole Courier Vitesse 19 200 bps Adresse Courier 1 Format de message 11 bits - 1 bit de départ, 8 bits de données, 1 bit de parité (parité paire), 1 bit d’arrêt Réglages du port en face avant de l’équipement Si aucune communication n'utilise le port frontal pendant 15 minutes, le niveau d’accès par mot de passe activé est annulé. 1.9.1 Port Courier en face avant Le port EIA(RS)232 en face avant prend en charge le protocole Courier pour les liaisons directes de poste à poste. Il est conçu pour une utilisation pendant les phases d’installation et de maintenance ou mise en service. Il ne permet pas d’assurer une liaison permanente. Dans la mesure où cette interface n’est pas utilisée pour relier l’équipement à un système de communication d’un poste électrique, les fonctions Courier suivantes ne sont pas utilisées. Télé-relève automatique des enregistrements d’événements : • L’octet État Courier ne supporte pas l’indicateur d’événement • Les commandes envoi ou d'acceptation d’événement ne sont pas mises en œuvre Télé-relève automatique des enregistrements de perturbographie : • L’octet État Courier ne supporte pas l’indicateur de perturbographie Couche de réponse occupée : • L’octet État Courier ne supporte pas l’indicateur occupé, la seule réponse à une demande doit être l’information définitive Adresse fixe : • L’adresse du port Courier face avant est toujours 1, la commande de changement d’adresse de l’équipement n’est pas prise en charge. Vitesse de transfert fixe : • 19 200 bps Remarque : Bien que la télé-relève automatique des enregistrements d’événements et de perturbographie ne soit pas prise en charge, il reste possible d’accéder manuellement à ces informations par l’intermédiaire du port face avant. Prise en mains P34x/EN GS/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.10 (GS) 3-19 Principes de base des communications avec le logiciel MiCOM S1 Studio Le port frontal de communication EIA(RS)232 est conçu pour une utilisation avec le programme de configuration MiCOM S1 Studio. Ce logiciel fonctionne sous WindowsTM 2000, XP ou Vista. C'est le logiciel de gestion universel des IED MiCOM. Il fournit aux utilisateurs un accès direct à toutes les données enregistrées dans n'importe quel IED MiCOM. MiCOM S1 fournit un accès complet aux équipements : 1.10.1 • Protections MiCOM Px10, Px20, Px30, Px40, Gammes Modulex, K et L • Centrales de mesure MiCOM Mx20 Configuration minimale du micro-ordinateur Pour utiliser MiCOM S1 Studio sur un PC, les caractéristiques minimales suivantes sont recommandées. Au minimum • Processeur 1 GHz • RAM 256 MO • WindowsTM 2000 • Résolution 800 x 600 x 256 couleurs • 1 GO d'espace libre sur le disque dur Recommandé • Processeur 2 GHz • RAM 1 GO • WindowsTM XP • Résolution 1024 x 768 • 5 GO d'espace libre sur le disque dur Microsoft WindowsTM Vista • Processeur 2 GHz • RAM 1 GO • 5 GO d'espace libre sur le disque dur • MiCOM S1 Studio doit être lancé à partir d'un accès "Administrateur" Connexion à un équipement P34x avec le logiciel MiCOM S1 Studio Ce paragraphe est un guide de familiarisation rapide à l'utilisation de MiCOM S1 Studio et suppose que le logiciel est installé sur votre PC. Pour de plus amples détails, reportez-vous à l'aide en ligne de MiCOM S1 Studio. 1. S'assurer que le câble série EIA(RS)232 est correctement connecté entre le port EIA(RS)232 en face avant de l'équipement et le PC. Voir paragraphe 1.6 - Protection par mot de passe. 2. Pour lancer MiCOM S1 Studio, sélectionner Programmes > Schneider Electric > MiCOM S1 Studio > MiCOM S1 Studio. 3. Cliquer sur l'onglet Connexion rapide et sélectionner Créer un nouveau système. 4. Vérifier que le chemin du fichier système est correct, puis saisir le nom du système dans le champ Nom. S'il est nécessaire d'ajouter une description courte du système, utiliser le champ Commentaire. 5. Cliquer sur OK. GS Prise en mains P34x/EN GS/B76 (GS) 3-20 1.10.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 6. Sélectionner le type d'équipement. 7. Sélectionner le port de communication. 8. Une fois la connexion établie, sélectionner la langue du fichier de réglages, le nom de l'équipement, puis cliquer sur Finir. La configuration est actualisée. 9. Dans la fenêtre Studio Explorer, sélectionner périphérique pour piloter l'équipement directement. Périphérique > Superviser Utilisation de MiCOM S1 Studio en mode déconnecté MiCOM S1 peut aussi être utilisé en mode déconnecté pour préparer les réglages sans accéder à l’équipement. GS 1. Pour créer un nouveau système dans Studio Explorer, sélectionner Créer un nouveau système. Puis cliquer avec le bouton droit sur le nouveau système et sélectionner Créer un nouveau poste électrique. 2. Cliquer avec le bouton droit sur le nouveau poste et sélectionner Créer un nouveau niveau de tension. 3. Puis cliquer avec le bouton droit sur le nouveau niveau de tension et sélectionner Créer une nouvelle baie. 4. Puis cliquer avec le bouton droit sur la nouvelle baie (tranche) et sélectionner Nouveau périphérique. Il est possible d'ajouter un équipement à n'importe quel niveau, qu'il s'agisse du réseau, du poste électrique, du niveau de tension ou de la tranche. 5. Sélectionner un type d'équipement dans la liste, puis saisir le type d'équipement, tel que P645. Cliquer sur Suivant. 6. Saisir le numéro de modèle complet et cliquer sur Suivant. 7. Sélectionner la Langue et le Modèle, puis cliquer sur Suivant. 8. Saisir un nom de périphérique unique, puis cliquer sur Finir. 9. Cliquer avec le bouton droit sur le dossier Paramètres et sélectionner Nouveau fichier. Un fichier 000 par défaut est ajouté. 10. Cliquer avec le bouton droit sur le fichier 000 et sélectionner Ouvrir. Il est maintenant possible d'éditer les réglages. Pour de plus amples détails, reportez-vous à l'aide en ligne de MiCOM S1 Studio. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 ST RÉGLAGES Date : Indice matériel : Version logicielle : Schémas de raccordement : 7 juillet 2008 J (P342/3/4) K (P345) A (P391) 33 10P342xx (xx = 01 à 17) 10P343xx (xx = 01 à 19) 10P344xx (xx = 01 à 12) 10P345xx (xx = 01 à 07) 10P391xx (xx = 01 à 02) P34x/FR ST/B76 Prise en mains MiCOM P342, P343, P344, P345 ST Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (ST) 4-1 SOMMAIRE (ST) 41. RÉGLAGES 3 1.1 Configuration des réglages de l’équipement 3 1.2 Réglages de protection 7 1.2.1 Configuration Système 7 1.2.2 Protection de puissance (32R/32O/32L) 8 1.2.3 Protection contre une perte d’excitation (40) 9 1.2.4 Protection thermique de courant inverse (46T) 11 1.2.5 Protection de secours du réseau 11 1.2.6 Protection à maximum de courant phase (50/51/46OC) 13 1.2.7 Protection contre les surcharges thermiques (49) 16 1.2.8 Protection différentielle de l'alternateur (87) 16 1.2.9 Protection contre les défauts à la terre (50N/51N) 17 1.2.10 Défaut terre rotor (64R) 18 1.2.11 Protection terre sensible/terre restreinte (50N/51N/67N/67W/64) 19 1.2.12 Protection à maximum de tension résiduelle (déplacement de tension du neutre) (59N) 21 1.2.13 Protection 100% masse stator (27TN/59TN/64S) 23 1.2.14 Protection contre le flux excessif V/Hz (24) 25 1.2.15 Protection contre la mise sous tension accidentelle de la machine à l'arrêt (50/27) 27 1.2.16 Protection de tension (27/59/47) 27 1.2.17 Protection de fréquence (81U/81O/81AB) 30 1.2.18 Protection thermique à sonde de température (RTD) 33 1.2.19 Fonction de protection contre les défaillances de disjoncteur et contre les minima de courant (50BF) 34 1.2.20 Supervision (STP et STC) 35 1.2.21 Protection de puissance sensible (32R/32O/32L) 37 1.2.22 Protection contre le glissement des pôles (78) 38 1.2.23 Libellés Entrées 40 1.2.24 Libellés Sorties 40 1.2.25 Libellés RTD 41 1.2.26 Entrées et sorties analogiques (boucle de courant) 41 1.3 Réglages système 45 1.3.1 Données système 45 1.3.2 Visualisation des enregistrements 48 1.3.3 Mesures 1 50 1.3.4 Mesures 2 51 1.3.5 Mesures 3 52 1.3.6 Condition de disjoncteur 54 1.3.7 Commande de disjoncteur 55 ST P34x/FR ST/B76 (ST) 4-2 ST Réglages MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.3.8 Date et heure 55 1.3.9 Rapports TC/TP 57 1.3.10 Contrôle des enregistrements 58 1.3.11 Réglages de perturbographie 59 1.3.12 Configuration des mesures 60 1.3.13 Port de communication 61 1.3.14 Essais de mise en service 64 1.3.15 Surveillance des conditions d'utilisation des disjoncteurs 66 1.3.16 Configuration des entrées logiques 67 1.3.17 Configuration des entrées de commande 68 1.3.18 Touches de fonction 68 1.3.19 Libellés des entrées de commande 69 1.3.20 Configurateur d'IED (pour la configuration CEI 61850) 70 Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1. (ST) 4-3 RÉGLAGES Les équipements P342/3/4/5 doivent être configurés en fonction du système et de l’application en effectuant les réglages appropriés. L’ordre dans lequel les réglages sont indiqués et décrits dans ce chapitre correspond aux réglages de protection, aux réglages de commande et de configuration puis aux réglages de perturbographie (voir chapitre P34x/FR GS pour l’organigramme détaillé des menus de l’équipement). L’équipement est livré avec des réglages par défaut configurés en usine. 1.1 Configuration des réglages de l’équipement L’équipement est un dispositif multifonctions supportant de nombreuses fonctions différentes de protection, de contrôle et de communication. Afin de simplifier la configuration de l’équipement, la colonne des réglages de configuration sert à activer ou à désactiver un grand nombre de fonctions de l’équipement. Les réglages associés à toute fonction désactivée sont rendus invisibles, c’est-à-dire qu’ils ne sont pas montrés dans le menu. Pour désactiver une fonction, il suffit de changer la cellule correspondante dans la colonne CONFIGURATION en passant de 'Activé' à 'Désactivé'. La colonne CONFIGURATION contrôle lequel des quatre groupes de réglages de protection est actif dans la cellule “Réglages actifs”. Un groupe de réglages de protection peut également être désactivé dans la colonne CONFIGURATION, à condition qu’il ne s’agisse pas du groupe actif en cours. De même, un groupe de réglage désactivé ne peut pas être défini comme groupe actif. La colonne CONFIGURATION permet également de copier toutes les valeurs de réglage d’un groupe de réglages de protection vers un autre groupe. Pour cela, il faut d’abord régler la cellule 'Cop. à partir de' sur le groupe de protection d’origine avant de régler la cellule 'Copier vers' sur le groupe de protection cible. Les réglages copiés sont initialement placés dans une mémoire tampon provisoire et ne sont utilisés par l’équipement qu’après confirmation. Pour rétablir les valeurs par défaut des réglages de tout groupe de réglages de protection, régler la cellule "Conf. Par Défaut." sur le numéro du groupe correspondant. De même, il est possible de régler la cellule "Conf. Par Défaut." sur 'Tous Paramètres' pour rétablir les valeurs par défaut sur tous les réglages de l’équipement, sans se limiter aux réglages des groupes de protection. Les réglages par défaut sont initialement placés dans un module provisoire et ne sont utilisés par l’équipement qu’après confirmation de leur validité. Il convient de remarquer que le rétablissement des valeurs par défaut sur tous les réglages s’applique également aux réglages du port de communication arrière. Cela risque d’affecter les communications sur le port arrière si les nouveaux réglages par défaut ne correspondent pas à ceux de la station maître. Libellé du menu Conf. Par Défaut Paramétrage par défaut Pas d'opération Réglages disponibles Pas de fonctionnement Tous Paramètres Groupe Réglages 1 Groupe Réglages 2 Groupe Réglages 3 Groupe Réglages 4 Réglage visant à restaurer les valeurs d'usine par défaut d’un groupe de réglages. Groupe Réglages Sélect. par Menu Sélect. par Menu Sélect. par PSL Permet de changer le groupe de réglages au moyen de 2 signaux DDB par l’intermédiaire de la configuration logique programmable (PSL) ou du Menu. Réglages actifs Groupe 1 Groupe 1, Groupe 2, Groupe 3, Groupe 4 Sélectionne le groupe de réglages actif. Enreg. Modif. Pas d'opération Enregistre tous les réglages de l’équipement. Pas d'opération, Enregistrer, Annuler ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-4 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Cop. à partir de Paramétrage par défaut Groupe 1 Réglages disponibles Groupe 1, 2, 3 ou 4 Permet de copier les réglages affichés à partir du groupe de réglages sélectionné. Copier vers Pas d'opération Pas d’opération Groupe 1, 2, 3 ou 4 Permet de copier les réglages affichés vers le groupe de réglages sélectionné. (prêt à coller). Grpe Réglages 1 Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive les réglages du Groupe 1. Si le groupe de réglages est désactivé dans la configuration, tous les réglages et signaux associés sont masqués, à l'exception de ce paramètre. (coller). ST Grpe Réglages 2 (comme ci-dessus) Désactivé Activé ou Désactivé Grpe Réglages 3 (comme ci-dessus) Désactivé Activé ou Désactivé Grpe Réglages 4 (comme ci-dessus) Désactivé Activé ou Désactivé Config System Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Config System’ visible plus loin dans le menu des réglages de l’équipement. Puissance Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection de puissance triphasée, retour de puissance / faible puissance aval / maximum de puissance. ANSI 32R/32LFP/32O. Perte Excitation Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre les pertes d’excitation. ANSI 40. Therm. Inverse Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection thermique à courant inverse. ANSI 46T. Secours système Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection de secours de réseau, protection à minimum d’impédance, maximum de courant dépendant de la tension / à retenue de tension. ANSI 51V/21. Max I Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection à maximum de courant de phase et de protection thermique de courant inverse. ANSI 50/51/67P, 46OC. Surcharge Therm Désactivé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre les surcharges thermiques. ANSI 49. Différentiel gén Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection différentielle d’alternateur. ANSI 87G. Defaut Terre Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre les défauts à la terre. ANSI 50N/51N. Rotor DT Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre les défauts à la terre du rotor. ANSI 64R. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu DTS/DTR/Puis.S. (ST) 4-5 Paramétrage par défaut DTS/DTR Réglages disponibles Désactivé ou DTS/DTR ou Puis. Sens. Active ou désactive la fonction de protection de défaut terre sensible, de défaut terre restreinte ou de puissance sensible (monophasée) (retour de puissance / faible puissance aval / à maximum de puissance). ANSI 50/51/67N, 64, 32R/32LFP/32O. DTN S/T résid Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre les surtensions résiduelles (contre les déplacements de tension du neutre). ANSI 59N. 100% Stator DT Désactivé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection 100% masse stator (Harmonique 3 dans les équipements P343/4/5 et par injection à basse fréquence dans l’équipement P345). ANSI 27TN/59TN (Harmonique 3), 64S (par injection à basse fréquence). V/Hz Désactivé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre le flux excessif. ANSI 24. Machine HT Désactivé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection machine hors tension. ANSI 50/27. Protect. Tension Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre les fluctuations de tension (à minimum/maximum de tension/à maximum de tension inverse). ANSI 27/59/47. Prot Fréquence Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection à minimum/maximum de fréquence. ANSI 81O/U. Entrées RTD Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive les entrées RTD (sonde de température). Défaillance DJ Désactivé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre les défaillances de disjoncteur. ANSI 50BF. Supervision Désactivé Activé ou Désactivé Active ou désactive les fonctions de supervision (STP et STC). ANSI VTS/CTS. GlisP Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de protection contre le glissement de pôles. ANSI 78. Libellés Entrées Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Libellés Entrées’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Libellés Sorties Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Libellés Sorties’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Libellés RTD Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Libellés RTD’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Rapports TC/TP Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Rapports TC/TP’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Contrôle Enreg Invisible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Contrôle Enreg’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-6 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Perturbographie Paramétrage par défaut Invisible Réglages disponibles Invisible ou Visible Rend le menu ‘Perturbographie’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Config Mesures Invisible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Config Mesures’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Réglages Comm Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Réglages Comm’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Il s’agit des réglages associés au 1er et au 2nd port de communication en face arrière. Mise en Service Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Mise en Service’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Val. Paramètres Primaire Primaire ou Secondaire Affecte tous les réglages de protection qui dépendent des rapports de TC et de TP. Controle Entrées Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Contrôle Entrées’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. ST Entrées Analog. Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction d’entrées analogiques (entrées et sorties Boucle de Courant). Sorties Analog. Activé Activé ou Désactivé Active ou désactive la fonction de sorties analogiques (entrées et sorties analogiques). Conf Ctrl Entrée Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Conf Ctrl Entrée’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Etiq Ctrl Entrée Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Etiq Ctrl Entrée’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Accès Direct Activé Activé/Désactivé/Hotkey (P341) /CB Ctrl (P341). Définit les commandes disponibles à l’aide des touches d'accès direct – En Service (Hotkey et fonctions de commande DJ) / Hotkey (sélection des entrées de commande et des groupes de réglages) / CB Ctrl de commande DJ (DJ ouvert/fermé). Touche de Fn Visible Invisible ou Visible Rend le menu ‘Touche de Fn’ visible dans le menu des réglages de l’équipement. Contraste LCD 11 0…31 Règle le contraste de l'écran à cristaux liquides. Pour confirmer l’acceptation du réglage de contraste, et par mesure de précaution additionnelle, l’équipement invite l’utilisateur à appuyer simultanément sur les touches directionnelles droite et gauche au lieu de la touche Entrée en vue d’empêcher la sélection accidentelle d’un contraste qui rende l’écran noir ou vide. Noter que le contraste de l’écran peut être réglé à l’aide du logiciel de configuration S1 via le port de communication en face avant si le contraste est mal réglé et rend l’écran noir ou vide. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.2 (ST) 4-7 Réglages de protection Les réglages de protection incluent tous les éléments suivants qui deviennent actifs une fois activés dans la colonne Configuration de la base de données des menus de l’équipement : − Réglages des éléments de protection. − Réglages de schéma logique. Il existe quatre groupes de réglages de protection. Chaque groupe contient les mêmes cellules de réglage. Un groupe de réglages de protection est sélectionné comme étant le groupe actif et est utilisé par les éléments de protection. Seules les valeurs du groupe 1 sont indiquées ci-dessous. Les réglages sont décrits dans l’ordre où ils sont affichés dans le menu. 1.2.1 Configuration Système La P340 a la possibilité de maintenir le fonctionnement correct de toutes les fonctions de protection même lorsque le générateur fonctionne avec un ordre de phases inversé. Pour ce faire, on utilise des réglages configurables depuis l’interface utilisateur, disponibles pour les quatre groupes de réglages. Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Mini. Maxi. Valeur de pas ST GROUPE 1 : SYSTEM CONFIG Ordre phase Normal ABC ABC standard / ACB Inverse Sans objet Le réglage ‘Ordre phase’ s’applique à un réseau électrique qui dispose d’un ordre de phase permanent ABC ou ACB. Il s’applique également à une inversion de phase temporaire qui affecte tous les TP et TC triphasés. Inverse TP Pas échangé Pas échangé / A-B échangé / C-A échangé Sans objet Les réglages ‘Inverse TP’, ‘Inverse CT1’ et ‘Inverse CT2’ s’utilisent pour les applications dont certaines ou toutes les entrées de tension ou de courant triphasées sont temporairement inversées, telles les centrales de pompage pour stockage. Ils affectent l’ordre de phase des voies analogiques de l’équipement et sont paramétrés pour émuler l’ordre de phase des voies du réseau électrique. Inverse CT1 Pas échangé Pas échangé / A-B échangé / C-A échangé Sans objet Pas échangé Pas échangé / A-B échangé / C-A échangé Sans objet Tel que décrit ci-dessus. Inverse CT2 Tel que décrit ci-dessus. P343/4/5 P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-8 1.2.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection de puissance (32R/32O/32L) La protection de puissance triphasée présente dans l’équipement P342/3/4/5 offre deux seuils de protection. Chaque seuil est sélectionnable individuellement à retour de puissance, maximum de puissance, faible puissance aval ou désactivé. La direction de fonctionnement de la protection de puissance, en aval ou amont, peut être également définie en réglant le mode de fonctionnement. Une fonction de protection à maximum de courant inverse (NPS) existe aussi. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. Valeur de pas GROUPE 1 : PUISSANCE Mode opérate Générateur Générateur, Moteur Mode de fonctionnement de la protection de puissance qui définit la direction aval/amont – Générateur = puissance aval vers le jeu de barre, Moteur = puissance aval vers la machine. Suppose des connexions de TC telles qu’indiquées dans les schémas de raccordement standard. Fonct. puiss. 1 ST Inverse Désactivé, Inverse, Puiss dir basse, Surpuissance Mode de fonctionnement du premier seuil de la fonction de protection de puissance. Réglage –P>1 5 In W (Vn=100/120 V) 1 In W (Vn=100/120 V) 300 In W (Vn=100/120 V) 0.2 In W (Vn=100/120 V) 20 In W (Vn=380/480 V) 4 In W (Vn=380/480 V) 1200 In W (Vn=380/480 V) 0.8 In W (Vn=380/480 V) Premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre les retours de puissance. Réglage P<1 5 In W (Vn=100/120 V) 1 In W (Vn=100/120 V) 300 In W (Vn=100/120 V) 0.2 In W (Vn=100/120 V) 20 In W (Vn=380/480 V) 4 In W (Vn=380/480 V) 1200 In W (Vn=380/480 V) 0.8 In W (Vn=380/480 V) Premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre une faible puissance aval. Réglage P>1 5 In W (Vn=100/120 V) 1 In W (Vn=100/120 V) 300 In W (Vn=100/120 V) 0.2 In W (Vn=100/120 V) 20 In W (Vn=380/480 V) 4 In W (Vn=380/480 V) 1200 In W (Vn=380/480 V) 0.8 In W (Vn=380/480 V) Premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de puissance. Tempo. Puiss1 5s 0s 100 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de protection de puissance. Tempo DO Puiss1 0s 0s 10 s 0.1 s Réglage de la temporisation de désexcitation du premier seuil de protection de puissance. Pôle HT Inh P1 En Service Activé, Désactivé Si le réglage est activé, le seuil correspondant est inhibé par la logique de pôle ouvert. Cette logique produit un signal dès la détection d’un disjoncteur ouvert via ses contacts auxiliaires alimentant les entrées optiques de l’équipement ou dès la détection d’une combinaison de surtension et à minimum de tension sur toute phase. Elle permet la réinitialisation de la protection de puissance lorsque le disjoncteur s’ouvre pour raccorder les TC de ligne ou les applications de TP du côté barre. Fonct. puiss. 2 Puiss dir basse Désactivé, Inverse, Puiss dir basse, Surpuissance Mode de fonctionnement du deuxième seuil de la fonction de protection de puissance. Réglage –P>2 5 In W (Vn=100/120 V) 1 In W (Vn=100/120 V) 300 In W (Vn=100/120 V) 0.2 In W (Vn=100/120 V) 20 In W (Vn=380/480 V) 4 In W (Vn=380/480 V) 1200 In W (Vn=380/480 V) 0.8 In W (Vn=380/480 V) Deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre les retours de puissance. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu (ST) 4-9 Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. Valeur de pas GROUPE 1 : PUISSANCE Réglage P<2 5 In W (Vn=100/120 V) 1 In W (Vn=100/120 V) 300 In W (Vn=100/120 V) 0.2 In W (Vn=100/120 V) 20 In W (Vn=380/480 V) 4 In W (Vn=380/480 V) 1200 In W (Vn=380/480 V) 0.8 In W (Vn=380/480 V) Deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre une faible puissance aval. Réglage P>2 5 In W (Vn=100/120 V) 1 In W (Vn=100/120 V) 300 In W (Vn=100/120 V) 0.2 In W (Vn=100/120 V) 20 In W (Vn=380/480 V) 4 In W (Vn=380/480 V) 1200 In W (Vn=380/480 V) 0.8 In W (Vn=380/480 V) Deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre une faible puissance aval. Tempo. Puiss2 5s 0s 100 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du deuxième seuil de protection de puissance. Tempo DO Puiss2 0s 0s 10 s 0.1 s Réglage de la temporisation de désexcitation du deuxième seuil de protection de puissance. Pôle HT Inh P2 Activé Activé, Désactivé Si le réglage est activé, le seuil correspondant est inhibé par la logique de pôle ouvert. Cette logique produit un signal dès la détection d’un disjoncteur ouvert via ses contacts auxiliaires alimentant les entrées optiques de l’équipement ou dès la détection d’une combinaison de présence tension et à minimum de courant sur l'une des phases. Elle permet la réinitialisation de la protection de puissance lorsque le disjoncteur s’ouvre avec des TP soit côté ligne, soit côté barre. Surpuiss Inverse Etat Si>1 Désactivé Désactivé, Activé Active ou désactive la fonction de protection à maximum de puissance inverse. Réglage Si>1 0.5 In VA (Vn=100/120 V) 0.1 In VA (Vn=100/120 V) 30 In VA (Vn=100/120 V) 0.01 In VA (Vn=100/120 V) 2 In VA (Vn=380/480 V) 0.4 In VA (Vn=380/480 V) 120 In VA (Vn=380/480 V) 0.04 In VA (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de puissance inverse Si = VixIi. Tempo. Si>1 0.1 s 0 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de la protection à maximum de puissance inverse. 1.2.3 Protection contre une perte d’excitation (40) La protection contre une perte d’excitation présente dans l’équipement P342/3/4/5 offre deux seuils de protection basés sur l’impédance et un élément d'alarme du facteur de puissance en avance de phase. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Valeur de pas Maxi. GROUPE 1 : PERTE EXCITATION Etat Alm P.Excit Désactivé Désactivé Activé Active ou désactive la fonction d’alarme de perte d’excitation. Ang Alm P.Excit 15° 15° 75° 1° Seuil de fonctionnement de l’angle d’alarme de perte d’excitation (angle du facteur de puissance en avance de phase). ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-10 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Valeur de pas Maxi. GROUPE 1 : PERTE EXCITATION Tpo Alm P. Excit 5s 0s 100 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de l’alarme de perte d’excitation. Etat P. Excit. 1 Activé Désactivé, Activé Active ou désactive le premier seuil de la fonction de protection contre une perte d’excitation. 0/In Ω 20/In Ω Prt.Excit.1 -Xa1 (Vn=100/120 V) 80/In Ω (Vn=380/480 V) 40/In Ω (Vn=100/120 V) (Vn=100/120 V) 0/In Ω 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 160/In Ω (Vn=380/480 V) (Vn=380/480 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) Réglage du décalage de réactance de phase inverse du premier seuil de protection à impédance contre une perte d'excitation. 220/In Ω ST Prt.Excit.1 Xb1 (Vn=100/120 V) 25/In Ω 880/In Ω (Vn=380/480 V) 325/In Ω (Vn=100/120 V) (Vn=100/120 V) 100/In Ω 1/In Ω (Vn=100/120 V) 1300/In Ω (Vn=380/480 V) (Vn=380/480 V) 4/In Ω (Vn=380/480 V) Réglage du diamètre de la caractéristique d’impédance circulaire du premier seuil de protection contre une perte d’excitation. Tempo P.Excit. 1 5s 0s 100 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de protection contre une perte d’excitation. Tpo Verr PExcit1 0s 0s 10 s 0.1 s Réglage de la temporisation de retour du premier seuil de protection contre une perte d’excitation. Etat P. Excit. 2 Activé Désactivé, Activé Active ou désactive le deuxième seuil de la fonction de protection contre une perte d’excitation. 20/In Ω Prt.Excit.2 –Xa2 (Vn=100/120 V) 80/In Ω (Vn=380/480 V) 0/In Ω (Vn=100/120 V) 0/In Ω (Vn=380/480 V) 40/In Ω (Vn=100/120 V) 160/In Ω (Vn=380/480 V) 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) Réglage de décalage de réactance de phase négatif du deuxième seuil de protection à impédance contre une perte d'excitation. 220/In Ω Prt.Excit.2 Xb2 (Vn=100/120 V) 880/In Ω (Vn=380/480 V) 25/In Ω (Vn=100/120 V) 100/In Ω (Vn=380/480 V) 325/In Ω (Vn=100/120 V) 1300/In Ω (Vn=380/480 V) 1/In Ω (Vn=100/120 V) 4/In Ω (Vn=380/480 V) Réglage du diamètre de la caractéristique d’impédance circulaire du deuxième seuil de protection contre une perte d’excitation. Tempo P.Excit. 2 5s 0s 100 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du deuxième seuil de protection contre une perte d’excitation. Tpo Verr PExcit2 0s 0s 10 s 0.1 s Réglage de la temporisation de désexcitation du deuxième seuil de protection contre une perte d’excitation. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.2.4 (ST) 4-11 Protection thermique de courant inverse (46T) La protection thermique de courant inverse (NPS) prévue dans l’équipement P342/3/4/5 offre un seuil d’alarme et un seuil de déclenchement thermique à temps constant. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. Valeur de pas Groupe 1 : Therm. Inverse Alarme IiTherm>1 Activé Désactivé, Activé Active ou désactive la fonction d’alarme thermique en courant inverse. Régl. IiTherm>1 005 In A 0.03 In A 0.5 In A 001 In A Seuil de fonctionnement d’alarme thermique en courant inverse. Tempo. IiTherm>1 20 s 2s 60 s 01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de l’alarme thermique en courant inverse. Décl. IiTherm>2 Activé Désactivé, Activé Active ou désactive la fonction de déclenchement thermique en courant inverse. Régl. IiTherm>2 0.1,In 0.05 In 0.5 In 0.01 In Seuil de fonctionnement de déclenchement thermique en courant inverse. k IiTherm>2 15 2 40 0.1 Réglage de la constante de capacité thermique de la caractéristique thermique en courant inverse. RAZ k IiTherm>2 15 2 40 0.1 Réglage de remise à zéro (refroidissement) de la constante de capacité thermique de la caractéristique thermique en courant inverse. tMAX IiTherm>2 1000 s 500 s 2000 s 10 s Réglage de temps de fonctionnement maximum de la caractéristique thermique en courant inverse. tMIN IiTherm>2 0.25 s 0.25 s 40 s 0.25 s Réglage de temps de fonctionnement minimum de la caractéristique thermique en courant inverse. 1.2.5 Protection de secours du réseau La protection de secours incluse dans l’équipement P342/3/4/5 comporte un seuil de protection à maximum de courant dépendant de la tension ou de la retenue de tension, ou deux seuils de protection à minimum d’impédance. La protection à maximum de courant dépendante de la tension est configurable avec une caractéristique temporisée sélectionnable à temps inverse (IDMT) ou à temps constant (DT). La protection à minimum d’impédance est à temps constant seulement. Le seuil de fonctionnement de la protection à maximum de courant dépendante de la tension "Rég I> SI dép V" est modifié par un facteur de multiplication "Rég k S/I dép V" lorsque la tension est inférieure à une valeur spécifique "Rég V<1 SI dép V". Le seuil de la protection à maximum de courant à retenue de tension varie en continu entre les deux seuils de tension "Rég V<1 SI dép V" et "Rég V<2 SI dép V". Il est Rég I> SI dép V lorsque la tension est supérieure à "Rég V<1 SI dép V", et "Rég I> SI dép V" x "Rég k S/I dép V" lorsque la tension est inférieure à "Rég V<2 SI dép V". ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-12 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. Valeur de pas Groupe 1 : SECOURS SYSTEME Fonction secours Rég. en tension Désactivé, Rég. en tension, A ret de tension, Sous-impédance Mise en fonctionnement de la protection de secours de réseau. Rotation vecteur Aucun Aucun, Triangle-Etoile Sans objet Sélection de la correction des vecteurs de tension triangle-étoile, activée en présence d’un transformateur élévateur triangle-étoile pour améliorer la sensibilité en présence de défauts HT entre phases. S/I régulée en V ST CEI Inv. normale Temps constant, CEI Inverse Normale, CEI très Inverse, CEI Extrêmement Inverse, UK Inverse LT,UK Rectifier, RI, IEEE Inverse Modéré, IEEE très Inverse, IEEE Extrêmement Inverse, US Inverse, US Inverse Normale Sélection de la caractéristique de déclenchement de la protection à maximum de courant dépendante de la tension. Rég I> SI dép V 1 x In A 0.8 x In A 4 x In A 0.01 x In A Seuil de fonctionnement du déclenchement de la protection à maximum de courant dépendant de la régulation et de la retenue de tension. T Dial S/I dép V 1 0.01 100 0.01 Réglage du facteur TD qui permet d'ajuster le temps de fonctionnement des courbes à temps inverse IEEE/US. RAZ S/I dép V Temps constant DT ou Inverse Sans objet Type des caractéristiques de réinitialisation/libération des courbes IEEE/US. Car. S/I dép V 1s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de la caractéristique à temps constant si sélectionnée pour la protection à maximum de courant dépendante de la régulation ou de la retenue de tension. TMS S/I dép V 1 0.025 1.2 0.025 Réglage du facteur TD qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la caractéristique à temps inverse CEI. K(RI) S/I dép V 1 0.1 10 0.05 Réglage du facteur TD qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la courbe RI. tRESET S/I dép V 0s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la durée de réinitialisation/libération de la caractéristique de réinitialisation à temps constant. Rég V<1 SI dép. V 120 V (Vn=100/80 V) 5V (Vn=100/120 V) 120 V (Vn=100/120 V) 1V (Vn=100/120 V) 320 V (Vn=380/480 V) 20 V (Vn=380/480 V) 480 V (Vn=380/480 V) 4V (Vn=380/480 V) Réglage de minimum de tension de la caractéristique à maximum de courant dépendant de la régulation ou de la retenue de tension. Rég V<2 SI dép. V 120 V (Vn=100/60 V) 5V (Vn=100/120 V) 120 V (Vn=100/120 V) 1V (Vn=100/120 V) 240 V (Vn=380/480 V) 20 V (Vn=380/480 V) 480 V (Vn=380/480 V) 4V (Vn=380/480 V) Réglage de minimum de tension de la caractéristique à maximum de courant dépendant de la retenue de tension. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu (ST) 4-13 Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Valeur de pas Maxi. Groupe 1 : SECOURS SYSTEME Rég k S/I dép V 0.25 0.1 1 0.05s Facteur de multiplication de la protection à maximum de courant dépendante de la régulation et de la retenue de tension, le seuil de fonctionnement étant ‘Rég I> SI dép V x Rég k S/I dép V’ en fonction du niveau de tension. Réglage Z<1 70/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=100/120 V) 120/In Ω (Vn=100/120 V) 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 120/In Ω (Vn=380/480 V) 8/In Ω (Vn=380/480 V) 480/In Ω (Vn=380/480 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement d’impédance du premier seuil de protection à minimum d’impédance. TemporisationZ<1 5s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de protection à minimum d’impédance. tRESET Z<1 0s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la durée de réinitialisation/libération du premier seuil de protection à minimum d’impédance. Z < Stage 2 Désactivé Désactivé, Activé Active ou désactive le deuxième seuil de la fonction de protection à minimum d’impédance. Réglage Z<2 70/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=100/120 V) 120/In Ω (Vn=100/120 V) 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 120/In Ω (Vn=380/480 V) 8/In Ω (Vn=380/480 V) 480/In Ω (Vn=380/480 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement d’impédance du deuxième seuil de protection à minimum d’impédance. TemporisationZ<2 5s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du deuxième seuil de protection à minimum d’impédance. tRESET Z<2 0s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la durée de réinitialisation/libération du deuxième seuil de protection à minimum d’impédance. 1.2.6 Protection à maximum de courant phase (50/51/46OC) La protection à maximum de courant prévue dans l’équipement P342/3/4/5 offre quatre seuils de protection non directionnelle / directionnelle contre les maxima de courant triphasé avec des caractéristiques indépendantes de temporisation.. Tous les réglages directionnels et à maximum de courant s’appliquent aux trois phases, mais ils sont indépendants pour chacun des quatre seuils. Les deux premiers seuils de la protection à maximum de courant phase sont configurables avec une caractéristique à temps inverse (IDMT) ou à temps constant (DT). Les troisième et quatrième seuils ont uniquement des temporisations à temps constant. Le menu de protection à maximum de courant comporte également des réglages pour les quatre seuils de protection non directionnelle / directionnelle contre les maxima de courant inverse avec des caractéristiques de temporisation indépendantes à temps constant. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-14 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas GROUPE 1 : MAX I PHASE MAX I Fonction I>1 CEI Inv. normale Désactivé, Temps constant, CEI Inverse Normale, CEI très Inverse, CEI Extrêmement Inverse, UK Inverse LT,UK Rectifier, RI, IEEE Inverse Modéré, IEEE très Inverse, IEEE Extrêmement Inverse, US Inverse, US Inverse Normale Caractéristique de déclenchement du premier seuil de protection à maximum de courant. Direction I>1 Non-directionnel Non-directionnel, Direct. Aval, Direct. Amont Direction du premier seuil de protection à maximum de courant. Seuil I>1 1 In 0.08 In 4.0 In 0.01 In 100 0.01 Réglage du premier seuil de protection à maximum de courant. ST Tempo. I>1 1 0 Réglage de la temporisation à temps constant si elle a été sélectionnée pour le premier seuil de l’élément. TMS I>1 1 0.025 1.2 0.025 Réglage du facteur TD qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la caractéristique à temps inverse CEI. TD I>1 1 0.01 100 0.01 Réglage du facteur TD qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement des courbes à temps inverse IEEE/US. k (RI) I>1 1 01 10 005 Réglage du facteur TD qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la courbe RI. Tempo de RAZ I>1 Temps constant DT ou Inverse Sans objet Type de la caractéristique de réinitialisation/libération des courbes IEEE/US. tRESET I>1 0 0s 100 s 0.01 s Réglage de la durée de réinitialisation/libération de la caractéristique de réinitialisation à temps constant. I>2 {idem cellules précédentes pour I>1} Réglage identique au premier seuil de protection à maximum de courant. Etat I>3 Désactivé Désactivé ou Activé Sans objet Active ou désactive le troisième seuil de protection à maximum de courant. Direction I>3 Non-directionnel Non-directionnel, Direct. Aval, Direct. Amont Sans objet Direction du troisième seuil de protection à maximum de courant. Seuil I>3 20 In 0.08 In 32 In 0.01 In Troisième seuil de fonctionnement de la protection à maximum de courant. Tempo. I>3 0 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du troisième seuil de protection à maximum de courant. I>4 {idem cellules précédentes pour I>3} Réglages identiques au troisième seuil de protection à maximum de courant Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Angle caract. I> (ST) 4-15 Plage de réglage Paramétrage par défaut 45 Mini –95° Maxi +95° Valeur de pas 1° Réglage de l’angle caractéristique utilisé lors de la sélection d’une direction. Lien fonction I> 00001111 Bit 0 = STP bloque I>1, Bit 1 = STP bloque I>2, Bit 2 = STP bloque I>3, Bit 3 = STP bloque I>4, Bits 4 à 7 non utilisés. Réglages logiques permettant de déterminer si les signaux de blocage d’une supervision de TP affectent certains seuils à maximum de courant. Bloc STP – affecte uniquement la protection à maximum de courant directionnelle. Lorsque le bit correspondant est mis à 1, l’action de supervision des transformateurs de tension (STP) bloque le seuil s’il est en mode directionnel. Lorsque le bit est mis à 0, ce seuil retourne en mode non directionnel sur action de détection de fusion fusible STP. S/I COMP INVERSE Etat Ii>1 Désactivé Désactivé ou Activé Sans objet Active ou désactive le premier seuil de fonctionnement de la protection à maximum de courant inverse. Non-directionnel Non-directionnel Direct. Aval Sans objet Direction I>2 Direct. Amont Direction de l’élément de protection à maximum de courant inverse. Régl. Ii>1 0.2 In 0.08 In 4 In 0.01 In Premier seuil de fonctionnement de protection à maximum de courant inverse. Tempo. Ii>1 10 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de protection à maximum de courant inverse. Ii>2 {idem cellules précédentes pour I>3} Ii>3 {idem cellules précédentes pour I>3} Ii>4 {idem cellules précédentes pour I>3} STP Ii> 1111 Bit 0 = STP bloque Ii>1 Bit 1 = STP bloque Ii>2 Bit 2 = STP bloque Ii>3 Bit 3 = STP bloque Ii>4 Réglages logiques permettant de déterminer si les signaux de supervision des TP bloquent certains seuils à maximum de courant inverse. Lorsque le bit correspondant est mis à 1, l’action de supervision des transformateurs de tension (STP) bloque le seuil s’il est en mode directionnel. Lorsque le bit est mis à 0, ce seuil retourne en mode non directionnel sur de la fusion fusible STP. Régl. Vi pol Ii> 5V (Vn=100/120 V) 120 V (Vn=100/0.5V) 120 V (Vn=100/25V) 120 V (Vn=100/0.5V) 20 V (Vn=380/480 V) 2V (Vn=380/480 V) 100 V (Vn=380/480 V) 2V (Vn=380/480 V) Valeur minimum de polarisation par tension inverse utilisée lors de la sélection d’une direction. Ang. caract Ii> –60° –95° +95° Réglage de l’angle caractéristique utilisé lors de la sélection d’une direction. 1° ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-16 1.2.7 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection contre les surcharges thermiques (49) La fonction de protection contre les surcharges thermiques de l’équipement P342/3/4/5 est une caractéristique de déclenchement thermique à constante de temps unique qui dépend du type d’ouvrage devant être protégé. Elle offre également un seuil d’alarme à temps constant. Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Valeur de pas Maxi GROUPE 1 : SURCHARGE THERM Activé Thermique I Désactivé, Activé Active ou désactive la fonction de déclenchement de surcharge thermique. Thermique I> 1.2 In 0.5 In 2.5 In 0.01 In Seuil de fonctionnement de déclenchement de surcharge thermique. Alarme thermique 90% 20% 100% 1% Seuil de fonctionnement d'alarme thermique correspondant à un pourcentage du seuil de déclenchement.. Constante tps 1 ST 60 minutes 1 min 200 minutes 1 min Constante de temps thermique d'échauffement de la caractéristique de surcharge thermique. Constante tps 2 60 minutes 1 min 200 minutes 1 min Constante de temps thermique de refroidissement de la caractéristique de surcharge thermique. M Factor 0 0 10 1 Le réglage du facteur ‘M Factor’ est une constante qui compare l’échauffement dû à un courant inverse à l’échauffement dû à un courant direct. 1.2.8 Protection différentielle de l'alternateur (87) La fonction de protection différentielle de l’équipement P343/4/5 est configurable pour fonctionner en élément différentiel à haute impédance ou en élément différentiel à retenue. Les entrées de courant utilisées pour la protection à haute impédance peuvent également être utilisées pour la protection entre-spires. Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini. Maxi. Valeur de pas GROUPE 1 : DIFF GEN Fonct. DIFF GEN Retenue %ge Désactivé, Retenue %ge, Haute impédance, Prot CC spires Sans objet Réglage qui permet la sélection de la fonction de l’élément de protection différentielle. Diff gén Is1 0.1 0.05 In 0.5 In 0.01 In Réglage du courant différentiel minimum de fonctionnement de la caractéristique à retenue de l'élément basse impédance. C'est aussi le seuil de fonctionnement de la protection différentielle à haute impédance. Diff gén k1 0 0 20% 5% Réglage de l’angle de la première pente de la caractéristique de retenue de l'élément basse impédance. Diff gén Is2 1.5 1.0 In A 5.0 In A 0.1 In A Seuil de fonctionnement du courant de polarisation de la deuxième pente de la caractéristique à basse impédance. Diff gén k2 150 20% 150% 10% Réglage de l’angle de la deuxième pente de la caractéristique de retenue de l'élément différentielle à basse impédance. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (ST) 4-17 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini. Maxi. Valeur de pas GROUPE 1 : DIFF GEN CC Spires Is_A 0.1 0.05 In 2 In 0.01 In Seuil de fonctionnement de l’élément à maximum de courant entre-spires de phase A. CC Spires Is_B 0.1 0.05 In 2 In 0.01 In Seuil de fonctionnement de l’élément à maximum de courant entre-spires de phase B. CC Spires Is_C 0.1 0.05 In 2 In 0.01 In Seuil de fonctionnement de l’élément à maximum de courant entre-spires de phase C. Tempo. CC Spires 0.1 s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de la protection entre-spires. 1.2.9 Protection contre les défauts à la terre (50N/51N) La protection contre les défauts à la terre de l’équipement P342/3/4/5 offre deux seuils de protection non directionnelle contre les défauts à la terre. Le premier seuil dispose de caractéristiques de temporisation sélectionnables à temps inverse (IDMT) ou à temps constant (DT). Le second seuil possède uniquement une caractéristique à temps constant. Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Maxi Valeur de pas GROUPE 1 : PROT. DEF. TERRE Fonction IN1>1 CEI Inv. normale Désactivé, Temps constant, CEI Inverse Normale, CEI très Inverse, CEI Extrêmement Inverse, UK Inverse LT, RI, IEEE Inverse Modéré, IEEE très Inverse, IEEE Extrêmement Inverse, US Inverse, US Inverse Normale, IDG Caractéristique de déclenchement du premier seuil de protection contre les défauts à la terre. Seuil IN>1 0.1 In 0.02 In 4.0 In 0.01 In Premier seuil de fonctionnement de protection contre les défauts à la terre. IDG Is IN1> 1.5 1 4 0.1 Multiple du réglage ‘IN>’ pour la courbe IDG (Scandinavie), détermine le seuil de courant réel de l’équipement à partir duquel l'élément démarre. TD IN1>1 1 0s 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation du premier seuil de l’élément à temps constant. TMS IN1>1 1 0.025 1.2 0.025 Réglage du facteur TD qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement des caractéristiques à temps inverse CEI. TD IN1>1 1 0.01 100 0.1 Réglage du facteur TD qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement des courbes à temps inverse IEEE/US. K (RI) IN1>1 1 0.1 10 0.05 Réglage du facteur TD qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la courbe RI. IDG Time N1>1 1.2 1 2 0.01 Temps de fonctionnement minimum pour des niveaux élevés de courant de défaut pour la courbe IDG. Car de Rst IN1>1 Temps constant DT ou Inverse Sans objet Type de la caractéristique de réinitialisation/libération des courbes IEEE/US. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-18 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 tRESET IN1>1 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu 0 Mini 0s Valeur de pas Maxi 100 s 0.01 s Réglage de la durée de réinitialisation/libération de la caractéristique de réinitialisation à temps constant. Fonction IN1>2 Désactivé Désactivé ou Activé Sans objet Active ou désactive le deuxième seuil de protection à temps constant contre les défauts à la terre. Seuil IN1>2 0.45 In 0.02 In 10 In 0.01 In Deuxième seuil de fonctionnement de protection contre les défauts à la terre. TD IN1>2 0 0s 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du deuxième seuil de protection contre les défauts à la terre. 1.2.10 ST Défaut terre rotor (64R) La protection contre les défauts à la terre du rotor est assurée par l’unité P391 d’injection d’onde carrée basse fréquence, de mesure et de couplage, raccordée au circuit du rotor. La mesure de la résistance du rotor est transmise à l'équipement P342/3/4/5 via une sortie de courant (boucle 0-20 mA) sur l'unité P391, raccordée à l’une des 4 entrées de courant de la P342/3/4/5. La protection contre les défauts terre du rotor est uniquement disponible si l’équipement inclut l’option matérielle CLIO (E/S analogiques). La protection contre les défauts terre du rotor de la P342/3/4/5 comporte 2 seuils de protection à minimum de résistance. La protection à minimum de résistance est conçue comme un système de protection à deux seuils, un seuil d’alarme (64R R<1) et un seuil de déclenchement (64R R<2), avec pour chaque seuil un réglage de temporisation à temps constant. La fréquence injectée est choisie égale à 0.25/0.5/1 Hz au moyen d’un cavalier dans l'unité P391. Menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Maxi. Mini. Valeur de pas GROUPE 1 : ROTOR DT Injection Freq 1Hz 0.25 Hz, 0.5 Hz, 1 Hz S/O Fréquence injectée. Doit être égale à la fréquence injectée réglée sur l'unité P391. CL I/P Select Boucle de courant CL1 Boucle de courant CL1, CL2, CL3, CL4 S/O Entrée de courant utilisée pour la protection défaut terre du rotor. 64R Alarme R<1 Activé Activé, Désactivé S/O Active ou désactive le premier seuil de l’élément de protection à minimum de résistance. 64R Régl Alm R<1 40 000 Ω 1 000 Ω 80 000 Ω 1Ω Réglage du premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de résistance. 10 s 64R Tpo Alm R<1 0s 600 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de l’élément à minimum de résistance. 64R Décl R<2 Activé Désactivé, Activé S/O Active ou désactive le second seuil de l’élément de déclenchement à minimum de résistance. 64R Régl Déc R<2 5 000 Ω 1 000 Ω 80 000 Ω Réglage du second seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de résistance. 1Ω Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Menu (ST) 4-19 Plage de réglage Maxi. Mini. Paramétrage par défaut Valeur de pas GROUPE 1 : ROTOR DT 64S Tpo Decl R<1 1s 0s 600 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du second seuil de l’élément de déclenchement à minimum de résistance. 0Ω R Compensation -1 000 Ω 0.1 s 1 000 Ω 1Ω Réglage de la résistance de compensation. 1.2.11 Protection terre sensible/terre restreinte (50N/51N/67N/67W/64) Si un réseau est mis à la terre par une haute impédance, ou s'il est l'objet de défauts à la terre de grande résistance, le niveau de défaut à la terre sera considérablement limité. En conséquence, la protection contre les défauts à la terre appliquée exige à la fois une caractéristique et une plage de réglage de sensibilité adéquates pour être efficace. Un élément distinct de protection défaut terre sensible à seuil unique est prévu à cette fin dans l’équipement P342/3/4/5, une entrée lui est dédiée. Cette entrée est configurable comme entrée DTR. La protection DTR de l’équipement P343/4/5 est configurable pour fonctionner en élément à haute impédance ou en élément de polarisation. Il convient de remarquer que l'élément DTR à haute impédance de l'équipement partage la même entrée de courant sensible que la protection DTS et la protection de puissance sensible. Par suite, un seul de ces éléments est sélectionnable. Cependant, l’élément DTR à basse impédance n’utilise pas la même entrée que DTS et donc peut être sélectionné en même temps. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas GROUPE 1 : DTS/DTR PROT Options DTS/DTR DTS DTS, DTS Cos (PHI), DTS Sin (PHI), Wattmétrique, Hi Z RDT, Lo Z RDT, Lo Z RDT + DTS, Lo Z RDT + Watt Réglage qui permet la sélection du type de la fonction de protection terre sensible et de la fonction à haute impédance. Si la fonction n’est pas sélectionnée, tous les paramètres et signaux associés sont masqués, à l'exception de ce réglage. Fonction ITS>1 Temps constant Désactivé, DT Caractéristique de déclenchement du premier seuil de protection terre sensible. Direction ITS>1 Non-directionnel Non-directionnel, Direct. Aval, Direct. Amont Sans objet Direction du premier seuil de protection défaut terre sensible. Seuil ITS>1 0.05 In 0.005 In 0.1 In 0.00025 In Premier seuil de fonctionnement de protection défaut terre sensible. Tempo. ITS>1 1 0 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de protection défaut terre sensible. Liais Func ITS> 00000001 Bit 0 = STP bloque ITS>1, Bits 1 à 7 non utilisés. Réglage permettant de déterminer si les signaux logiques de supervision de TP bloquent le seuil de protection défaut terre sensible. Lorsque le bit correspondant est mis à 1, l’action de supervision des transformateurs de tension (STP) bloque le seuil. Lorsque le bit est mis à 0, ce seuil retourne en mode non directionnel en cas de détection de fusion fusible : STP. DIRECTION ITS Ang. caract ITS Sous-rubrique du menu 90° –95° +95° Réglage de l’angle caractéristique utilisé lors de la sélection d’une direction. 1° ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-20 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut VNpol Entr. ITS> Mini Mesuré Maxi Valeur de pas Mesuré, Dérivé Source de polarisation par la tension résiduelle/de neutre (homopolaire). Seuil Vnpol ITS> 5V (Vn=100/120 V) 0.5 V (Vn=100/120 V) 80 V (Vn=100/120 V) 0.5 V (Vn=100/120 V) 20 V (Vn=380/480 V) 2V (Vn=380/480 V) 320 V (Vn=380/480 V) 2V (Vn=380/480 V) Valeur minimum de polarisation de tension homopolaire nécessaire pour la décision d’une direction. DTS WATTMETRIQUE Sous-rubrique du menu 9 In W (Vn=100/120 V) Réglage PN> 0W 36 In W (Vn=380/480 V) 20 In W (Vn=100/120 V) 0.05 In W (Vn=100/120 V) 80 In W (Vn=380/480 V) 0.2 In W (Vn=380/480 V) Réglage du seuil de la composante wattmétrique de la puissance homopolaire. Le calcul de la puissance se réalise comme suit : ST Le réglage PN> est égal à : Vrés x Ires x Cos (φ – φc) = 9 x Vo x Io x Cos (φ– φc) Où φ = Angle entre la tension de polarisation (-Vrés) et le courant résiduel φc = Réglage d’angle caractéristique de l’équipement (Ang. Caract. ITS) Vrés = Tension résiduelle Ires = Courant résiduel Vo = Tension homopolaire Io = Courant homopolaire DEF.TERRE RESTR. IREF>k1 Sous-rubrique du menu 20% 0% 20% 1% Réglage de l’angle de la première pente de la caractéristique de retenue de la différentielle à basse impédance. IREF>k2 150% 0% 150% 1% Réglage de l’angle de la deuxième pente de la caractéristique à retenue de la différentielle à basse impédance. IREF>Is1 0.2 In 0.05 In 1 In 0.01 In Réglage du courant différentiel minimum de fonctionnement de la caractéristique à basse impédance. IREF>Is2 1 In 0.1 In 1.5 In 0.01 In Seuil de fonctionnement du courant de retenue de la deuxième pente de la caractéristique à basse impédance. Les réglages suivants sont disponibles pour l’option ’Hi Z RDT’ : Libellé du menu Paramétrage par défaut DEF.TERRE RESTR. Sous-rubrique du menu IREF> Is 0.2 In Plage de réglage Mini 0.05 In Maxi 1.0 In Seuil de fonctionnement de la protection RDT à haute impédance. Valeur de pas 0.01 In Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.2.12 (ST) 4-21 Protection à maximum de tension résiduelle (déplacement de tension du neutre) (59N) L’élément DTN de l’équipement P342/3/4/5 offre deux seuils, chaque seuil possédant des réglages de tension et de temporisation distincts. Le seuil 1 peut être réglé pour fonctionner avec une caractéristique à temps inverse (IDMT) ou à temps constant (DT). Le seuil 2 ne peut être réglé qu’avec un caractéristique en DT. Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Valeur de pas Maxi DTN S/T RESID : GROUPE 1 Etat VN>1 Activé Désactivé, Activé Active ou désactive le seuil de déclenchement VN>1. Entrée VN>1 Dérivé Sans objet Sans objet VN>1 utilise une tension résiduelle calculée à partir de l’entrée de tension triphasée (VN = VA+VB+VC). Fonction VN>1 Temps constant Désactivé, Temps constant, IDMT Sans objet Caractéristique de déclenchement du premier seuil de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle. 5V (Vn=100/120 V) 20 V (Vn=380/480 V) Régl. tens. VN>1 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) 80 V (Vn=100/120 V) 320 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) Premier seuil de fonctionnement de la caractéristique de protection à maximum de tension résiduelle. Temporisat VN>1 5s 0 100 0.01 s Réglage de la temporisation du premier seuil de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle à temps constant. TMS VN>1 1 0.5 100 0.5 Réglage du multiplicateur de temps qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la caractéristique à temps inverse (IDMT). La caractéristique est définie comme suit : t Avec : = K / (M - 1) K = réglage du multiplicateur de temps t = temps de fonctionnement en secondes M = tension résiduelle calculée/tension de réglage de l’équipement (Régl. tens. VN>) tRESET VN>1 0 0 100 0.01 Réglage de la durée de réinitialisation/libération du premier seuil de protection. Etat VN>2 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le deuxième seuil de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle. Entrée VN>2 Dérivé Sans objet Sans objet VN>2 utilise une tension résiduelle calculée à partir de l’entrée de tension triphasée (VN = VA+VB+VC). Fonction VN>2 Temps constant Désactivé, Temps constant, IDMT Sans objet Caractéristique de déclenchement du premier seuil de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle. Régl. tens. VN>2 10 V (Vn=100/120 V) 40 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) 80 V (Vn=100/120 V) 320 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement du premier seuil de l'élément de protection à maximum de tension résiduelle. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-22 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Temporisat VN>2 Plage de réglage Paramétrage par défaut 10s Mini Maxi 0 100 Valeur de pas 0.01 s Réglage de la temporisation du premier seuil de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle à temps constant. TMS VN>2 1 0.5 100 0.5 Réglage du facteur TMS qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la caractéristique à temps inverse (IDMT). La caractéristique est définie comme suit : tRESET VN>2 0 0 100 0.01 Réglage de la durée de réinitialisation/libération du premier seuil de protection. Etat VN>3 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le troisième seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle. Entrée VN>3 ST VN1 Sans objet Sans objet VN>3 utilise la tension du neutre mesurée à partir de l’entrée ‘Entrée VN/VN1’. VN>3 (idem cellules précédentes pour VN>1) Etat VN>4 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le quatrième seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle. Entrée VN>4 VN1 Sans objet Sans objet VN>4 utilise la tension du neutre mesurée à partir de l’entrée ‘Entrée VN/VN1’. VN>4 (idem cellules précédentes pour VN>2) Etat VN>5 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le cinquième seuil de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle. (P344/5 seulement) Entrée VN>5 VN2 Sans objet Sans objet VN>5 utilise la tension du neutre mesurée à partir de l’entrée ‘Entrée VN2’. VN>5 (idem cellules précédentes pour VN>1) Etat VN>6 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le sixième seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de tension résiduelle. (P344/5 seulement) Entrée VN>6 VN1 Sans objet VN>6 utilise la tension du neutre mesurée à partir de l’entrée ‘Entrée VN2’. VN>6 (idem cellules précédentes pour VN>2) Sans objet Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.2.13 (ST) 4-23 Protection 100% masse stator (27TN/59TN/64S) La protection 100% masse stator par une mesure de tension d'harmonique 3 est disponible dans l’équipement P343/4/5. Un élément de protection à minimum de tension d'harmonique 3 est inclus. Un élément de protection à minimum de tension triphasée surveille cet élément pour éviter tout mauvais fonctionnement lors de la période d'arrêt du générateur. Cet élément permet également l’activation de plusieurs éléments supplémentaires de supervision de puissance triphasée active, réactive et apparente. Une protection à maximum de tension résiduelle d'harmonique 3 est aussi disponible. Chaque élément dispose d’un réglage de temporisation à temps constant. La protection 100% masse stator par injection à basse fréquence est uniquement disponible dans la P345. Elle dispose de 2 seuils de protection à minimum de résistance et à maximum de courant. La protection à minimum de résistance est conçue comme un système de protection à deux seuils, un seuil d’alarme (64S Alarme R<1) et un seuil de déclenchement (64S Décl R<2), chacun d’eux disposant d’une temporisation à temps constant. Le seuil à maximum de courant (64S Décl. I>1) est un seuil de protection unique à temporisation à temps constant. Elle comporte un élément de supervision qui évalue toute défaillance du générateur basse fréquence et de son raccordement. Le fonctionnement d’un élément de protection à minimum de tension et à maximum de courant après une temporisation sert à indiquer une défaillance. En cas de défaillance, la protection est bloquée et une alarme est déclenchée. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. Valeur de pas GROUPE 1 : 100% STATOR DT Harmonique 3 VN Activé Désactivé, VN3H< Activée, VN3H> Activée Sans objet Mode de fonctionnement de la protection 100% masse stator d'harmonique 3 – désactivée, à minimum ou à maximum de tension d'harmonique 3. (P343/4/5) 100% DT ST VN3H< 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) 0.3 V (Vn=100/120 V) 1.2 V (Vn=380/480 V) 20 V (Vn=100/120 V) 80 V (Vn=380/480 V) 0.1 V (Vn=100/120 V) 0.4 V (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de tension d'harmonique 3. Tempo VN3H< 5s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de la protection à minimum de tension d'harmonique 3. Déverr. V < 80 V (Vn=100/120 V) 320 V (Vn=380/480 V) 30 V (Vn=100/120 V) 120 V (Vn=380/480 V) 120 V (Vn=100/120 V) 480 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement d’inhibition de minimum de tension de la protection 100% masse stator d'harmonique 3. Déverr. P < Désactivé Activé, Désactivé Sans objet Active ou désactive l’inhibition de puissance (W) de la protection 100% masse stator d'harmonique. Déverr. P < rég. 4 x In Ω (Vn=100/120 V) 16 x In Ω (Vn=380/480 V) 4 x In Ω (Vn=100/120 V) 16 x In Ω (Vn=380/480 V) 200 x In Ω (Vn=100/120 V) 800 x In Ω (Vn=380/480 V) 0.5 x In Ω (Vn=100/120 V) 2 x In Ω (Vn=380/480 V) Active ou désactive l’inhibition de puissance (W) de la protection 100% masse stator d'harmonique 3. Déverr. Q < Désactivé Activé, Désactivé Sans objet Active ou désactive l’inhibition de puissance réactive (VAr) de la protection 100% masse stator à l'harmonique 3. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-24 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. 4 x In Ω (Vn=100/120 V) 16 x In Ω (Vn=380/480 V) 4 x In Ω (Vn=100/120 V) 16 x In Ω (Vn=380/480 V) 200 x In Ω (Vn=100/120 V) 800 x In Ω (Vn=380/480 V) Valeur de pas GROUPE 1 : 100% STATOR DT Déverr. Q < rég. 0.5 x In Ω (Vn=100/120 V) 2 x In Ω (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement d’inhibition de puissance réactive (VAr) de la protection 100% masse stator à l'harmonique 3. Déverr. S < Désactivé Activé, Désactivé Sans objet Active ou désactive l’inhibition de puissance apparente (VA) de la protection 100% masse stator à l'harmonique 3. 4 x In Ω (Vn=100/120 V) 16 x In Ω (Vn=380/480 V) Déverr. S < rég. ST 4 x In Ω (Vn=100/120 V) 16 x In Ω (Vn=380/480 V) 200 x In Ω (Vn=100/120 V) 800 x In Ω (Vn=380/480 V) 0.5 x In Ω (Vn=100/120 V) 2 x In Ω (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement d’inhibition de puissance apparente (VA) de la protection 100% masse stator à l'harmonique 3. 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) 100% DT ST VN3H> 0.3 V (Vn=100/120 V) 1.2 V (Vn=380/480 V) 20 V (Vn=100/120 V) 80 V (Vn=380/480 V) 0.1 V (Vn=100/120 V) 0.4 V (Vn=380/480 V) Seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de tension à l'harmonique 3. Tempo VN3H> 5s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de la protection à minimum de tension à l'harmonique 3. 64S Injection BF Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive la protection 100% masse stator par injection à basse fréquence (64S). (P345 seulement) 64S Coeff R 10 0.01 200 0.1 Le réglage du facteur R détermine le rapport entre les coefficients primaire et secondaire de résistance, réactance et conductance, soit R Primaire = R Secondaire multiplié par le facteur R. 64S Alarme R<1 Activé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de résistance 64S. 64S Régl Alm R<1 100 Ω 10 Ω 700 Ω 0.1 Ω Premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de résistance 64S. 64S Tpo Alm R<1 1s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de l’élément d’alarme à minimum de résistance 64S. 64S Décl R<2 En Service Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de déclenchement à minimum de résistance 64S. 64S Régl Déc R<2 20 Ω 10 Ω 700 Ω 0.1 Ω Deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de déclenchement à minimum de résistance 64S. 64S Tpo Decl R<1 1s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du deuxième seuil de l’élément de déclenchement à minimum de résistance 64S. 64S Ang compens 0° Réglage de l'angle de compensation 64S. -60° 60° 0.1° Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu (ST) 4-25 Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. Valeur de pas GROUPE 1 : 100% STATOR DT 64S R Série 0 0Ω 700 Ω 0.1 Ω 0S 0.1S 0.0000001S Réglage de résistance série 64S. 64S G Parallèle 0 Réglage de conductance parallèle 64S. 64S Max I Activé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l’élément de déclenchement à maximum de courant 64S. 64S Régl Déc I>1 0.5 A 0.02 A 1.5 A 0.01 A Seuil de fonctionnement de l’élément à maximum de courant 64S. 64S Tpo Décl I>1 1s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de l’élément de déclenchement à maximum de courant 64S. 64S Supervision Activé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l’élément de supervision 64S. 64S Régl. V<1 1V 0.3 V 25 V 0.1 V Seuil de fonctionnement de l’élément à minimum de tension de supervision 64S. 64S Régl I<1 10 mA 5 mA 40 mA 1 mA Seuil de fonctionnement de l’élément à minimum de courant de supervision 64S. 64S Tpo Superv'n 1s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de l’élément de supervision 64S. 1.2.14 Protection contre le flux excessif V/Hz (24) Les équipements P342/3/4/5 comportent un élément à cinq seuils de protection contre le flux excessif. L'élément mesure le rapport de la tension (VAB) à la fréquence V/Hz et fonctionne lorsque ce rapport dépasse le point de consigne. Un seuil peut être réglé pour fonctionner avec une temporisation soit à temps constant, soit à temps inverse, et utilisable pour assurer le déclenchement de la protection. Trois autres seuils à temps constant peuvent être associés à la caractéristique à temps inverse en vue de créer, à l’aide de la PSL, une caractéristique de déclenchement V/Hz à seuils multiples associés. Un signal d’inhibition est fourni uniquement pour le seuil 1 V/Hz>1, lequel dispose de l’option de caractéristique à temps inverse. Ce qui permet au seuil à temps constant de remplacer au besoin une section de la caractéristique à temps inverse. L’inhibition a pour effet de réinitialiser la temporisation, le signal de départ et le signal de déclenchement. Un seuil d’alarme à temps constant existe également. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas GROUPE 1 : VOLTS/HZ Etat alarme V/Hz Activé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l'élément d'alarme V/Hz. 2.31 V/Hz (Vn=100/120 V) 9.24 V/Hz (Vn=380/480 V) Régl alm V/Hz 1.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 6 V/Hz (Vn=380/480 V) 3.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 14 V/Hz (Vn=380/480 V) 0.01 V/Hz (Vn=100/120 V) 0.04 V/Hz (Vn=380/480 V) Réglage du seuil de fonctionnement de l’élément d’alarme V/Hz. Tempo alm V/Hz 0s 0s 100 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de l’élément d’alarme V/Hz. 0.01 s ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-26 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Etat V/Hz>1 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Activé Mini Valeur de pas Maxi Désactivé, Activé Active ou désactive le premier seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. Fonc décl V/Hz>1 Temps constant DT IDMT Caractéristique de déclenchement du premier seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. 2.42 V/Hz (Vn=100/120 V) 9.24 V/Hz (Vn=380/480 V) Régl décl V/Hz>1 1.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 6 V/Hz (Vn=380/480 V) 3.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 14 V/Hz (Vn=380/480 V) 0.01 V/Hz (Vn=100/120 V) 0.04 V/Hz (Vn=380/480 V) Réglage du premier seuil de fonctionnement de l’élément de déclenchement V/Hz. TMS Décl. V/Hz>1 1 0.01 12 0.01 Réglage du multiplicateur de temps qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la caractéristique à temps inverse (IDMT). La caractéristique est définie comme suit : ST t = TMS (M - 1)2 Avec : M = V/f ( Réglage déc. V/f ) V = tension mesurée F = Fréquence mesurée Tempo V/Hz>1 60 s 0s 600 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. Etat V/Hz>2 Activé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le deuxième seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. 2.64 V/Hz (Vn=100/120 V) 10.56 V/Hz (Vn=380/480 V) Régl décl V/Hz>2 1.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 6 V/Hz (Vn=380/480 V) 3.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 14 V/Hz (Vn=380/480 V) 0.01 V/Hz (Vn=100/120 V) 0.04 V/Hz (Vn=380/480 V) Réglage du deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de déclenchement V/Hz. Tempo V/Hz>2 60 s 0s 600 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du deuxième seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. Etat V/Hz>3 Activé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive le troisième seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. 2.86 V/Hz (Vn=100/120 V) 11.44 V/Hz (Vn=380/480 V) Régl décl V/Hz>3 1.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 6 V/Hz (Vn=380/480 V) 3.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 14 V/Hz (Vn=380/480 V) 0.01 V/Hz (Vn=100/120 V) 0.04 V/Hz (Vn=380/480 V) Réglage du troisième seuil de fonctionnement de l’élément de déclenchement V/Hz. Tempo V/Hz>3 2s 0s 600 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du troisième seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. Etat V/Hz>4 Activé Désactivé, Activé Active ou désactive le quatrième seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. Sans objet Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu (ST) 4-27 Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas 3.08 V/Hz (Vn=100/120 V) 12.32 V/Hz (Vn=380/480 V) 1.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 6 V/Hz (Vn=380/480 V) 3.5 V/Hz (Vn=100/120 V) 14 V/Hz (Vn=380/480 V) 0.01 V/Hz (Vn=100/120 V) 0.04 V/Hz (Vn=380/480 V) Régl décl V/Hz>4 Réglage du quatrième seuil de fonctionnement de l’élément de déclenchement V/Hz. Tempo V/Hz>4 1s 0s 600 s 0.01 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du quatrième seuil de l’élément de déclenchement V/Hz. 1.2.15 Protection contre la mise sous tension accidentelle de la machine à l'arrêt (50/27) Les équipements P342/3/4/5 offrent une protection contre la mise sous tension accidentelle de la machine. Cette protection comporte un élément à minimum de tension qui garantit l’activation de la protection lorsque la machine est à l’arrêt ou hors tension, et un élément à maximum de courant qui détecte lorsque le disjoncteur de l’alternateur est fermé accidentellement. Elle dispose d’une temporisation à temps constant pour éviter tout fonctionnement en cas de défaillances du réseau, et d’une temporisation de retour en vue de s'assurer que la protection demeure active à la suite d’un enclenchement accidentel du disjoncteur car l’élément à minimum de tension peut revenir à zéro. Libellé du menu GROUPE 1 : MACHINE HT Etat mach HT Plage de réglage Paramétrage par défaut Activé Mini Maxi Activé, Désactivé Valeur de pas Sans objet Active ou désactive l'élément de machine hors tension. I> mach HT 0.1 In A 0.08 In A 4 In A 0.01 In A Réglage du seuil de fonctionnement de l’élément à maximum de courant de machine hors tension. 80 V (Vn=100/120 V) 320 V (Vn=380/480 V) V< mach HT 10 V (Vn=100/120 V) 40 V (Vn=380/480 V) 120 V (Vn=100/120 V) 480 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) Réglage du seuil de fonctionnement de l’élément à minimum de tension de machine hors tension. tPU mach HT 5s 0s 10 s 0.1 s Réglage de la temporisation de désactivation de l’élément de machine hors tension. tDO mach HT 0s 0s 10 s 0.1 s Retard sur temporisation de désactivation de l’élément de machine hors tension. 1.2.16 Protection de tension (27/59/47) La protection à minimum et à maximum de tension prévue dans les équipements P342/3/4/5 offre deux seuils indépendants. Deux seuils sont inclus pour l’alarme et le déclenchement, le cas échéant. Ils peuvent être configurés en mesure phase-phase ou phase-neutre. Les seuils à minimum de tension peuvent être optionnellement bloqués par un état de pôle hors tension (Disjoncteur ouvert). Le premier seuil de protection à minimum/maximum de tension dispose de caractéristiques de temporisation sélectionnables à temps (IDMT) ou à temps constant (DT). Le deuxième seuil est à temps constant seulement. Une protection à maximum de tension inverse est également offerte avec une temporisation à temps constant. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-28 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini GROUPE 1 : PROTECT. TENSION MIN. TENSION Mode mesure V< Maxi Valeur de pas Sous-rubrique Phase-Phase Phase - Phase Phase - Neutre Sans objet Réglage de la tension d’entrée mesurée, phase-phase ou phase-neutre, utilisée pour les éléments à minimum de tension. Mode opérate V< Toute phase Toute phase/Triphasé* Sans objet Réglage déterminant si une phase quelconque ou si les trois phases doivent satisfaire les critères de minimum de tension avant qu'une décision soit prise. Fonction V<1 Temps constant Désactivé/DT/IDMT* Sans objet Caractéristique de déclenchement du premier seuil de la fonction de protection à minimum de tension. La caractéristique IDMT disponible sur le premier seuil est définie par la formule suivante : ST t = K / (1 – M) Avec : K = réglage du multiplicateur de temps t = Temps de fonctionnement en secondes M = Tension mesurée / Tension de réglage de l'équipement (“Régl. tens. V<”) 50 V (Vn=100/120 V) 200 V (Vn=380/480 V) Régl. tens. V<1 10 V (Vn=100/120 V) 40 V (Vn=380/480 V) 120 V (Vn=100/120 V) 480 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) Réglage du premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de tension. Temporisat. V<1 10s 0 100 0.01 s Réglage de la temporisation du premier seuil de l’élément de protection à minimum de tension à temps constant. TMS V<1 1 0.5 100 0.5 Réglage du facteur TMS qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la caractéristique à temps inverse (IDMT). Pôle HT Inh V<1 Activé Activé, Désactivé Sans objet Si le réglage est activé, le seuil correspondant est inhibé par la logique de pôle ouvert. Cette logique produit un signal dès la détection d’un disjoncteur ouvert via ses contacts auxiliaires alimentant les entrées optiques de l’équipement ou dès la détection d’une combinaison de max de tension et de minimum de tension sur toute phase. Elle permet la réinitialisation de la protection à minimum de tension lorsque le disjoncteur s’ouvre suivant le raccordement des TP côté ligne ou côté barre. Etat V<2 Désactivé Activé, Désactivé Sans objet Active ou désactive le deuxième seuil de l’élément de protection à minimum de tension. 38 V (Vn=100/120 V) 152 V (Vn=380/480 V) Régl. tens. V<2 10 V (Vn=100/120 V) 40 V (Vn=380/480 V) 120 V (Vn=100/120 V) 480 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) Réglage du deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de tension. Temporisat. V<2 5s 0 100 0.01 s Réglage de la temporisation du deuxième seuil de l’élément de protection à minimum de tension à temps constant. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Pôle HT Inh V<2 (ST) 4-29 En Service Mini Maxi Activé/Désactivé Valeur de pas Sans objet Si le réglage est activé, le seuil correspondant est inhibé par la logique de pôle ouvert. Cette logique produit un signal dès la détection d’un disjoncteur ouvert via ses contacts auxiliaires alimentant les entrées optiques de l’équipement ou dès la détection d’une combinaison de maximum de tension et de minimum de tension sur toute phase. Elle permet la réinitialisation de la protection à minimum de tension lorsque le disjoncteur s’ouvre suivant le raccordement des TP côté ligne ou côté barre. SURTENSION Mode mesure V> Sous-rubrique Phase-Phase Phase - Phase Phase - Neutre Sans objet Réglage de la tension d’entrée mesurée, phase-phase ou phase-neutre, utilisée pour les éléments à minimum de tension. Mode opérate V> Toute phase Toute phase/Triphasé* Sans objet Réglage déterminant si une phase quelconque ou si les trois phases doivent satisfaire les critères de minimum de tension avant qu'une décision soit prise. Fonction V>1 Temps constant Désactivé/DT/IDMT* Sans objet Caractéristique de déclenchement du premier seuil de l’élément de protection à maximum de tension. La caractéristique IDMT disponible sur le premier seuil est définie par la formule suivante : t = K / (M -1) Avec : K = réglage du multiplicateur de temps t = Temps de fonctionnement en secondes M = Tension mesurée / Tension de réglage de l'équipement (Régl. tens. V<>) 130 V (Vn=100/120 V) 520 V (Vn=380/480 V) Regl. tens. V>1 60 V (Vn=100/120 V) 240 V (Vn=380/480 V) 185 V (Vn=100/120 V) 740 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) Réglage du premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de tension. Temporisat. V>1 10s 0 100 0.01 s Réglage de la temporisation du premier seuil de l’élément à maximum de tension à temps constant. TMS V>1 1 0.5 100 0.5 Réglage du facteur TMS qui permet d’ajuster le temps de fonctionnement de la caractéristique à temps inverse (IDMT). Etat V>2 Désactivé Activé, Désactivé Sans objet Active ou désactive le deuxième seuil de l’élément de protection à maximum de tension. Regl. tens. V>2 150 V 60 V 185 V 1V (Vn=100/120 V) (Vn=100/120 V) (Vn=100/120 V) (Vn=100/120 V) 600 V 240 V 740 V 4V (Vn=380/480 V) (Vn=380/480 V) (Vn=380/480 V) (Vn=380/480 V) Réglage du Deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de tension. Temporisat. V>2 0.5 s 0 100 0.01 s Réglage de la temporisation du deuxième seuil de l’élément de protection à maximum de tension à temps constant. SURTENSION INV. Etat Vi> Sous-rubrique Activé Activé, Désactivé Sans objet Active ou désactive l’élément de protection à maximum de tension inverse à temps constant. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-30 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas 15 V (Vn=100/120 V) 60 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) 150 V (Vn=100/120 V) 600 V (Vn=380/480 V) 1V (Vn=100/120 V) 4V (Vn=380/480 V) Régl. tens. Vi>1 Réglage du Seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de tension inverse. Temporisat. Vi> 1s 0 100 0.01 Réglage de la temporisation de l’élément de protection à maximum de tension inverse à temps constant. 1.2.17 Protection de fréquence (81U/81O/81AB) L’équipement P342/3/4/5 comporte 4 seuils à minimum de fréquence et 2 seuils à maximum de fréquence pour faciliter le délestage et le rétablissement des charges. Les seuils à minimum de fréquence peuvent être optionnellement bloqués par la condition du Pôle HT Bloc (Disjoncteur ouvert). ST L'équipement P342/3/4/5 comprend également six bandes de protection contre une fréquence anormale des turbo-alternateurs. Chaque bande dispose de ses propres réglages de seuil de fréquence et de sa propre mesure de temps cumulé. Le fonctionnement dans chacune de ces bandes est détecté et le temps est ajouté dans un registre de temps cumulé. Une temporisation de "bande morte" individuelle est disponible pour chaque bande. Durant cette temporisation "bande morte" la fréquence peut demeurer dans la bande sans déclencher la mesure de temps cumulé. Ce retard permet, dans des conditions de minimum de fréquence, d'attendre d’abord que la résonance des aubes se stabilise, afin d’éviter tout cumul de temps inutile. Ainsi, le retard ne contribue pas lui-même au temps cumulé. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Valeur de pas Maxi GROUPE 1 : PROT FREQUENCE MINI. FREQUENCE Etat F<1 Activé Activé ou Désactivé Sans objet Active ou désactive le premier seuil de l’élément de protection à minimum de fréquence. Réglage F<1 49.5 Hz 45 Hz 65 Hz 0.01 Hz Réglage du Premier seuil de fonctionnement de l’élément à minimum de fréquence. Temporis. F<1 4s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation du premier seuil de l’élément à minimum de fréquence à temps constant. Etat F<2 Désactivé Activé ou Désactivé Sans objet Active ou désactive le deuxième seuil de l’élément de protection à minimum de fréquence. Réglage F<2 49 Hz 45 Hz 65 Hz 0.01 Hz Réglage du Deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection à minimum de fréquence. Temporis. F<2 3s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation du deuxième seuil de l’élément à minimum de fréquence à temps constant. Etat F<3 Désactivé Activé ou Désactivé Sans objet Active ou désactive le troisième seuil de l’élément de protection à minimum de fréquence. Réglage F<3 48.5 Hz 45 Hz 65 Hz 0.01 Hz Réglage du troisième seuil de fonctionnement de l’élément à minimum de fréquence. Temporis. F<3 2s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation du troisième seuil de l’élément à minimum de fréquence à temps constant. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Etat F<4 (ST) 4-31 Plage de réglage Paramétrage par défaut Désactivé Mini Maxi Activé ou Désactivé Valeur de pas Sans objet Active ou désactive le quatrième seuil de l’élément de protection à minimum de fréquence. Réglage F<4 48 Hz 45 Hz 65 Hz 0.01 Hz Réglage du quatrième seuil de fonctionnement de l’élément à minimum de fréquence. Temporis. F<4 1s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation du quatrième seuil de l’élément à minimum de fréquence à temps constant. Lien fonction F< 0000 Bit 0 = Pôle HT Bloc F<1 Bit 1 = Pôle HT Bloc F<2 Bit 2 = Pôle HT Bloc F<3 Bit 3 = Pôle HT Bloc F<4 Sans objet Réglages déterminant si les signaux logiques de pôle hors tension bloquent les éléments à minimum de fréquence. Lorsque le bit correspondant est mis à 1, le seuil de minimum de fréquence correspondant est inhibé par la logique de pôle hors tension. Cette logique produit un signal dès la détection d’un disjoncteur ouvert via ses contacts auxiliaires alimentant les entrées optiques de l’équipement ou dès la détection d’une combinaison de maximum de tension et de minimum de tension sur toute phase. Elle permet la réinitialisation de la protection à minimum de fréquence lorsque le disjoncteur s’ouvre que les TP soient côté ligne ou côté barre. MAXI. FREQUENCE Etat F>1 Activé Activé ou Désactivé Sans objet Active ou désactive le premier seuil de l’élément de protection à maximum de fréquence. Réglage F>1 50.5 Hz 45 Hz 68 Hz 0.01 Hz Réglage du Premier seuil de fonctionnement de l’élément à maximum de fréquence. Temporis. F>1 2s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation du premier seuil de l’élément à maximum de fréquence. Etat F>2 Désactivé Activé ou Désactivé Sans objet Active ou désactive le deuxième seuil de l’élément de protection à maximum de fréquence. Réglage F>2 51 Hz 45 Hz 68 Hz 0.01 Hz Réglage du Deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de fréquence. Temporis. F>2 1s 0s 100 s 0.01 s Réglage de la temporisation du deuxième seuil de l’élément à maximum de fréquence. PROT TURBINE F Etat Turbine F Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l'élément de fréquence anormale de la turbine. Etat Band 1 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l'élément de fréquence anormale de la turbine dans la bande de fréquence 1. Mini Band 1 Fréq 46.50 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite basse de fréquence pour l'élément de la bande 1. Maxi Band 1 Fréq 47.00 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite haute de fréquence pour l'élément de la bande 1. Durée Band 1 1.0s 0 3 600 000 s 0.01 s Réglage de la durée d'accumulation pour la fréquence dans la bande 1. Temp HT Band 1 0.2 s 0 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation avant le démarrage du temps d'accumulation pour l'élément de la bande 1. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-32 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Etat Band 2 Plage de réglage Paramétrage par défaut Désactivé Mini Valeur de pas Maxi Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l'élément de fréquence anormale de la turbine dans la bande de fréquence 2. Mini Band 2 Fréq 47.00 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite basse de fréquence pour l'élément de la bande 2. Maxi Band 2 Fréq 47.50 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite haute de fréquence pour l'élément de la bande 2. Durée Band 2 2.5s 0 3 600 000 s 0.01 s Réglage de la durée d'accumulation pour la fréquence de l'élément de la bande 2. Temp HT Band 2 0.2 s 0 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation avant le démarrage du temps d'accumulation pour l'élément de la bande 2. Etat Band 3 ST Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l'élément de fréquence anormale de la turbine dans la bande de fréquence 3. Mini Band 3 Fréq 47.50 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite basse de fréquence pour l'élément de la bande 3. Maxi Band 3 Fréq 48.00 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite haute de fréquence pour l'élément de la bande 2. Durée Band 3 14s 0 3 600 000 s 0.01 s Réglage de la durée d'accumulation pour la fréquence de l'élément de la bande 3. Temp HT Band 3 0.2 s 0 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation avant le démarrage du temps d'accumulation pour l'élément de la bande 3. Etat Band 4 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l'élément de fréquence anormale de la turbine dans la bande de fréquence 4. Mini Band 4 Fréq 48.00 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite basse de fréquence pour l'élément de la bande 4. Maxi Band 4 Fréq 48.50 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite haute de fréquence pour l'élément de la bande 4. Durée Band 4 100 s 0 3 600 000 s 0.01 s Réglage de la durée d'accumulation pour la fréquence de l'élément de la bande 4. Temp HT Band 4 0.2 s 0 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation avant le démarrage du temps d'accumulation pour l'élément de la bande 4. Etat Band 5 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l'élément de fréquence anormale de la turbine dans la bande de fréquence 5. Mini Band 5 Fréq 48.50 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite basse de fréquence pour l'élément de la bande 5. Maxi Band 5 Fréq 49.00 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite haute de fréquence pour l'élément de la bande 5. Durée Band 5 540s 0 3 600 000 s 0.01 s Réglage de la durée d'accumulation pour la fréquence de l'élément de la bande 5. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Temp HT Band 5 (ST) 4-33 Plage de réglage Paramétrage par défaut 0.2 s Mini 0 Valeur de pas Maxi 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation avant le démarrage du temps d'accumulation pour l'élément de la bande 5. Etat Band 6 Désactivé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive l'élément de fréquence anormale de la turbine dans la bande de fréquence 6. Mini Band 6 Fréq 49.00 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite basse de fréquence pour l'élément de la bande 6. Maxi Band 6 Fréq 49.50 Hz 20 Hz 70 Hz 0.01 Hz Réglage de la limite haute de fréquence pour l'élément de la bande 6. Durée Band 6 3 000 s 0 3 600 000 s 0.01 s Réglage de la durée d'accumulation pour la fréquence de l'élément de la bande 6. Temp HT Band 6 0.2 s 0 200 s 0.01 s Réglage de la temporisation avant le démarrage du temps d'accumulation pour l'élément de la bande 6. 1.2.18 Protection thermique à sonde de température (RTD) L’équipement P342/3/4/5 assure une protection de température au moyen de 10 sondes de température (RTD) PT100. Chaque RTD dispose d’un seuil d’alarme et d’un seuil de déclenchement à temps constant. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas GROUPE 1 : PROTECTION RTD Sélect. RTD 0000000000 Bit 0 – Entrée RTD 1, Bit 1 – Entrée RTD 2, Bit 2 – Entrée RTD 3, Bit 3 – Entrée RTD 4, Bit 4 – Entrée RTD 5, Bit 5 – Entrée RTD 6, Bit 6 – Entrée RTD 7, Bit 7 – Entrée RTD 8, Bit 8 – Entrée RTD 9, Bit 9 – Entrée RTD 10 Sans objet Réglage 10 bits qui permet d’activer ou de désactiver les 10 RTD. Pour chaque bit 1 = Activé, 0 = Désactivé. Régl alm RTD #1 80°C 0°C 200°C 1°C 100 s 1s Réglage de température d’alarme de l’élément RTD 1. Ret. alm RTD #1 10 s 0 Réglage de la temporisation de fonctionnement de l'alarme de l’élément RTD 1. Régl décl RTD #1 85°C 0°C 200°C 1°C 100 s 1s Réglage de température de déclenchement RTD 1. Ret. décl RTD #1 1s 0 Réglage de la temporisation de fonctionnement du déclenchement de l’élément RTD 1. Réglages RTD 2 à 10 d’alarme et de déclenchement identiques à RTD 1. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-34 1.2.19 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Fonction de protection contre les défaillances de disjoncteur et contre les minima de courant (50BF) Cette fonction comprend une protection contre les défaillances de disjoncteur à deux seuils, qui peut être commandée par • des éléments de protection dépendant du courant ; • des éléments de protection ne dépendant pas du courant ; • des éléments de protection externe. Pour la protection basée sur le courant, la réinitialisation est basée sur le fonctionnement de l'élément à minimum de courant pour savoir si le disjoncteur s'est ouvert. Pour la protection non basée sur le courant, les critères de réinitialisation peuvent être sélectionnés par un réglage en vue de déterminer un état de défaillance du disjoncteur. Des éléments à minimum de courant sont généralement utilisés dans les équipements de protection pour détecter l’ouverture des pôles du disjoncteur (interruption du courant de défaut ou de charge). La source de courant des éléments à minimum de courant de l’équipement P343/4/5 est également sélectionnable – aux bornes ou côté neutre des TC. ST Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini GROUPE 1 : Défail. DJ & I< DÉFAILLANCE DJ Etat défail DJ1 Maxi Valeur de pas Sous-rubrique En Service Activé ou Désactivé Active ou désactive le premier seuil de la fonction de protection contre les défaillances de disjoncteur. Tempo défail DJ1 0.2 s 0s 10s 0.01 s Réglage de la temporisation du seuil 1 de protection contre les défaillances de disjoncteur pendant laquelle la condition de commande doit être valide. Etat défail DJ2 Désactivé Activé ou Désactivé Active ou désactive le deuxième seuil de la fonction de protection contre les défaillances de disjoncteur. Tempo défail DJ2 0.4 s 0s 10s 0.01 s Réglage de la temporisation du seuil 2 de protection contre les défaillances de disjoncteur pendant laquelle la condition de commande doit être valide. RAZ Non I déf DJ DJ ouvert & I< I< seulement, DJ ouvert & I<, RAZ prot. & I< Réglage qui détermine les éléments qui réinitialiseront les fonctions de protection temporisée contre les défaillances de disjoncteur ne dépendant pas du courant (tension, fréquence, etc.), et qui initient les conditions de défaillance de disjoncteur. RAZ ext déf. DJ DJ ouvert & I< I< seulement, DJ ouvert & I<, RAZ prot. & I< Réglage qui détermine les éléments qui réinitialiseront les fonctions externes de protection temporisée contre les défaillances de disjoncteur, et qui initient les conditions de défaillance de disjoncteur. MIN I Sous-rubrique Seuil I< 0.1 In 0.02 In 3.2 In 0.01 In Réglage du seuil minimum de courant de défaut de phase contre les défaillances de disjoncteur. Cet élément à minimum de courant sert à réinitialiser la fonction de défaillance de disjoncteur lancée par la protection interne ou externe (signaux 'Déc. gén' et ‘Déc. externe 3ph’). Seuil IN< 0.1 In 0.02 In 3.2 In 0.01 In Réglage du seuil minimum de courant de défaut à la terre contre les défaillances de disjoncteur. Cet élément à minimum de courant sert à réinitialiser la fonction de défaillance de disjoncteur lancée par la protection interne ou externe (signaux 'Déc. gén' et ‘Déc. externe 3ph’). Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Seuil ITS< Paramétrage par défaut 0.02 In (ST) 4-35 Plage de réglage Mini 0.001 In Valeur de pas Maxi 0.8 In 0.0005 In Réglage du seuil minimum de courant terre sensible contre les défaillances de disjoncteur. Cet élément à minimum de courant sert à réinitialiser la fonction de défaillance de disjoncteur lancée par la protection terre sensible. MAX I BLOQUEES I< TC Source Sous-rubrique IA-1, IB-1, IC-1 IA-1, IB-1, IC-1/IA-2, IB-2, IC-2 Ce réglage permet de sélectionner les entrées de courant triphasées utilisées par les éléments à minimum de courant dans l’équipement P343/4/5 en cas de défaillance du disjoncteur – TC côté neutre ou côté bornes. 1.2.20 Supervision (STP et STC) La fonction STP de l'équipement fonctionne lorsqu'une tension inverse est détectée en l'absence de courant inverse. Elle fonctionne en cas de perte de tension sur une ou deux phases. Le nonfonctionnement de la fonction STP est assuré, en cas de défaut, par la présence de courant inverse. L’emploi de grandeurs à composante inverse garantit son bon fonctionnement même si l’on utilise des transformateurs de tension montés entre phases. En cas de perte de tension sur les trois phases de l'équipement, aucune tension inverse ne permet d’activer la fonction STP. Toutefois, en de telles circonstances, il se produira un effondrement des tensions des trois phases. Si cette baisse est détectée sans être accompagnée d’une variation des courants (indicateurs d'un défaut), alors l’élément STP est activé. Dans la pratique, l’équipement détecte la présence de signaux de courant de transition, qui représentent les variations du courant appliqué à l’équipement. Si un TP est laissé déconnecté par inadvertance avant la mise sous tension de la ligne, il y aura anomalie de fonctionnement des éléments de protection dépendant de la tension. L’élément STP précédent détecte une anomalie sur un TP triphasé en l’absence de tension sur les trois phases sans changement de courant correspondant. Toutefois, à la mise sous tension de la ligne, l'intensité du courant doit changer (sous l'effet du courant de charge ou du courant capacitif de ligne, par exemple). Une autre méthode de détection de défaillances de TP sur les trois phases est donc nécessaire lors de la mise sous tension de la ligne. L'absence de tension mesurée sur les trois phases à l’enclenchement de la ligne peut avoir deux causes distinctes. La première est une coupure des TP sur les trois phases, la deuxième un enclenchement sur défaut triphasé. Dans le premier cas, il faudrait bloquer la protection. Dans le second, un déclenchement s'impose. Pour faire la distinction entre ces deux conditions, un détecteur de seuil de courant (Déverr. STP I>) est utilisé pour neutraliser un élément de blocage du STP s’il fonctionne. Cet élément doit être réglé au-dessus de toute intensité pouvant apparaître à la mise sous tension de la ligne (charge, courant capacitif de ligne, courant d'enclenchement de transformateur, etc.) mais en dessous du niveau de courant produit lors d'un enclenchement sur défaut triphasé. Si la ligne est fermée en présence d'une anomalie de TP sur les trois phases, le détecteur de surintensité ne fonctionne pas et un élément du dispositif STP est activé. Tout enclenchement en présence d'un défaut sur les trois phases engendre le fonctionnement du détecteur de surintensité et neutralise la fonction de blocage de la protection par le STP. Cette logique n'est activée que dans les conditions de ligne sous tension (selon l'indication de la logique de phase hors tension de l'équipement) pour éviter tout fonctionnement dans les situations de réseau hors tension, c’est-à-dire absence de tension et pas de montée de l’élément de surintensité Déverr. STP I>. La fonction de supervision des transformateurs de courant repose sur la détection d'un courant homopolaire calculé en l'absence d'une tension homopolaire calculée ou mesurée correspondante qui devrait normalement l'accompagner. La supervision des TC est configurable pour fonctionner à partir de la tension résiduelle mesurée aux bornes d'entrée ‘Entrée VN’ du TP (entrée VN1 pour P342/3/4/5) ou de la tension résiduelle calculée à partir des 3 entrées de tension phase-neutre telle que sélectionnée par ‘STC Entrée VN’. Deux seuils de supervision de TC sont disponibles : STC-1 et STC-2. Le seuil STC-1 surveille les entrées de courant des TC IA, IB et IC qui sont utilisées par la protection différentielle à retenue ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-36 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 et toutes les fonctions de protection de courant, d’impédance et de minimum de courant. Le seuil STC-2 surveille les entrées de courant des TC IA-2, IB-2 et IC-2 qui sont utilisées dans l’équipement P343/4/5 par la protection différentielle à retenue ou à haute impédance ou la protection entre-spires. Le réglage STC-2 indépendant activé/désactivé sert à empêcher le seuil STC-2 de déclencher des alarmes inutiles lorsque le différentiel générateur se trouve désactivé. Dans le cas de défauts entre-spires, certaines entreprises d’électricité isolent la section qui présente des défauts d’enroulement et remettent l’alternateur en service, produisant alors des courants de phase déséquilibrés. Dans ce cas, le seuil STC-2 peut nécessiter une désactivation ou une mise hors tension en vue d’éviter le déclenchement d’une fausse alarme et d’un blocage intempestif. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Valeur de pas Maxi SUPERVISION GROUPE 1 SUPERVISION TP Etat STP Sous-rubrique Blocage Blocage, Signalisation Ce réglage détermine si les opérations suivantes auront lieu sur détection de STP. ST - Génération d'une alarme uniquement ; - Verrouillage optionnel des éléments de protection dépendant de la tension ; - Conversion optionnelle des éléments directionnels à minimum de courant en une protection non directionnelle (disponible lorsque réglée en mode de blocage seulement). Ces réglages se trouvent dans la cellule des liens de fonctions dans les colonnes associées à l'élément de protection dans le menu. Mode réinit. STP Manuel Manuel, Auto Le blocage STP se trouve verrouillé à l’expiration d'une temporisation réglable par l'utilisateur ‘Tempo STP’. Le signal étant verrouillé, deux méthodes de réinitialisation sont alors disponibles. La première méthode est manuelle via le dialogue opérateur en face avant (ou par l'intermédiaire du port de communication), et la deuxième méthode "mode automatique", dans la mesure où la condition STP a été supprimée et où les tensions sur les trois phases ont été rétablies au-dessus des réglages du détecteur de niveau de tension de phase pendant plus de 240 ms. Tempo STP 5s 1s 10s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de l’élément STP sur détection d’une condition de supervision de tension. Déverr. STP I> 10 In 0.08 In 32 In 0.01 In Ce réglage du maximum de courant sert à inhiber la supervision des transformateurs de tension en cas de perte des tensions sur les trois phases causée par un enclenchement sur défaut triphasé sur le réseau à la suite de la fermeture du disjoncteur pour alimenter la ligne. Déverr. STP Ii> 0.05 In 0.05 In 0.5 In 0.01 In Ce réglage du maximum de courant inverse sert à inhiber la supervision des transformateurs de tension en cas de défaut survenant sur le réseau avec un courant inverse qui lui est supérieur. SUPERVISION CT Etat STC1 Sous-rubrique Désactivé Activé ou Désactivé Sans objet Active ou désactive l’élément 1 de supervision des transformateurs de courant. STC1 Entrée VN Dérivé Dérivé/Mesuré Sans objet Source de tension résiduelle/neutre pour STC-1. STC VN< inhibit 5V (Vn=100/120 V) 20 V (Vn=380/480 V) 0.5 V (Vn=100/120 V) 2V (Vn=380/480 V) 22 V (Vn=100/120 V) 88 V (Vn=380/480 V) Réglage de tension résiduelle/neutre d’inhibition de l’élément STC-1. 0.5 V (Vn=100/120 V) 2V (Vn=380/480 V) Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu STC1 IN> réglage (ST) 4-37 Plage de réglage Paramétrage par défaut 0.2 In Mini 0.08 x In Valeur de pas Maxi 4 x In 0.01 x In Réglage de courant résiduel/neutre de la condition de supervision de transformateur de courant pour l’élément STC-1. Temporis. STC1 5s 0s 10s 1s Réglage de la temporisation de fonctionnement de STC-1. Réglages de STC 2 identiques à STC 1. 1.2.21 Protection de puissance sensible (32R/32O/32L) La protection de puissance monophasée prévue dans l’équipement P342/3/4/5 offre deux seuils de protection. Chaque seuil est sélectionnable individuellement à retour de puissance, maximum de puissance, faible puissance aval ou désactivé. La direction de fonctionnement de la protection de puissance, en aval ou amont, peut être également définie en réglant le mode de fonctionnement. Il convient de remarquer que l'élément DTR à haute impédance de l'équipement partage la même entrée de courant sensible que la protection DTS et la protection de puissance sensible. Par la suite, seul un de ces éléments est sélectionnable. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Valeur de pas Maxi. GROUPE 1 : PUIS. SENS. Mode opérate Générateur Générateur, Moteur Mode de fonctionnement de la protection de puissance qui définit la direction aval/amont – Générateur = puissance aval vers le jeu de barre, Moteur = puissance aval vers la machine. Suppose des connexions de TC telles qu’indiquées dans les schémas de raccordement standard. Fonct.Puis.1 Sen Inverse Désactivé, Inverse, Puiss dir basse, Surpuissance Mode de fonctionnement du premier seuil de la fonction de protection de puissance. Régl. -P>1 Sens. 0.5 In W (Vn=100/120 V) 0.3 In W (Vn=100/120 V) 100 In W (Vn=100/120 V) 0.1 In W (Vn=100/120 V) 2 In W (Vn=380/480 V) 1.2 In W (Vn=380/480 V) 400 In W (Vn=380/480 V) 0.4 In W (Vn=380/480 V) Réglage du premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre les retours de puissance. Régl. P<1 Sens. 0.5 In W (Vn=100/120 V) 0.3 In W (Vn=100/120 V) 100 In W (Vn=100/120 V) 0.1 In W (Vn=100/120 V) 2 In W (Vn=380/480 V) 1.2 In W (Vn=380/480 V) 400 In W (Vn=380/480 V) 0.4 In W (Vn=380/480 V) Réglage du premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre une faible puissance aval. Régl. P>1 Sens. 50 In W (Vn=100/120 V) 0.3 In W (Vn=100/120 V) 100 In W (Vn=100/120 V) 0.1 In W (Vn=100/120 V) 200 In W (Vn=380/480 V) 1.2 In W (Vn=380/480 V) 400 In W (Vn=380/480 V) 0.4 In W (Vn=380/480 V) Réglage du premier seuil de fonctionnement de l’élément de protection à maximum de puissance. Tempo Puis.1 Sen 5s 0s 100 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du premier seuil de protection de puissance. Tempo DO Puiss1 0s 0s 10 s 0.1 s Réglage de la temporisation retour du premier seuil de protection de puissance. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-38 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. Valeur de pas GROUPE 1 : PUIS. SENS. Pôle HT Inh P1 Activé Activé, Désactivé Si le réglage est activé, le seuil correspondant est inhibé par la logique de pôle ouvert. Cette logique produit un signal dès la détection d’un disjoncteur ouvert via ses contacts auxiliaires alimentant les entrées optiques de l’équipement ou dès la détection d’une combinaison de maximum de tension et de minimum de tension sur toute phase. Elle permet la réinitialisation de la protection de puissance lorsque le disjoncteur s’ouvre que les TP soient côté ligne ou côté barre. Fonct.Puis.2 Sen Puiss dir basse Désactivé, Inverse, Puiss dir basse, Surpuissance Mode de fonctionnement du deuxième seuil de la fonction de protection de puissance. Régl. -P>2 Sens. ST 0.5 In W (Vn=100/120 V) 0.3 In W (Vn=100/120 V) 100 In W (Vn=100/120 V) 0.1 In W (Vn=100/120 V) 2 In W (Vn=380/480 V) 1.2 In W (Vn=380/480 V) 400 In W (Vn=380/480 V) 0.4 In W (Vn=380/480 V) Réglage du deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre les retours de puissance. Régl. P<2 Sens. 0.5 In W (Vn=100/120 V) 0.3 In W (Vn=100/120 V) 100 In W (Vn=100/120 V) 0.1 In W (Vn=100/120 V) 2 In W (Vn=380/480 V) 1.2 In W (Vn=380/480 V) 400 In W (Vn=380/480 V) 0.4 In W (Vn=380/480 V) Réglage du deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre une faible puissance aval. Régl. P>2 Sens. 50 In W (Vn=100/120 V) 0.3 In W (Vn=100/120 V) 100 In W (Vn=100/120 V) 0.1 In W (Vn=100/120 V) 200 In W (Vn=380/480 V) 1.2 In W (Vn=380/480 V) 400 In W (Vn=380/480 V) 0.4 In W (Vn=380/480 V) Réglage du deuxième seuil de fonctionnement de l’élément de protection contre une faible puissance aval. Tempo Puis.2 Sen 5s 0s 100 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement du deuxième seuil de protection de puissance. Tempo DO Puiss2 0s 0s 10 s 0.1 s Réglage de la temporisation de désexcitation du deuxième seuil de protection de puissance. Pôle HT Inh P2 Activé Activé, Désactivé Si le réglage est activé, le seuil correspondant est inhibé par la logique de pôle ouvert. Cette logique produit un signal dès la détection d’un disjoncteur ouvert via ses contacts auxiliaires alimentant les entrées optiques de l’équipement ou dès la détection d’une combinaison de surtension et à minimum de tension sur toute phase. Elle permet la réinitialisation de la protection de puissance lorsque le disjoncteur s’ouvre que les TP soient côté ligne ou côté barre. 1.2.22 Protection contre le glissement des pôles (78) La caractéristique de glissement des pôles de l’équipement P343/4/5 est constituée de trois parties. La première partie est la caractéristique lenticulaire La seconde partie est une droite désignée par le terme blinder qui coupe la lentille et divise le plan d'impédance en une moitié droite et une moitié gauche. La troisième partie est la droite de réactance qui est perpendiculaire au blinder. L'inclinaison de la lentille et du blinder (Angle Blinder) est déterminée par l'angle de l'impédance totale du réseau. L'impédance équivalente du réseau et du transformateur élévateur détermine la portée avale de la lentille (GlisP Za Aval) tandis que la réactance transitoire de l'alternateur détermine la portée amont (GlisP Zb Amont). La largeur de la lentille varie en fonction du réglage de l'angle lenticulaire ‘Angle Lentille’. La droite de réactance (Zc GlisP) perpendiculaire à l'axe de la lentille permet de savoir si le centre d'impédance de l'oscillation est situé dans le réseau électrique ou dans l'alternateur. La droite de réactance divise la lentille en une Zone 1 (en dessous de la droite) et en une Zone 2 (toute la lentille). Pendant un glissement des pôles, l'impédance traverse la lentille durant un temps supérieur à GlisP T1 et GlisP T2 dans chaque Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (ST) 4-39 moitié. Il existe des compteurs à la fois pour la Zone 1 et la Zone 2 pour compter le nombre de cycles de glissement de pôles avant l'émission du signal de déclenchement. La temporisation de réinitialisation ‘Temps RAZ GlisP’ est requise pour remettre à zéro les compteurs de glissement de pôles qui sont éliminés par une protection externe. Lorsqu'un alternateur n'est plus synchronisé sur le réseau, le lieu géométrique d'impédance doit traverser la lentille et le blinder de la droite vers la gauche. Cependant, si l'alternateur fonctionne en mode moteur, comme c'est le cas en mode de pompage d'une centrale de pompage, le lieu d'impédance doit osciller de la gauche vers la droite. Un réglage du mode de glissement de pôles permet de déterminer si la protection fonctionne en mode 'Générateur' ou en mode 'Moteur' ou dans ‘Les deux modes'. Pour une centrale de pompage, le fonctionnement peut passer du mode générateur au mode moteur et vice-versa. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Valeur de pas Maxi. Groupe 1 : GlisP Fonct. GlisP Activé Désactivé, Activé Sans objet Active ou désactive la protection contre le glissement des pôles. Mode GlisP Générateur Moteur, Générateur, Tous les deux Sans objet Sélection du mode de fonctionnement de glissement des pôles. GlisP Za Avant 100/In Ω 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) 350/In Ω (Vn=100/120 V) 1400/In Ω (Vn=380/480 V) 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) Réglage de portée d’impédance aval de la caractéristique lenticulaire de glissement des pôles. GlisP Zb Arrière 150/In Ω 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) 350/In Ω (Vn=100/120 V) 1400/In Ω (Vn=380/480 V) 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) Réglage de portée d’impédance amont de la caractéristique lenticulaire de glissement des pôles. Angle Lentille 120° 90° 150° 1° Réglage de l’angle lenticulaire. La largeur de la lentille est proportionnelle à l’angle de la lentille, un angle lenticulaire de 90° forme un cercle. Tempo T1 GlisP 0.015 s 0s 1s 0.005 s Réglage de la temporisation minimum pendant laquelle l’impédance doit demeurer dans moitié de la caractéristique lenticulaire. La lentille est divisée par le blinder en une moitié droite et une moitié gauche. La temporisation T1 démarre lorsque l’impédance se trouve dans la moitié droite de la lentille en mode ‘Générateur’, et dans la moitié gauche de la lentille en mode ‘Moteur’. Si le mode de fonctionnement est réglé à ‘Tous les deux’, la temporisation T1 démarre dans la moitié dans laquelle l’impédance apparaît en premier. Tempo T2 GlisP 0.015 s 0s 1s 0.005 s Réglage de la temporisation minimum pendant laquelle l’impédance doit demeurer dans moitié de la caractéristique lenticulaire. La lentille est divisée par le blinder en une moitié droite et une moitié gauche. La temporisation T2 démarre lorsque l’impédance se trouve dans la moitié opposée à la caractéristique lenticulaire de fonctionnement de T1. Angle Blinder 75° 20° 90° 1° Réglage de l’angle du blinder. Définit l’inclinaison du blinder qui doit s’harmoniser avec l’angle d’impédance du réseau. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-40 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini. Maxi. Valeur de pas 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) 350/In Ω (Vn=100/120 V) 1400/In Ω (Vn=380/480 V) 0.5/In Ω (Vn=100/120 V) 2/In Ω (Vn=380/480 V) Groupe 1 : GlisP Zc GlisP 50/In Ω Réglage de portée d’impédance aval de la droite de réactance. La droite de réactance divise la lentille en 2 zones. La Zone 1 représente la caractéristique lenticulaire en dessous de la droite de réactance et la Zone 2 la caractéristique lenticulaire complète. La droite de réactance permet de savoir si le glissement de pôles se situe à l'intérieur de l'alternateur ou à l’intérieur du réseau électrique. En règle générale, la droite de réactance doit être réglée pour englober la réactance de l'alternateur et une partie du transformateur élévateur. Compteur Zone 1 1 1 20 1 20 1 100 s 0.01 s Nombre de glissements de pôles permis dans la Zone 1. Compteur Zone 2 2 1 Nombre de glissements de pôles permis dans la Zone 2. ST Temps RAZ GlisP 30 s 0s Réglage de la temporisation de réinitialisation de la protection contre le glissement des pôles. Remet à zéro les compteurs de glissement de pôles qui sont éliminés par une protection externe. 1.2.23 Libellés Entrées Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Valeur de pas GROUPE 1 : LIBELLES ENTREES Entrée Opto 1 Entrée L1 Texte de 16 caractères Libellé qui décrit chaque entrée opto-isolée. Ce texte est affiché dans la description de la logique programmable et des enregistrements d’événements de l’entrée opto-isolée. Entrée Opto 2 à 32 Entrée L2 à L32 Texte de 16 caractères Libellé qui décrit chaque entrée opto-isolée. Ce texte est affiché dans la description de la logique programmable et des enregistrements d’événements de l’entrée opto-isolée. 1.2.24 Libellés Sorties Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Valeur de pas GROUPE 1 : LIBELLES SORTIES Relais 1 Sortie R1 Texte de 16 caractères Libellé qui décrit chaque contact de sortie. Ce texte est affiché dans la description de la logique programmable et des enregistrements d’événements du contact de sortie. Relais 2 à 32 Sortie R2 à R32 Texte de 16 caractères Libellé qui décrit chaque contact de sortie. Ce texte est affiché dans la description de la logique programmable et des enregistrements d’événements du contact de sortie. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.2.25 (ST) 4-41 Libellés RTD Paramétrage par défaut Libellé du menu Plage de réglage Valeur de pas GROUPE 1 : LIBELLES RTD RTD #1 RTD #1 Texte de 16 caractères Libellé qui décrit chaque RTD. Ce texte est affiché dans les menus MESURES 3 et ‘ENREG. DEFAUT’ qui décrivent les RTD. Relais 2 à 32 Sortie R2 à R32 Texte de 16 caractères Libellé qui décrit chaque RTD. Ce texte est affiché dans les menus MESURES 3 et ‘ENREG. DEFAUT’ qui décrivent les RTD. 1.2.26 Entrées et sorties analogiques (boucle de courant) Quatre entrées analogiques (boucle de courant) sont fournies via des transducteurs avec une plage de 0 - 1 mA, 0 - 10 mA, 0 - 20 mA ou 4 - 20 mA. Les entrées analogiques peuvent être utilisées avec différents types de transducteurs, (contrôleurs de vibration, tachymètres ou transducteurs de pression). Deux seuils de protection sont associés à chaque entrée analogique. Un seuil est utilisé pour l'alarme et l'autre pour le déclenchement. Chaque seuil peut être activé/désactivé individuellement et associé à une temporisation à temps constant. Les seuils d'alarme et de déclenchement peuvent être réglés pour fonctionner lorsque la valeur mesurée par l'entrée est inférieure au seuil d'alarme / déclenchement 'Sous' ou lorsqu'elle devient supérieure au seuil d'alarme / déclenchement 'Au-dessus'. (Se reporter au réglage de la cellule "Fonct. Alar. EA" et "Fonct. Décl. EA"). L’entrée 4-20 mA dispose d’un élément d’alarme à minimum de courant pouvant servir à indiquer la présence d'un défaut dans le transducteur ou dans la filerie. Quatre sorties analogiques (à boucle de courant) sont fournies avec les plages 0 - 1mA, 0 - 10mA, 0 - 20mA ou 4 - 20mA, ce qui évite d'ajouter des transducteurs séparés. Celles-ci peuvent être utilisées pour alimenter les dispositifs de mesure classiques (ampèremètres à bobine mobile) pour une indication analogique de certaines grandeurs mesurées ou dans un système SCADA utilisant un calculateur analogique existant. Paramétrage par défaut Libellé du menu Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas GROUPE 1 : PROT. ENTREE. ANA Entrée Analog. 1 Désactivé Activé/Désactivé Sans objet Active ou désactive l’élément d’entrée analogique (transducteur) 1. Type Entr.Ana. 1 4 – 20 mA 0-1mA, 0-10mA, 0-20mA, 420mA Sans objet Type de l’entrée analogique 1. Label Entr.Ana.1 Entrée Analog. 1 16 caractères Description de l’entrée analogique 1. Les réglages minimum et maximum définissent la plage mais ne figurent pas d’unités de mesure. L’utilisateur peut se servir du libellé pour saisir la fonction transducteur et l'unité de mesure, par exemple Puissance (MW), qui est utilisée dans le menu MESURES 3 pour décrire la mesure ‘Entr. Ana.1’. Mini. Entr.Ana.1 0 -9999 9999 0.1 Réglage minimum de l’entrée analogique 1. Définit la plage limite inférieure des grandeurs physiques ou électriques mesurées par le transducteur. Maxi. Entr.Ana.1 100 -9999 9999 0.1 Réglage maximum de l’entrée analogique 1. Définit la plage limite supérieure des grandeurs physiques ou électriques mesurées par le transducteur. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-42 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Alar.Entr.Ana.1 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Désactivé Mini Valeur de pas Maxi Activé/Désactivé Sans objet Active ou désactive l’élément d’alarme de l’entrée analogique 1. Fonct. Alar.EA.1 Au-dessus Au-dessus/Sous Sans objet Mode de fonctionnement de l’élément d’alarme de l’entrée analogique 1. Seuil Alarm.EA.1 50 Min (EA.1 Min, Max) Max (EA.1 Min, Max) 0.1 Seuil de fonctionnement de l’élément d’alarme de l’entrée analogique 1. Tempo.Alarm.EA.1 1 0 100 s 0.1 s Réglage de la temporisation de fonctionnement de l’élément d’alarme de l’entrée analogique 1. Déclt.Entr.Ana.1 Désactivé Activé/Désactivé Sans objet Seuil de fonctionnement de l’élément de déclenchement de l’entrée analogique 1. Fonct. Décl.EA.1 Au-dessus Au-dessus/Sous Sans objet Mode de fonctionnement de l’élément de déclenchement de l’entrée analogique 1. ST Seuil Décl. EA.1 50 Min (EA.1 Min, Max) Max (EA.1 Min, Max) 0.1 Seuil de fonctionnement de l’élément de déclenchement de l’entrée analogique 1. Tempo.Décl. EA.1 1 0 100 s 0.1 s Mode de fonctionnement de l’élément de déclenchement de l’entrée analogique 1. Alarme I< EA.1 Désactivé Activé/Désactivé Sans objet Active ou désactive l’élément à minimum de courant de l’entrée analogique 1 utilisée pour surveiller l’entrée 4-20 mA seulement. Seuil Ala.I<EA.1 3.5 mA 0 4 mA 0.1 mA Seuil de fonctionnement de l’élément à minimum de courant de l’entrée analogique 1. (entrée 4-20 mA seulement) Réglages EA2/3/4 identiques à EA1. Sortie Analog. 1 Désactivé Activé, Désactivé Sans objet Active ou désactive l’élément de sortie analogique (transducteur) 1. Type Sort.Ana.1 4 – 20 mA 0-1mA, 0-10mA, 0-20mA, 420mA Type de la sortie analogique 1. Valeur Sort.An.1 Primaire Primaire, Secondaire Sans objet Ce réglage vérifie si les valeurs mesurées via la sortie analogique 1 sont des valeurs primaires ou secondaires. Param.Sort.Ana 1 Amplitude IA Une liste des paramètres est présentés dans le tableau ci-dessous Sans objet Ce réglage définit la grandeur mesurée affectée à la sortie analogique 1. Mini. Sort.Ana.1 0 La plage, le pas et l'unité correspondent au paramètre sélectionné dans le tableau ci-dessous Sans objet Réglage minimum de la sortie analogique 1. Définit la plage de mesure de la limite inférieure. Maxi. Sort.Ana.1 1.2 In La plage, le pas et l'unité correspondent au paramètre sélectionné dans le tableau ci-dessous Sans objet Réglage maximum de la sortie analogique 1. Définit la plage de mesure de la limite supérieure. Réglages SA2/3/4 identiques à SA1. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (ST) 4-43 La tâche de conversion de la sortie analogique fonctionne toutes les 50 ms et l'intervalle de rafraîchissement de mesure de la sortie analogique est de 50 ms. Les exceptions sont indiquées par un astérisque dans le tableau des paramètres des sorties analogiques ci-après. Ces mesures exceptionnelles sont mises à jour toutes les secondes. Les paramètres pouvant être associés aux sorties analogiques sont présentés dans le tableau ci-dessous : Paramètrage de la sortie analogique Abréviation Unité Plage Pas Valeur Mini par défaut Valeur Maxi par défaut Amplitude IA Amplitude IB Amplitude IC Ampli mesuré IN (P342) Ampli. mesurée IN-1 (P343/4/5) Ampli. mesurée IN-2 (P343/4/5) A 0 à 16 A 0.01 A 0A 1.2 A Amplitude I Sens. A 0à2A 0.01 A 0A 1.2 A Composantes symétriques du courant Amplitude Id Amplitude Ii Amplitude Io A 0 à 16 A 0.01 A 0A 1.2 A Courants efficaces de phase IA efficace* IB efficace* IC efficace* A 0 à 16 A 0.01 A 0A 1.2 A Amplitude des tensions phasephase Amplitude VAB Amplitude VBC Amplitude VCA V 0 à 200 V 0.1 V 0V 140 V Amplitude des tensions phaseneutre Amplitude VAN Amplitude VBN Amplitude VCN Ampli. mesurée VN1 Ampli calculéeVN Ampl calculée VN2 (P344/5) V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V Harmonique 3 de la tension de neutre VN Harmonique 3 V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V Composantes symétriques de la tension Amplitude Vd* Amplitude Vi Amplitude Vo V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V Tensions simples efficaces VAN eff.* VBN eff.* VCN eff.* V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V Fréquence Hz 0 à 70 Hz 0.01 Hz 45 Hz 65 Hz Puissance active triphasée W triphasé* W -6000 W à 6000 W 1W 0W 300 W Puissance réactive triphasée VAr triphasé* Var -6000 Var 1 Var à 6000 Var 0 Var 300 Var Amplitude de courant Amplitude du courant d'entrée sensible Amplitude de tension de neutre Fréquence ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-44 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Paramètrage de la sortie analogique ST Abréviation Unité Plage Pas Valeur Mini par défaut Valeur Maxi par défaut Puissance apparente triphasée VA triphasé* VA 0 à 6000 VA 1VA 0 VA 300 VA Facteur de puissance triphasé Cos phi triphasé* - -1 à 1 0.01 0 1 Puissance active monophasée W phase A* W phase B* W Phase C* W -2000 W à 2000 W 1W 0W 100 W Puissance réactive monophasée VAr Phase A* VAr phase B* VAr phase C* Var -2000 Var 1 Var 0 Var 100 Var Puissance apparente monophasée VA Phase A* VA Phase B* VA phase C* VA 0 1VA 0 VA 100 VA Facteur de puissance monophasé Cos phi Ph A* Cos phi Ph B* Cos phi Ph C* -1 à 1 0.01 0 1 Demandes de courant triphasé Demande fixe IA* Demande fixe IB* Demande fixe IC* Demande roul IA* Demande roul IB* Demande roul IC* Dem. pointe IA* Dem. pointe IB* Dem. pointe IC* A 0 à 16A 0.01 A 0A 1.2 A Demandes de puissance active triphasée Dem fixe W 3Ph* Dem roul W 3ph* Dem. pte W 3Ph* W -6000 W 1W 0W 300 W Demandes de puissance réactive triphasée Dem fixe VAr 3Ph* Dem roul VAr 3ph* Dem. pte VAr 3Ph* Var -6000 Var 1 Var 0 Var 300 Var Etat thermique du rotor Therm. Inverse % 0 à 200 0.01 0 120 Etat thermique du stator Surcharge Therm % 0 à 200 0.01 0 120 Températures RTD RTD 1* RTD 2* RTD 3* RTD 4* RTD 5* RTD 6* RTD 7* RTD 8* RTD 9* RTD 10* °C -40°C 0.1°C 0°C 200°C Entrées boucle de courant Entrée Analog. 1 Entrée Analog. 2 Entrée Analog. 3 Entrée Analog. 4 - -9999 0.1 0 9999 Flux, V/Hz V/Hz V/Hz 0-20 0.01 0 4 Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (ST) 4-45 Remarque 1 : Pour les mesures indiquées par une astérisque, le taux de rafraîchissement interne nominal est de 1 s, pour les autres mesures, le taux est de 0.5 période du réseau ou moins. Remarque 2 : La polarité de Watts, Vars et du facteur de puissance est affectée par le réglage du mode de mesure. Remarque 3 : Ces réglages sont pour le modèle d'équipement avec un courant nominal de 1 A et de tension de 100/120 V uniquement. Pour les autres versions nominales, il faut effectuer la multiplication correspondante. Remarque 4 : Pour les P343/4/5, les amplitudes des courants IA/IB/IC sont : Amplitude IA-1, Amplitude IB-1 et Amplitude IC-1. 1.3 Réglages système Les réglages système font partie du menu principal et sont utilisés pour paramétrer la configuration globale des équipements. Ils comprennent les réglages de sous-menu décrits en détail ci-dessous : 1.3.1 − Les réglages de configuration des fonctions de l’équipement − L’ouverture/fermeture de disjoncteur − Les réglages de rapports de transformation des TP et TC − Réinitialisation des LEDs − Le groupe actif de réglages de protection − Le mot de passe et les réglages de langue − Les réglages de surveillance et de commande du disjoncteur − Réglages liés à la communication − Les réglages de mesure − Les réglages d’enregistrements d’événements et de défauts − Les réglages de l’interface utilisateur − Les réglages de mise en service ST Données système Ce menu fournit des informations sur l’équipement et son état général. Paramétrage par défaut Libellé du menu Plage de réglage Mini Valeur de pas Maxi DONNEES SYSTEME Langage Français English/Français/Deutsch/ Espanol Sans objet La langue par défaut utilisée par l’équipement. Le choix est : Anglais, Français, Allemand et Espagnol. Mot de Passe **** Mot de passe de l’équipement de niveau 1 ou 2. Si le niveau de mot de passe 1 est saisi, le niveau d’accès est réglé à 1, et si le niveau de mot de passe 2 est saisi, le niveau d’accès sera réglé à 2. Sys liens fonct 0 Réglage permettant à la LED de déclenchement pré-affectée de se réinitialiser automatiquement, 1= RAZ automatique, 0 = Bloqué/Verrouillé. Description MiCOM P343 Description de l’équipement comportant 16 caractères. Elle peut être modifiée. Référence poste MiCOM Descriptif usine. Il peut être modifié. 1 P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-46 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Paramétrage par défaut Libellé du menu Numéro Modèle Plage de réglage Mini Maxi 50 Hz 60 Hz Valeur de pas P343?11???0320J Numéro de modèle de l'équipement. Numéro de Série 149 188B Numéro de série du relais. Fréquence 50 Hz 10 Hz Fréquence nominale de l'équipement. Réglable à 50 ou 60 Hz. Niveau de Comm. Affiche la conformité de l’équipement au communications Courier de niveau 2. Adresse Relais Définit l’adresse de l’équipement sur le premier port arrière. Etat poste 0000000000000000 Affiche l’état usine d'un maximum de 8 disjoncteurs. La P34x prend uniquement en charge une configuration à un seul disjoncteur. ST Etat de comm. 0000000000000000 Non utilisé. Groupe actif 1 Affiche le numéro du groupe de réglages actif. Réf. Logiciel 1 P343____1__320_A Réf. Logiciel 2 Affiche la version du logiciel de l’équipement, incluant le protocole et le modèle de l'équipement. La "Réf. Logiciel 2" est indiquée pour l’équipement disposant uniquement du protocole UCA2.0 et affiche la version de logiciel de la carte Ethernet. La Réf. Logiciel 2 reste vide étant donné que le protocole UCA2.0 ne fait partie des protocoles pris en charge par l’équipement P34x. Etat entrées 0000000000000000 Cette cellule du menu affiche l’état des entrées à opto-coupleur de l’équipement sous forme d’une chaîne binaire, un "1" indiquant une entrée logique sous tension et un "0" une entrée hors tension. Etat sorties 0000001000000000 Cette cellule du menu affiche l’état des contacts de sortie de l’équipement sous forme de chaîne binaire, où 1 indique un état commandé et 0 un état non commandé. Etat Alarme 1 00000000000000000000000000000000 Cette cellule du menu affiche l’état du premier groupe de 32 alarmes sous forme de chaîne binaire, où 1 indique un état de marche ON et 0 un état d’arrêt OFF. Inclut des alarmes fixes et programmables par l’utilisateur. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G96 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Etat entrées 0000000000000000 Dupliquer. Affiche l’état des entrées logiques. Etat sorties 0000001000000000 Duplication. Affiche l'état des contacts de sortie. Etat Alarme 1 00000000000000000000000000000000 Duplication de l’état d'alarme 1 ci-dessus. Etat Alarme 2 00000000000000000000000000000000 Cette cellule du menu affiche l’état du deuxième groupe de 32 alarmes sous forme de chaîne binaire, où 1 indique un état de marche ON et 0 un état d’arrêt OFF. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G128 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Paramétrage par défaut Libellé du menu Etat Alarme 3 (ST) 4-47 Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas 00000000000000000000000000000000 Cette cellule du menu affiche l’état du troisième groupe de 32 alarmes sous forme de chaîne binaire, où 1 indique un état de marche ON et 0 un état d’arrêt OFF. Spécialement affecté aux alarmes de plates-formes. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G228 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Niveau d'accès 2 Niveau d'accès. Lecture seulement. Le tableau suivant décrit la fonction de contrôle par mot de passe. Régler la cellule "Ctrl. Mot Passe" sur 0 1 2 (Par défaut) La cellule "Niveau d'accès" affiche 0 1 2 (Par défaut) Opérations Type de mot de passe requis Lecture de tous les réglages, de toutes les alarmes, de tous les enregistrements d’événements et de tous les enregistrements de défaut. Aucun Exécution de commandes, par exemple : fermeture/ouverture du disjoncteur. Réinitialisation des conditions de défaut et d’alarme. Réinitialisation des LEDs. Effacement des enregistrements d’événements et de défauts. Mot de passe de niveau 1 Édition de tous les autres réglages. Mot de passe de niveau 2 Lecture de tous les réglages, de toutes les alarmes, de tous les enregistrements d’événements et de tous les enregistrements de défaut. Aucun Exécution de commandes, par exemple : fermeture/ouverture du disjoncteur. Réinitialisation des conditions de défaut et d’alarme. Réinitialisation des LEDs. Effacement des enregistrements d’événements et de défauts. Aucun Édition de tous les autres réglages. Mot de passe de niveau 2 Lecture de tous les réglages, de toutes les alarmes, de tous les enregistrements d’événements et de tous les enregistrements de défaut. Aucun Exécution de commandes, par exemple : fermeture/ouverture du disjoncteur. Réinitialisation des conditions de défaut et d’alarme. Réinitialisation des LEDs Réinitialisation des enregistrements d’événements et de défauts. Aucun Édition de tous les autres réglages. Aucun ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-48 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Ctrl. Mot Passe Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu 2 Mini 0 Valeur de pas Maxi 2 1 Définit le niveau d’accès au menu de l’équipement. Ce réglage peut être modifié lorsque le niveau d’accès 2 est activé. Mot Passe Niv. 1 **** Réglage de mot de passe de niveau 1 (4 caractères). Mot Passe Niv. 2 **** Réglage de mot de passe de niveau 2 (4 caractères). 1.3.2 Visualisation des enregistrements Le menu VISU. ENREG. offre des informations concernant les enregistrements de défauts et de maintenance. L’équipement sauvegarde les 5 derniers enregistrements de défauts et les 10 derniers enregistrements de maintenance. ST Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Valeur de pas Maxi VISU. ENREG. Sélect.Evènement 0 0 249 Plage de réglage de 0 à 511. Permet de sélectionner l'enregistrement d'événement requis parmi les 512 enregistrements sauvegardés en mémoire. Une valeur de 0 correspond à l’événement le plus récent et ainsi de suite. Réf Menu Cellule (depuis enregistrement) Alarme maintenue active, Alarme maintenue inactive, Alarme à RAZ automatique active, Alarme à RAZ automatique inactive, Événement de contact de sortie, Événement d'entrée opto, Événement de protection, Événement général, Événement de perturbographie, Événement de maintenance Indique le type d'événement. Date et heure Données Horodatage de l'événement par l'horloge interne en temps réel Texte Evènement Données. Description de l'événement sur 32 caractères au maximum. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste d'événements du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD) ou au chapitre Mesures et enregistrements (P34x/FR MR). Valeur Evènement Données. Chaîne binaire de 32 bits indiquant l'état Activé ou Désactivé (1 ou 0) du contact de sortie, de l'entrée opto ou de l'événement de protection selon le type d'événement. Un nombre entier non signé est utilisé pour les enregistrements de maintenance. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste d'événements du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD) ou au chapitre Mesures et enregistrements (P34x/FR MR). Sélect. Défaut 0 0 4 1 Plage de réglage : 0 à 4. Cela permet de sélectionner l'enregistrement de défaut nécessaire parmi les 5 enregistrements sauvegardés en mémoire. La valeur 0 correspond au défaut le plus récent et ainsi de suite. Phase en défaut 00000000 Affiche la phase en défaut sous la forme d'une chaîne binaire, bits 0 – 8 = Démarrage A/B/C/N Déclenchement A/B/C/N. Fonct. démarr. 1 00000000000000000000000000000000 Chaîne binaire de 32 bits indiquant l'état des 32 premiers signaux de démarrage. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G84 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Fonct. démarr. 2 (ST) 4-49 Mini Valeur de pas Maxi 00000000000000000000000000000000 Chaîne binaire de 32 bits indiquant l'état du deuxième groupe de 32 signaux de démarrage. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G107 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Fonct. démarr. 3 00000000000000000000000000000000 Chaîne binaire de 32 bits indiquant l'état du troisième groupe de 32 signaux de démarrage. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G129 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Fonct. Décl. 1 00000000000000000000000000000000 Chaîne binaire de 32 bits indiquant l'état des 32 premiers signaux de déclenchement. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G85 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Fonct. Décl. 2 00000000000000000000000000000000 Chaîne binaire de 32 bits indiquant l'état du deuxième groupe de 32 signaux de déclenchement. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G86 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Fonct. Décl. 3 00000000000000000000000000000000 Chaîne binaire de 32 bits indiquant l'état du troisième groupe de 32 signaux de déclenchement. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G130 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Alarmes défaut 0000001000000000 Chaîne binaire de 32 bits indiquant l'état des signaux d'alarme. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste de types de données G87 du chapitre Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Heure défaut Données. Date et heure du défaut. Groupe actif Données. Groupe de réglages actif 1 à 4. Fréquence réseau Données Fréquence du réseau. Durée du défaut Durée du défaut. Temps écoulé entre le démarrage ou le déclenchement et le moment où les éléments à minimum de courant indiquent que le disjoncteur est ouvert. Temps fonct. DJ Données. Temps de manœuvre du disjoncteur. Temps écoulé entre le déclenchement de la protection et le moment où les éléments à minimum de courant indiquent que le disjoncteur est ouvert. Tps déc. Prot. Données. Temps de déclenchement de l'équipement. Temps écoulé entre le démarrage de la protection et son déclenchement. Les cellules suivantes fournissent des informations de mesure du défaut : IA-1, IB-1, IC-1, VAB, VBC, VCA, VAN, VBN, VCN, IA-2, IB-2, IC-2, IA Différentiel, IB Différentiel, IC Différentiel, VN1 Mesuré, VN2 Mesuré, VN Dérivé, IN Mesuré, I Sensible, IREF Diff, IREF Retenue, Ii, Vi, W triphasé, VAr triphasé, Cos phi triphasé, RTD 1-10, Entrée Analog. 1-4, 64S Amplitude V, 64S Amplitude I, 64S Rprimary, 64R CL Input, 64R R Fault. Sélect.Evt.Maint 0 0 9 1 Plage de réglage : 0 à 9. Cela permet de sélectionner le rapport de maintenance nécessaire parmi les 10 rapports sauvegardés en mémoire. Une valeur de 0 correspond au rapport le plus récent et ainsi de suite. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-50 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Paramétrage par défaut Libellé du menu Texte Evt. Maint Plage de réglage Mini Valeur de pas Maxi Données. Description de l'événement sur 32 caractères au maximum. Pour de plus amples informations, se reporter au chapitre Mesures et enregistrements (P34x/FR MR). Type Evt.Maint Données. Type d'enregistrements de maintenance Ceci est un nombre définissant le type de défaut. Donnèes Maint 0 0 4 1 Code d'erreur associé à la défaillance constatée par l'autocontrôle. Les cellules 'Type Evt. Maint' et 'Données Maint' comportent des valeurs chiffrées représentant l'événement. Elles constituent un code d'erreur spécifique, à mentionner dans toute correspondance avec le fabricant à ce sujet. Indicat. réinit Non Non, Oui Sans objet Permet de réinitialiser les voyants LED et contacts de sortie maintenus si l'élément de protection correspondant a été réinitialisé. ST 1.3.3 Mesures 1 Ce menu donne des informations sur les mesures. Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas MESURES 1 Amplitude IA / IA-1 Données. IA. P342 / IA-1.P343,4,5 Déphasage IA / IA-1 Données. IA. P342 / IA-1.P343,4,5 Amplitude IB /IB-1 Données. IA. P342 / IA-1.P343,4,5 Déphasage IB / IB-1 Données. IA. P342 / IA-1.P343,4,5 Amplitude IC / IC-1 Données. IA. P342 / IA-1.P343,4,5 Déphasage IC / IC-1 Données. IA. P342 / IA-1.P343,4,5 Ampli mesuré IN Données. Déph. mesuré IN Données. Ampli dérivé IN / IN-1 Données. IN = IA+IB+IC, P342 / IN-1 = IA-1+IB-1+IC-1, P343/4/5. Déph. dérivé IN Données. AmplitudeI Sens. Données. Déph. I Sens. Données. Amplitude Id Données. Courant direct. Amplitude Ii Données. Courant inverse. Amplitude Io Données. Courant homopolaire. IA efficace Données. IB efficace Données. IC efficace Données. Ampli dérivéIN-2 Données. IN-2 = IA-2+IB-2+IC-2. P343/4/5. Amplitude VAB Données. Déphasage VAB Données. Amplitude VBC Données. Déphasage VBC Données. Amplitude VCA Données. Déphasage VCA Données. Amplitude VAN Données. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Déphasage VAN Données. Amplitude VBN Données. Déphasage VBN Données. Amplitude VCN Données. Déphasage VCN Données. Plage de réglage Mini Ampl mesurée VN VN1 Données VN. P342/ VNI. P343/4/5 DéphasMesuré VN VN1 Données VN. P342/ VNI. P343/4/5 / 1.3.4 Paramétrage par défaut (ST) 4-51 / Ampli dérivé VN Données. VN = VA+VB+VC. Amplitude Vd Données. Tension directe. Amplitude Vi Données. Tension inverse. Amplitude Vo Données. Tension homopolaire. VAN eff Données. VBN eff Données. VCN eff Données. Fréquence Données. Amplitude Id Données. Courant direct. Déphasage Id Données. Amplitude Ii Données. Courant inverse. Déphasage Ii Données. Amplitude Io Données. Courant homopolaire. Déphasage Io Données. Amplitude Vd Données. Tension directe. Déphasage Vd Données. Amplitude Vi Données. Tension inverse. Déphasage Vi Données. Amplitude Vo Données. Tension homopolaire. Déphasage Vo Données. Ampl mesurée VN2 Données. P344/5. DéphasMesuré VN2 Données. P344/5. Maxi Valeur de pas ST Mesures 2 Ce menu offre des informations concernant les mesures. Libellé du menu Paramétrage par défaut MESURES 2 W Phase A Données. W Phase B Données. W Phase C Données. VAr Phase A Données. VAr Phase B Données. VAr Phase C Données. VA Phase A Données. VA Phase B Données. Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-52 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu ST Paramétrage par défaut Plage de réglage Mini VA Phase C Données. W triphasé Données. VAr triphasé Données. VA triphasé Données. Puiss Inverse Si Données. Puissance inverse, Si = Vi x Ii. Cos phi triphasé Données. Cos phi Ph A Données. Cos phi Ph B Données. Cos phi Ph C Données. W/h 3ph Aval Données. W/h 3ph Amont Données. Var/h 3ph Aval Données. Var/h 3ph Amont Données. Dem fixe W 3Ph Données. Dem fixe VAr 3Ph Données. Demande fixe IA Données. Demande fixe IB Données. Demande fixe IC Données. Dem roul W 3ph Données. Dem roul VAr 3ph Données. Demande roul IA Données. Demande roul IB Données. Demande roul IC Données. Dem. pte W 3ph Données. Dem. pte VAr 3Ph Données. Dem. pointe IA Données. Dem. pointe IB Données. Dem. pointe IC Données. RAZ Demande Non Maxi Non, Oui Valeur de pas Sans objet Commande de remise à zéro des mesures de demande. Peut être utilisée pour remettre à zéro les mesures de demande fixes, de roulement et de pointe. 1.3.5 Mesures 3 Ce menu offre des informations concernant les mesures. Libellé du menu Paramétrage par défaut MESURES 3 Amplitude IA-2 Données. P344,5 Déphasage IA-2 Données. P344,5 Amplitude IB-2 Données. P344,5 Déphasage IB-1 Données. P344,5 Amplitude IC-2 Données. P344,5 Déphasage IC-2 Données. P344,5 Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu (ST) 4-53 Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas IA Différentiel Données. P343/4/5. IB Différentiel Données. P343/4/5. IC Différentiel Données. P343/4/5. IA Retenue Données. P343/4/5. IB Retenue Données. P343/4/5. IC Retenue Données. P343/4/5. Diff IREF Données. Retenue IREF Données. 3e harmonique VN Données. Harmonique 3 de tension de neutre utilisée pour la protection 100% masse stator. P343/4/5 Therm. Inverse Données. Etat de la protection thermique à courant inverse. RAZ Inv. Therm. Non Non, Oui Sans objet Commande de remise à zéro de l'état de la protection thermique à courant inverse. Remet l'état thermique inverse à 0. RTD #1 Données. RTD 2-10 Données. Cct ouv RTD 00000000 Cette cellule du menu affiche l’état des huit sondes RTD sous forme d’une chaîne binaire, 0 = Pas de circuit ouvert, 1 = Circuit ouvert. Les alarmes Circuit ouvert sont maintenues. Court-cct RTD 00000000 Cette cellule du menu affiche l’état des huit sondes RTD sous forme d’une chaîne binaire, 0 = Pas de court-circuit, 1 = Court-circuit. Les alarmes Court-circuit sont maintenues. Err. données RTD 00000000 Cette cellule du menu affiche l’état des huit sondes RTD sous forme d’une chaîne binaire, 0 = Pas d'erreur de données, 1 = Erreur de données. Les alarmes Erreur de données sont maintenues. RAZ indic. RTD Non Non, Oui Sans objet Commande d'effacement des alarmes RTD. Remet à zéro les alarmes Cct ouv RTD, Court-cct RTD et Err. données RTD. Watts sens. Ph A Données. Vars sens. Ph A Données. Angle puis. Ph A Données. Surcharge Therm Données. État thermique. RAZ thermique Non Non, Oui Sans objet Commande de remise à zéro de la fonction de surcharge thermique Remet l'état thermique à 0. Entrée Analog. 1 Données. Entrée boucle de courant (transducteur) 1. Entrée Analog. 2 Données. Entrée boucle de courant (transducteur) 2. Entrée Analog. 3 Données. Entrée boucle de courant (transducteur) 3. Entrée Analog. 4 Données. Entrée boucle de courant (transducteur) 4. Tempo Band 1 (s) Données. Temps cumulé de fréquence anormale de la turbine dans la bande de fréquence 1. RAZ Fréq Band 1 Non Non, Oui Sans objet Commande de réinitialisation de la bande de fréquence 1. Remets le temps cumulé de la bande de fréquence 1 à 0 s. Tempo Band 2-6 (s) Données. Temps cumulé de fréquence anormale de la turbine dans la bande de fréquence 2-6. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-54 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu RAZ Fréq Band 2-6 Paramétrage par défaut Non Plage de réglage Mini Maxi Non, Oui Valeur de pas Sans objet Commande de réinitialisation de la bande de fréquence 2-6. Remets le temps cumulé de la bande de fréquence 2-6 à 0 s. RAZ Fréq Bande Non Non, Oui Sans objet Commande de réinitialisation des bandes de fréquence. Remets le temps cumulé de toutes les bandes de fréquence (1-6) à 0 s. ST 1.3.6 V/Hz Données. 64S Amplitude V Données. Tension 20 Hz pour la protection 100% masse stator. P345. 64S Amplitude I Données. Courant 20 Hz pour la protection 100% masse stator. P345. 64S Déphasage I Données. Déphasage courant-tension 20 Hz pour la protection 100% masse stator. P345. 64S R secondary Données. Résistance secondaire pour la protection 100% masse stator. P345. 64S R primary Données. Résistance primaire pour la protection 100% masse stator. P345. 64R CL Input Données. Courant sur l'entrée boucle de courant Défaut terre rotor (0-20 mA). 64R R Fault Données. Résistance primaire de défaut terre rotor issue de l'entrée boucle de courant connectée à l'unité P391. Condition de disjoncteur L’équipement P342/3/4/5 comprend des mesures qui permettent la surveillance de la condition de disjoncteurs. Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas CONDITION DJ Opérations DJ Données. Nombre de manœuvres de déclenchement du disjoncteur. Total somme IA Données. Cumul des courants coupés de déclenchement de la protection de phase A. Total somme IB Données. Cumul des courants coupés de déclenchement de la protection de phase B. Total somme IC Données. Cumul des courants coupés de déclenchement de la protection de phase C. Temps fonct. DJ Données. Temps fonct. DJ = temps écoulé entre le déclenchement de la protection et le moment où les éléments à minimum de courant indiquent que le disjoncteur est ouvert. RAZ Infos DJ Non Non, Oui Sans objet Commande de remise à zéro des informations du disjoncteur. Permet la remise à zéro des manoeuvres du disjoncteur et des compteurs de courants coupés IA/IB/IC. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.3.7 (ST) 4-55 Commande de disjoncteur L’équipement P342/3/4/5 comprend des réglages qui permettent la remise à zéro des alarmes de verrouillage surveillant l’état du disjoncteur, et la sélection du type des contacts auxiliaires du disjoncteur devant être utilisés pour indiquer sa position. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas COMMANDE DJ RAZ verrouillage Non Non, Oui Sans objet Commande de remise à zéro des verrouillages. Permet de remettre à zéro les alarmes de verrouillage qui surveillent l'état du disjoncteur. RAZ verr. Par Fermeture DJ Interface util., Fermeture DJ Sans objet Réglage qui détermine si une condition de verrouillage sera remise à zéro par une commande manuelle d'enclenchement du disjoncteur ou à l’aide de l’interface utilisateur. T RAZ enc.manuel 5s 0.01 s 600 s 0.01 s Temporisation de remise à zéro d’un enclenchement manuel. Un verrouillage est automatiquement remis à zéro à partir d’un enclenchement manuel à l’issue de cette temporisation. Entrée état DJ Aucun Aucun, 52A, 52B, 52A et 52B Sans objet Réglage qui permet de définir le type des contacts du disjoncteur qui seront utilisés pour le circuit de contrôle logique du disjoncteur. 1.3.8 Date et heure Affiche la date et l’heure ainsi que l’état de la pile. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Maxi Valeur de pas Désactivé ou Activé Sans objet Carte Non Insérée/Carte en Défaut/Signal OK/Pas de Signal Sans objet Mini DATE ET HEURE Date/Heure Données Affiche la date et l’heure actuelles de l’équipement. Sync. IRIG-B Désactivé Active ou désactive la synchronisation horaire IRIG-B. Etat IRIG-B Données Etat de la carte IRIG-B. Etat Batterie Décharg. ou Opérationnelle Indique si la pile est opérationnelle ou non. Alarme Batterie Activé Désactivé ou Activé Sans objet Active ou désactive l’alarme de la pile. L’alarme de la pile doit être désactivée lorsque la pile est retirée ou n’est pas utilisée. État SNTP Données Disabled/Trying Server1/ Trying Server 2/Server 1 OK/Server 2 OK/No response/No Valid Clock Affiche des informations concernant l’état de synchronisation horaire SNTP. Sans objet ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-56 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Activation heure locale Paramétrage par défaut Fixe Plage de réglage Mini Maxi Disabled/Fixed/ Flexible Valeur de pas Sans objet Réglage qui permet d’activer ou de désactiver les réglages d’heure locale. Disabled (Désactivé) – Aucun fuseau horaire local ne sera maintenu. Une synchronisation horaire sera initiée depuis une interface quelconque pour régler l’horloge centrale, et toutes les heures affichées (ou de lecture) sur l’ensemble des interfaces dépendront de l’horloge centrale, sans nécessiter de réglage. Fixed (Fixe) – Un réglage de fuseau horaire local peut être défini à l’aide du réglage ‘LocalTime offset’, et toutes les interfaces utiliseront l’heure locale, sauf la synchronisation horaire SNTP et l’horodatage CEI61850. Flexible (Souple) - Un réglage de fuseau horaire local peut être défini à l’aide du réglage ‘LocalTime offset’, et chaque interface peut être associée à un fuseau UTC ou d’heure locale, sauf les interfaces locales qui figureront toujours dans le fuseau horaire local, et CEI61850/SNTP qui figureront toujours dans le fuseau UTC. LocalTime Offset ST 0 min -720 min 720 min 1 min Réglage qui permet de définir un décalage de -12 à +12 heures à 15 minutes d’intervalle pour le fuseau horaire local. Ce réglage est appliqué à l’heure qui dépend de l’horloge centrale, soit UTC/GMT. DST Enable Activé Désactivé ou Activé Sans objet Réglage qui permet d’activer ou de désactiver l’heure d’été à l’heure locale. DST Offset 60 min 30 min 60 min 30 min Réglage qui permet de définir le décalage d’heure d’été à utiliser localement. Début DST Dernier Premier / Deuxième / Troisième / Quatrième / Dernier Sans objet Réglage qui permet de définir la semaine du mois dans laquelle l’heure d’été sera mise en vigueur. Premier jour DST Dimanche Dimanche / Lundi / Mardi / Mercredi / Jeudi / Vendredi / Samedi Sans objet Réglage qui permet de définir le jour de la semaine dans laquelle l’heure d’été sera mise en vigueur. Premier mois DST Mars Janvier / Février / Mars / Avril / Mai / Juin / Juillet / Août / Septembre / Octobre / Novembre / Décembre Sans objet Réglage qui permet de définir le mois dans lequel l’heure d’été sera mise en vigueur. Minutes de début DST 60 min 0 min 1425 min 15 min Réglage qui permet de définir l’heure du jour à laquelle l’heure d’été sera mise en vigueur. Ce réglage se fait à 00 :00 heure le jour sélectionné lorsque le changement horaire doit entrer en vigueur. Fin DST Dernier Premier / Deuxième / Troisième / Quatrième / Dernier Sans objet Réglage qui permet de définir la semaine du mois dans laquelle l’heure d’été doit prendre fin. Dernier jour DST Dimanche Dimanche / Lundi / Mardi / Mercredi / Jeudi / Vendredi / Samedi Sans objet Réglage qui permet de définir le jour de la semaine dans laquelle l’heure d’été doit prendre fin. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Dernier mois DST (ST) 4-57 Plage de réglage Paramétrage par défaut Octobre Mini Valeur de pas Maxi Janvier / Février / Mars / Avril / Mai / Juin / Juillet / Août / Septembre / Octobre / Novembre / Décembre Sans objet Réglage qui permet de définir le mois dans lequel l’heure d’été doit prendre fin. Minutes de fin DST 60 min 0 min 1425 min 15 min Réglage qui permet de définir l’heure du jour à laquelle l’heure d’été doit prendre fin. Ce réglage se fait à 00 :00 heure le jour sélectionné lorsque le changement horaire doit prendre fin. Fuseau horaire CA1 Local UTC / Local Sans objet Réglage de l’interface de port arrière 1 qui permet de préciser si la synchronisation horaire reçue sera locale ou coordonnée au temps universel. Fuseau horaire CA2 Local UTC / Local Sans objet Réglage de l’interface de port arrière 2 qui permet de préciser si la synchronisation horaire reçue sera locale ou coordonnée au temps universel. Fuseau horaire du Tunnel Local UTC / Local Sans objet Réglage qui permet de préciser si la synchronisation horaire reçue sera locale ou coordonnée au temps universel lorsque le protocole Courier passe par différents ‘tunnels' sur un réseau Ethernet. 1.3.9 Rapports TC/TP Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Valeur de pas Maxi RAPPORTS TC/TP Prim. TP Princ. 110.0 V 100 1000 kV 1 Transformateur de tension principal, réglage de la tension du primaire. Second.TP Princ. 110.0 V 80 140 1 1000 kV 1 Transformateur principal, réglage de la tension secondaire. Prim. TP VN1 110.0 V 100 Réglage de la tension primaire.de l’entrée VN1, VN1 est l’entrée de tension du neutre. Second. TP VN1 110.0 V 80 140 1 1000 kV 1 Réglage de la tension secondaire.de l’entrée VN1, Prim. TP VN2 110.0 V 100 Réglage de la tension primaire de l’entrée VN2, de la tension primaire. VN2 représente la 2ème entrée de tension du neutre de l’équipement P344/5. Second. TP VN2 110.0 V 80 140 1 30k 1 Réglage de la tension secondaire de l’entrée VN2. P344/5 Prim. TC Phase 1 000A 1 Réglage du courant nominal primaire de l’entrée de transformateur de courant de phase. Second. TC Phase 1 000A 1 5 4 Réglage du courant nominal secondaire de l’entrée de transformateur de courant de phase,. Prim. TC Tore 1 000A 1 30k 1 Réglage du courant nominal primaire de l’entrée de transformateur de courant de défaut à la terre, Second. TC Tore 1 000A 1 5 4 Réglage du courant nominal secondaire de l’entrée de transformateur de courant de défaut à la terre. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-58 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Prim. TC DTS Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini 1 000A 1 Valeur de pas Maxi 30k 1 Réglage du courant nominal primaire de l’entrée de transformateur de courant sensible. Second. TC DTS 1 000A 1 5 4 Réglage du courant nominal secondaire de l’entrée de transformateur de courant sensible. 1.3.10 Contrôle des enregistrements Il est possible de désactiver l’enregistrement des événements à partir de toute interface utilisateur pouvant effectuer des changements de réglages. Les réglages contrôlant l’enregistrement des différents types d’événements se trouvent sous l'en-tête de colonne ‘Contrôle Enreg’. L’effet du réglage de chacun d’entre eux sur désactivé est comme suit : Libellé du menu Paramétrage par défaut Réglages disponibles CONTROLE ENREG Efface Evénement ST Non Non ou Oui La sélection de “Oui” entraîne l’effacement du journal des événements et la génération d’un événement indiquant que les événements ont été effacés. Efface Défauts Non Non ou Oui La sélection de “Oui” entraîne l’effacement des enregistrements de défaut existants de l’équipement. Efface JdB Maint Non Non ou Oui La sélection de “Oui” entraîne l’effacement des enregistrements de maintenance existants de l’équipement. Evt Alarmes Activé Activé ou Désactivé La désactivation de ce réglage signifie qu’il ne sera généré d'événement pour aucune alarme. Evt Contacts Activé Activé ou Désactivé La désactivation de ce réglage signifie qu'il ne sera généré d'événement pour aucun changement d’état de contact de sortie. Evt Entrées Opto Activé Activé ou Désactivé La désactivation de ce réglage signifie qu'il ne sera généré d'événement pour aucun changement d’état d'entrée logique. Evt Général Activé Activé ou Désactivé La désactivation de ce réglage signifie qu’il ne sera généré aucun événement général. Pour de plus amples informations, se reporter à la liste des enregistrements d'événements de la Base de données des menus de l'équipement (P34x/FR MD). Evt Enreg. Déf. Activé Activé ou Désactivé La désactivation de ce réglage signifie qu'il ne sera généré d’événement pour aucun défaut produisant un enregistrement de défaut. Evt Enreg.Maint. Activé Activé ou Désactivé La désactivation de ce réglage signifie qu’il ne sera généré d'événement pour aucun enregistrement de maintenance. Evt Protection Activé Activé ou Désactivé La désactivation de ce réglage signifie qu'il ne sera généré d'événement pour aucun fonctionnement des éléments de protection. DDB 31 0 11111111111111111111111111111111 Réglage sur 32 bits permettant d'activer ou de désactiver les enregistrements d'événement pour les DDB 0 à 31. Pour chaque bit : 1 = enregistrement d'événement activé, 0 = enregistrement d'événement désactivé. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu DDB 1407 -1376 (ST) 4-59 Paramétrage par défaut Réglages disponibles 11111111111111111111111111111111 Réglage sur 32 bits permettant d'activer ou de désactiver les enregistrements d'événements pour les DDB 1407 à 1376. Pour chaque bit : 1 = enregistrement d'événement activé, 0 = enregistrement d'événement désactivé. Il existe des cellules similaires contenant des chaînes binaires de 32 bits pour toutes les DDB de 0 à 1407. Seules les première et dernière chaînes binaires de 32 bit sont indiquées ici. 1.3.11 Réglages de perturbographie Les réglages englobent le moment du démarrage et la durée d’enregistrement, la sélection des signaux analogiques ou logiques à enregistrer, ainsi que les signaux provoquant le démarrage de l’enregistrement. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas PERTURBOGRAPHIE Durée 1.5 s 0.1 s 10.5 s 0.01 s 0 100% 0.1% Définit la durée globale de l’enregistrement Position Dclnch. 33.3% Définit le point de déclenchement en pourcentage de la durée. Par exemple, les réglages par défaut indiquent une durée d’enregistrement totale de 1.5 s, avec un seuil de déclenchement de 33%, soit une durée d'enregistrement avant défaut de 0.5 s et une durée d'enregistrement après défaut de 1 s. Mode décl. Simple Simple ou Etendu Si "Mode Décl" est réglé sur 'Simple', lorsqu'un déclenchement supplémentaire se produit pendant l'enregistrement, l'enregistreur ignore le déclenchement. Néanmoins, si le "Mode décl" est réglé sur "Etendu", la temporisation après déclenchement est remise à zéro prolongeant ainsi le temps d'enregistrement. Voie analog. 1 VA Inutilisée, VA, VB, VC, VN1, IA-1, IB-1, IC-1, IN, I Sensible, IA-2, IB-2, IC-2, VN2, V64S, I64S, Fréquence, 64R CL Input Raw (non filtrée), 64R R Fault Raw (non filtrée), 64R R Fault (filtrée) Permet de sélectionner toute entrée analogique disponible et de l'affecter à cette voie. Voie analog. 2 VB Comme ci-dessus Voie analog. 3 VC Comme ci-dessus Voie analog. 4 VN1 Comme ci-dessus Voie analog. 5 IA-1 Comme ci-dessus Voie analog. 5 IB-1 Comme ci-dessus Voie analog. 6 IC-1 Comme ci-dessus Voie analog. 7 I Sensible Comme ci-dessus Voie analog. 8 IN Comme ci-dessus Voie analog. 9 IA-2 Comme ci-dessus. P343/4/5. Voie analog. 10 IB-2 Comme ci-dessus. P343/4/5. Voie analog. 11 IC-2 Comme ci-dessus. P343/4/5. Voie analog. 12 VN2 Comme ci-dessus. P344/5. Voie analog. 13 V64S Comme ci-dessus. P345. Voie analog. 14 I64S Comme ci-dessus. P345. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-60 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Entrée TOR 1 à 32 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Relais 1 à 12 et optos 1 à 12 Mini Maxi Valeur de pas N'importe lequel des 12 contacts de sortie ou des 12 entrées optos ou des signaux numériques internes Les voies logiques peuvent être mappées sur n'importe quels contacts de sortie ou entrées opto-isolées, ainsi qu'à un certain nombre de signaux numériques internes à l'équipement, tels que les démarrages de protection, les LED, etc. Critère entrée1 à Critère entrée32 Pas de démarrage sauf contacts de déclenchement DJ réglés en front montant (Dém. fr. montant) Pas de démarrage, Démarrage front montant ou Démarrage front descendant. Toute voie logique peut être sélectionnée pour déclencher la perturbographie sur un front montant (B/H) ou sur un front descendant (H/B). 1.3.12 ST Configuration des mesures Libellé du menu Réglages par défaut Réglages disponibles CONFIG MESURES Affich. par déf. Description Description/Référence poste/Fréquence/Niveau d'accès/Courant 3Ph + N/Tension 3Ph/Puissance/Date et heure Ce paramètre peut être utilisé pour choisir l’affichage par défaut parmi une série d’options d’affichage. Il convient de remarquer qu’il est également possible de visualiser les autres affichages par défaut lorsqu’on se trouve au niveau par défaut à l’aide des touches et . Toutefois, à l’expiration d’une temporisation de 15 minutes, l’affichage par défaut retourne à celui qui avait été sélectionné par ce paramètre. Valeurs en Local Primaire Primaire/Secondaire Ce paramètre permet de vérifier si les valeurs, mesurées via l'interface face avant ou via le port de communication Courier en face avant Courier, s’affichent sous forme de grandeurs primaires ou secondaires. Valeurs à Dist. Primaire Primaire/Secondaire Ce paramètre permet de vérifier si les valeurs mesurées via le port de communication arrière s’affichent sous forme de grandeurs primaires ou secondaires. Réf. mesure VA VA/VB/VC/IA/IB/IC Ce paramètre permet de sélectionner la référence de phase pour toutes les mesures d’angle effectuées par l’équipement. Mode mesure 0 0 à 3 par pas de 1 Ce paramètre est utilisé pour contrôler le signe des grandeurs de puissance active et réactive. La convention de signes adoptée est définie au chapitre Mesures et enregistrements (P34x/FR MR). Période dem fixe 30 minutes 1 à 99 minutes par pas de 1 minute Ce paramètre définit la longueur de la fenêtre de demande fixe. Ss-période roul. 30 minutes 1 à 99 minutes par pas de 1 minute La demande de roulement utilise une fenêtre glissante/tournante. Le fenêtre de demande de roulement est composée d’un certain nombre de sous-périodes plus courtes (Nb Ss-périodes). La résolution de la fenêtre de roulement est la longueur de la sous-période (Ss-période roul.), les valeurs affichées étant actualisées à l’issue de chaque sous-période. Nb Ss-périodes 1 1 à 15 par pas de 1 Ce réglage est utilisé pour paramétrer le nombre de sous-périodes de demande de roulement. Valeurs à Dist 2 Primaire Primaire/Secondaire Ce paramètre permet de vérifier si les valeurs mesurées via le 2nd port de communication arrière s’affichent sous forme de grandeurs primaires ou secondaires. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.3.13 (ST) 4-61 Port de communication Les réglages des communications s’appliquent uniquement au port de communication en face arrière et dépendent du protocole spécial utilisé. Pour plus de détails, consulter le chapitre Communications SCADA (P34x/FR SC). 1.3.13.1 Réglages des Communications pour le protocole Courier Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Valeur de pas Maxi COMMUNICATIONS Protocole CA1 Courier Indique le protocole de communication qui sera utilisé sur le port de communication en face arrière. Adresse CA1 255 0 255 1 Cette cellule définit l’adresse unique de l’équipement de sorte que seul un équipement est interrogé par le logiciel de la station maître. InactivTempo CA1 15 min. 1 min. 30 min. 1 min. Cette cellule contrôle la durée pendant laquelle l’équipement attend sans recevoir de message sur le port arrière, avant de reprendre son état par défaut, ce qui inclut la réinitialisation de tout accès par mot de passe précédemment activé. LienPhysique CA1 Cuivre Cuivre, Fibre optique ou KBus Cette cellule définit si un raccordement électrique EIA(RS)485, à fibre optique ou KBus est utilisé pour assurer les communications entre la station maître et l'équipement. Si ‘Fibre Optique’ est sélectionné, l'option: carte de communications à fibre optique est nécessaire. Config. Port CA1 KBus KBus ou EIA(RS)485 Cette cellule définit si un raccordement électrique KBus ou EIA(RS)485 est utilisé pour assurer les communications entre la station maître et l'équipement. Mode de Com. CA1 Trame CEI 60870 FT1.2 Trame CEI60870 FT1.2 ou 10-Bit NonParité Il s’agit d’un choix de CEI 60870 FT1.2 pour une opération normale avec modems de 11 bits, ou de 10 bits sans parité. Vitesse CA1 19 200 bps 9 600 bps, 19 200 bps ou 38 400 bps Cette cellule règle la vitesse de communication entre la protection et la station maître. Il est essentiel que la protection et la station maître soient configurées avec la même vitesse. 1.3.13.2 Réglages des Communications pour protocole Modbus Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Valeur de pas Maxi COMMUNICATIONS Protocole CA1 MODBUS Indique le protocole de communication qui sera utilisé sur le port de communication en face arrière. Adresse CA1 1 1 247 1 Cette cellule définit l’adresse unique de l’équipement de sorte que seul un équipement est interrogé par le logiciel de la station maître. InactivTempo CA1 15 min. 1 min. 30 min. 1 min. Cette cellule contrôle la durée pendant laquelle l’équipement attend sans recevoir de message sur le port arrière, avant de reprendre son état par défaut, ce qui inclut la réinitialisation de tout accès par mot de passe précédemment activé. Vitesse CA1 19 200 bps 9 600 bps, 19 200 bps ou 38 400 bps Cette cellule règle la vitesse de communication entre la protection et la station maître. Il est essentiel que la protection et la station maître soient configurées avec la même vitesse. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-62 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Parité CA1 Aucun Mini Maxi Valeur de pas Impaire, Paire ou Aucune Cette cellule contrôle la parité utilisée dans les structures de données. Il est essentiel que l’équipement et la station maître soient configurés avec la même parité. LienPhysique CA1 Cuivre Cuivre ou Fibre Optique Cette cellule définit si un raccordement électrique EIA(RS)485 ou à fibre optique est utilisé pour assurer les communications entre la station maître et l'équipement. Si ‘Fibre Optique’ est sélectionné, l'option: carte de communications à fibre optique est nécessaire. Heure IEC Modbus Standard IEC Standard IEC ou Inverse Si ‘Standard IEC’ est sélectionné, le format horaire est conforme aux normes CEI 60870-5-4 ; l’octet d’information 1 est transmis en premier, suivi par les octets 2 à 7. Si ‘Inverse’ est sélectionné, la transmission des données est inversée. 1.3.13.3 Réglages des Communications pour protocole CEI 60870-5-103 ST Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Maxi Valeur de pas COMMUNICATIONS Protocole CA1 IEC60870-5-103 Indique le protocole de communication qui sera utilisé sur le port de communication en face arrière. Adresse CA1 1 0 247 1 Cette cellule définit l’adresse unique de l’équipement de sorte que seul un équipement est interrogé par le logiciel de la station maître. InactivTempo CA1 15 min. 1 min. 30 min. 1 min. Cette cellule contrôle la durée pendant laquelle l’équipement attend sans recevoir de message sur le port arrière, avant de reprendre son état par défaut, ce qui inclut la réinitialisation de tout accès par mot de passe précédemment activé. Vitesse CA1 19 200 bps 9 600 bps ou 19 200 bps Cette cellule règle la vitesse de communication entre la protection et la station maître. Il est essentiel que la protection et la station maître soient configurées avec la même vitesse. Période Mes. CA1 15 s 1s 60 s 1s Cette cellule contrôle l’intervalle utilisé par l’équipement pour l'envoi des données mesurées à la station maître. LienPhysique CA1 Cuivre Cuivre ou Fibre Optique Cette cellule définit si un raccordement électrique EIA(RS)485 ou à fibre optique est utilisé pour assurer les communications entre la station maître et l'équipement. Si ‘Fibre Optique’ est sélectionné, l'option: carte de communications à fibre optique est nécessaire. Blocage CS103 CA1 Désactivé Désactivé/Bloc. supervision/Bloc. commande Trois réglages sont associés à cette cellule : Désactivé - Pas de verrouillage sélectionné. Bloc. supervision - Quand le signal DDB de bloc. Supervision est activé, ou bien sur activation d’une entrée opto-isolée ou d’une entrée de commande, la lecture des informations d’état et des enregistrements de perturbographie n’est pas permise. Dans ce mode, l’équipement renvoie une "fin de l’interrogation générale" à la station maître. Bloc. commande - Quand le signal DDB de bloc. Commande est activé, ou bien sur activation d’une entrée opto-isolée ou d’une entrée de commande, toutes les télécommandes seront ignorées (par exemple, déclenchement / enclenchement disjoncteur, changement de groupe, etc.). Dans ce mode, l’équipement renvoie un "accusé de réception de commande négatif" à la station maître. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (ST) 4-63 1.3.13.4 Réglages des Communications pour protocole DNP3.0 Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Valeur de pas Maxi COMMUNICATIONS Protocole CA1 DNP 3.0 Indique le protocole de communication qui sera utilisé sur le port de communication en face arrière. Adresse CA1 3 0 65519 1 Cette cellule définit l’adresse unique de l’équipement de sorte que seul un équipement est interrogé par le logiciel de la station maître. Vitesse CA1 1 200 bps 2 400 bps 4 800 bps 9 600 bps 19 200 bps 38 400 bps 19 200 bps Cette cellule règle la vitesse de communication entre la protection et la station maître. Il est essentiel que la protection et la station maître soient configurées avec la même vitesse. Parité CA1 Aucun Impaire, Paire ou Aucune Cette cellule contrôle la parité utilisée dans les structures de données. Il est essentiel que l’équipement et la station maître soient configurés avec la même parité. LienPhysique CA1 Cuivre Cuivre ou Fibre Optique Cette cellule définit si un raccordement électrique EIA(RS)485 ou à fibre optique est utilisé pour assurer les communications entre la station maître et l'équipement. Si ‘Fibre Optique’ est sélectionné, l'option : carte de communications à fibre optique est nécessaire. Sync. Heure CA1 Désactivé Désactivé ou Activé Si ‘Activé’ est sélectionné, la station maître DNP3.0 peut servir à synchroniser l’heure de l’équipement. Si ‘Désactivé’ est sélectionné, l’horloge interne ou l’entrée IRIG-B seront utilisées. 1.3.13.5 Réglages des Communications pour port Ethernet Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas CEI 61850 Protocole NIC Indique que le protocole CEI 61850 sera utilisé sur le port arrière Ethernet. Adresse MAC NIC Adresse MAC Ethernet Indique l’adresse MAC du port arrière Ethernet. Temporisation Tunn. NIC 1 min 5 minutes 30 minutes 1 min Délai d’attente avant la réinitialisation d’un tunnel inactif avec MiCOM S1. Alarme, Evénement, Néant Rapport lien NIC Alarme Configure la méthode nécessaire pour faire état d’une défaillance ou de l’indisponibilité d’une liaison du réseau (cuivre ou fibre optique) : Alarme - Evènement Aucun - une alarme est émise pour signaler la défaillance de la liaison un événement est relevé dans le journal pour signaler la défaillance de la liaison rien n’est enregistré dans le journal pour indiquer la défaillance de la liaison Tempo. liaison NIC 60 s 0.1 s 60 s 0.1 s Délai d’attente à la suite de la détection d’une défaillance de liaison sur le réseau et avant qu’une communication soit initiée par l'interface auxiliaire. Voir aussi la colonne Configurateur d'IED pour obtenir les données CEI 61850. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-64 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.3.13.6 Réglages de connexion au port arrière 2 Les réglages illustrés sont configurables pour le deuxième port arrière qui n’est disponible qu’avec le protocole Courier. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Valeur de pas Maxi COMMUNICATIONS Protocole CA2 Courier Indique le protocole de communication qui sera utilisé sur le second port de communication arrière. Config. Port CA2 RS232 EIA(RS)232, EIA(RS)485 ou Kbus Cette cellule définit si un raccordement électrique EIA(RS)485 ou KBus est utilisé pour assurer les communications. Mode de Com. CA2 Trame CEI 60870 FT1.2 Trame CEI 60870 FT1.2 ou 10-Bit NonParité Il s’agit d’un choix de CEI 60870 FT1.2 pour une opération normale avec modems de 11 bits, ou de 10 bits sans parité. ST Adresse CA2 255 0 255 1 Cette cellule définit l’adresse unique de l’équipement de sorte que seul un équipement est interrogé par le logiciel de la station maître. CA2 Inactiv.tempo 15 min. 1 min. 30 min. 1 min. Cette cellule contrôle la durée pendant laquelle l’équipement attend sans recevoir de message sur le port arrière, avant de reprendre son état par défaut, ce qui inclut la réinitialisation de tout accès par mot de passe précédemment activé. Vitesse CA2 19 200 bps 9 600 bps, 19 200 bps ou 38 400 bps Cette cellule commande la vitesse de communication entre la protection et la station maître. Il est essentiel que la protection et la station maître soient configurées avec la même vitesse. 1.3.14 Essais de mise en service Des cellules du menu permettent de contrôler l’état des entrées logiques (à opto-coupleur), des contacts de sortie d’équipement, des signaux du bus de données numériques internes (DDB) et des LED programmables par l’utilisateur. En outre, il existe des cellules pour tester le fonctionnement des contacts de sortie ainsi que les LED programmées par l’utilisateur. Libellé du menu Paramétrage par défaut Réglages disponibles MISE EN SERVICE Etat entrées 0000000000000000 Cette cellule du menu affiche l’état des entrées à opto-coupleur de l’équipement sous forme d’une chaîne binaire, un "1" indiquant une entrée logique sous tension et un "0" une entrée hors tension. Etat sorties 0000000000000000 Cette cellule du menu affiche l’état des contacts de sortie de l’équipement sous forme de chaîne binaire, où 1 indique un état commandé et 0 un état non commandé. Lorsque la cellule "Mode test" est réglée sur 'Activé', la cellule "Etat sorties" n'indique pas l'état actuel des sorties de l'équipement et ne peut donc pas être utilisée pour confirmer la manœuvre des sorties de l'équipement. Il sera par conséquent nécessaire de contrôler l’un après l’autre l’état de chaque contact. Etat Port Test 00000000 Cette cellule du menu affiche l’état des huit signaux du bus de données numériques internes (DDB) qui ont été affectés dans les cellules "Bit contrôle". Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Bit contrôle 1 (ST) 4-65 Paramétrage par défaut 64 (LED 1) Réglages disponibles 0 à 1407 Voir le chapitre PSL pour plus de détails sur les signaux DDB Les huit cellules "Bit contrôle" permettent à l’utilisateur de sélectionner l’état d’un des signaux de bus de données numériques pouvant être observé dans la cellule "Etat Port Test" ou via le port de contrôle/téléchargement. Bit contrôle 8 71 (LED 8) 0 à 1407 Les huit cellules "Bit contrôle" permettent à l’utilisateur de sélectionner l’état d’un des signaux de bus de données numériques pouvant être observé dans la cellule "Etat Port Test" ou via le port de contrôle/téléchargement. Mode test Désactivé Désactivé Mode test Contacts Bloqués La cellule du menu "Mode test" est utilisée pour exécuter un test d'injection au secondaire sur l'équipement, sans activation des contacts de déclenchement. Elle permet également à une fonctionnalité de tester directement les contacts de sortie en appliquant des signaux d’essai pilotés par menu. Pour sélectionner le mode de test, cette cellule doit être réglée à ‘Hors service’, ce qui met l’équipement hors service et bloque les compteurs de maintenance. Elle provoque l’enregistrement d’une condition d’alarme, l’activation de la LED jaune ‘Hors service’ et l’affichage du message d’alarme ‘Protection HS. Elle gèle également les informations mémorisées dans la colonne CONDITION DJ, et dans les versions CEI 60870-5-103 fait passer la cause d'émission (COT) à Mode test. Pour permettre le test des contacts de sortie, la cellule ‘Mode test’ doit être réglée à ‘Contacts Bloqués’, ce qui a pour conséquence de bloquer la protection qui active les contacts et de permettre les fonctions de modèle de test et de test des contacts qui peuvent servir à l’activation manuelle des contacts de sortie. A l’issue du test, la cellule doit être réglée à nouveau sur "Désactivé" pour remettre l’équipement en service. Modèle de test 00000000000000000000000000000000 0 = Pas d’opération 1 = activé Cette cellule est utilisée pour sélectionner les contacts de sortie de l'équipement qui seront testés lorsque la cellule "Test contacts" sera réglée sur 'Appliquer Test'. Test contacts Pas d'opération Pas d'Opération Appliquer Test Supprimer Test Lorsque la commande "Appliquer Test" de cette cellule est lancée, les contacts réglés pour cette opération (réglés à '1') dans la cellule "Modèle de test" changent d’état. A l’issue du test, le libellé de la commande affiché sur l’écran à cristaux liquides est remplacé par le libellé 'Pas d’opération' et les contacts restent à l’état de test jusqu’à leur réinitialisation par la commande 'Supprimer Test'. Le libellé de la commande affiché sur l’écran à cristaux liquides est à nouveau remplacé par le libellé 'Pas d’opération' après le lancement de la commande "Supprimer Test". Remarque : Test LEDs Lorsque la cellule "Mode test" est réglée sur 'Activé', la cellule "Etat sorties" n'indique pas l'état courant des sorties de l'équipement et ne peut donc pas être utilisée pour confirmer le fonctionnement des sorties de l'équipement. Il sera par conséquent nécessaire de contrôler l’un après l’autre l’état de chaque contact. Pas d'opération Pas d'Opération Appliquer Test Lorsque la commande ‘Appliquer Test’ de cette cellule est lancée, les 8 LED (P342/3/4) ou les 18 LED (P345) programmables par l’utilisateur s’allument pendant environ 2 secondes puis s’éteignent. Le libellé de la commande est remplacé par le libellé ‘Pas d’opération’ sur l’écran à cristaux liquides. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-66 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Red Etat LED Paramétrage par défaut Réglages disponibles 000000000000000000 Cette cellule est une chaîne binaire de 18 bits indiquant quelle LED programmable par l’utilisateur est allumée sur l’équipement avec l’entrée de LED rouge active lorsque l’accès à l’équipement se fait à distance, un 1 indiquant qu’une LED particulière est allumée, et un 0 que cette LED est éteinte. Si les bits d’état de LED verte et rouge sont tous deux allumés, la LED est jaune. Ceci s’applique uniquement à l’équipement P345 qui est équipé de LED programmables tricolores – rouges/jaunes/vertes. Green Etat LED 000000000000000000 Cette cellule est une chaîne binaire de 18 bits indiquant quelle LED programmable par l’utilisateur est allumée sur l’équipement avec l’entrée de LED verte active lorsque l’accès à l’équipement se fait à distance, un 1 indiquant qu’une LED particulière est allumée, et un 0 que cette LED est éteinte. Si les bits d’état de LED verte et rouge sont tous deux allumés, la LED est jaune. Ceci s’applique uniquement à l’équipement P345 qui est équipé de LED programmables tricolores – rouges/jaunes/vertes. DDB 31 0 00000000000000000000001000000000 Affiche l’état des signaux DDB 0 à 31. DDB 1407 -1376 ST 00000000000000000000000000000000 Affiche l’état des signaux DDB 1407 à 1376. Il existe des cellules semblables contenant des chaînes binaires de 32 bits pour toutes les DDB de 0 à 1407. Seules les premières et dernières chaînes binaires de 32 bits sont indiquées ici. 1.3.15 Surveillance des conditions d'utilisation des disjoncteurs La surveillance des conditions d’utilisation des disjoncteurs offre des fonctions qui permettent de surveiller l'état du DJ, tels les courants coupés et le nombre de manœuvres du disjoncteur détectées dans un temps donné et le temps de fonctionnement du disjoncteur. Des alarmes ou un verrouillage du disjoncteur peuvent être déclenchés en fonction de valeurs de seuil distinctes. Plage de réglage Paramétrage par défaut Libellé du menu Mini Valeur de pas Maxi CONTROLE DISJ Rupture I^ 2 1 2 0.1 Ce qui définit le facteur qu’utilisera le compteur I^ pour enregistrer la somme des courants coupés afin d'évaluer avec précision l'état d'usure du disjoncteur. Ce facteur est réglé en fonction du type de disjoncteur utilisé. Entretien I^ Alarme Désact. Alarme Désact. Alarme Activée Active ou désactive l’élément d’alarme de maintenance cumulative I^. Entretien I^ 1 000 In^ 1 In^ 25 000 In^ 1 In^ Réglage de seuil du compteur de maintenance cumulatif I^. Cette alarme indique qu’une maintenance préventive arrive à échéance. Verrouil. I^ Alarme Désact. Alarme Désact. Alarme Activée Active ou désactive l’élément de verrouillage cumulatif. Verrouil. I^ 2 000 In^ 1 In^ 25 000 In^ 1 In^ Réglage de seuil du compteur de verrouillage cumulatif I^. On peut utiliser l’équipement pour verrouiller le réenclenchement du disjoncteur si la maintenance n’a pas été effectuée lorsque ce seuil de verrouillage est atteint. No.op.DJ av.main Alarme Désact. Alarme Désact. Alarme Activée Réglage du nombre de manœuvres du disjoncteur pour l’alarme de maintenance. No.op.DJ av.main 10 1 10 000 1 Réglage du seuil du nombre de manœuvres du disjoncteur de l’alarme de maintenance. Cette alarme indique lorsqu’une maintenance préventive est nécessaire. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu No. op. DJ verr (ST) 4-67 Plage de réglage Paramétrage par défaut Alarme Désact. Mini Valeur de pas Maxi Alarme Désact. Alarme Activée Active ou désactive l’alarme de verrouillage par le nombre de manœuvres du disjonteur. No. op. DJ verr 20 1 10 000 1 Réglage du nombre de manœuvres permises du disjonteur avant le verrouillage. On peut utiliser cette alarme pour bloquer ou verrouiller le réenclenchement du disjonteur si la maintenance n’a pas été effectuée lorsque ce seuil de verrouillage est atteint. DJ Maint. Tps Alarme Désact. Alarme Désact. Alarme Activée Active ou désactive l’alarme pour maintenance en cas de temps de fonctionnement du disjoncteur trop élevé. DJ Maint. Tps 0.1 s 0.005 s 0.5 s 0.001 s Réglage du temps de fonctionnement maxi. du disjoncteur pour alarme. Cette alarme est définie en fonction du temps de coupure spécifié pour le disjoncteur. DJ Verrouil. Tps Alarme Désact. Alarme Désact. Alarme Activée Active ou désactive l’alarme de verrouillage de temps de fonctionnement du disjoncteur. DJ Verrouil. Tps 0.2 s 0.005 s 0.5 s 0.001 s Réglage du temps de fonctionnement du disjoncteur maxi. pour verrouillage. Cette alarme verrouillage est définie en fonction du temps de coupure spécifié pour le disjoncteur. Verr. fréq déf Alarme Désact. Alarme Désact. Alarme Activée Active ou désactive l’alarme de compteur de fréquence de défauts. Compt fréq déf 10 1 9 999 1 Réglage du compteur de manœuvres fréquentes du disjoncteur. Cet élément surveille le nombre de manœuvres détectées dans un temps donné. Temps fréq déf 3 600 s 0 9 999 s 1s Réglage de la durée pendant laquelle les manœuvres fréquentes du disjoncteur doivent être surveillées. 1.3.16 Configuration des entrées logiques Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas CONFIG OPTO Global V Nominal 24 - 27 24-27, 30-34 , 48-54 , 110-125 , 220-250 , Custom Règle la tension nominale de batterie pour toutes les entrées optiques en sélectionnant l'un des cinq réglages standards 'Global V Nominal'. Si ‘Custom’ est sélectionné, chaque entrée optique isolée peut être réglée individuellement. Entrée Opto 1 24 - 27 24 - 27, 30 - 34, 48 - 54, 110 - 125, 220 - 250 Chaque entrée optique isolée peut être réglée individuellement si 'Spécifique' est sélectionné dans le réglage global. Entrée opto 2-32 24 - 27 24 - 27, 30 - 34, 48 - 54, 110 - 125, 220 - 250 Chaque entrée optique isolée peut être réglée individuellement si 'Spécifique' est sélectionné dans le réglage global. Opto Defiltre 1111111111111111 0 = Disable Filtering 1 = Enable filtering Une chaîne binaire représente les entrées opto-isolées disponibles. Un 1 ou un 0 sont utilisés pour chaque entrée afin d'activer ou désactiver un filtre d’une valeur prédéfinie d’une ½ période qui rend l’entrée insensible aux parasites ca induits sur la filerie. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-68 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Caractéristiques Paramétrage par défaut Standard 60%-80% Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas Standard 60% - 80%, 50% - 70% Sélectionne les caractéristiques d’excitation et de désexcitation des optos. En sélectionnant le réglage standard, elles fournissent nominalement un état logique 1 pour des tensions ≥80% de la tension nominale paramétrée et un état logique 0 pour des tensions 60% à la tension nominale haute paramétrée. 1.3.17 Configuration des entrées de commande Les entrées de commande fonctionnent comme des commutateurs logiciels qui peuvent être activés ou remis à zéro en local ou à distance. Ces entrées peuvent servir à déclencher n'importe quelle fonction entrant dans la logique programmable PSL. Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Valeur de pas CONF CTRL ENTREE Hotkey EnService 11111111111111111111111111111111 Ce réglage permet d'affecter les entrées de commande individuelles au menu de touches rapides ‘Hotkey’ en sélectionnant 1 pour le bit correspondant de la cellule ‘Hotkey En Service’. Le menu hotkey permet d'activer, de réinitialiser (de façon continue ou impulsionnelle) les entrées de commande sans avoir à passer par la colonne CONTROLE ENTREES. ST Entrée Command 1 Bloqué Bloqué, Impulsion Configure les entrées de commande en ‘bloqué’ ou à ‘impulsion’. Une entrée de commande bloquée restera dans l'état défini jusqu'à la réception d'une commande de réinitialisation, par le menu ou via les communications série. Par contre, une entrée de commande à impulsion restera activée 10 ms après la réception de la commande correspondante puis se réinitialisera automatiquement (pas de commande de réinitialisation nécessaire). Command Ctrl 1 SET/RESET SET/RESET, IN/OUT, Activé / HS, ON/OFF Cette cellule permet de modifier le texte SET / RESET affiché dans le menu hotkey, et de choisir des options plus adaptées à une entrée de commande individuelle comme ‘ON / OFF’, ‘IN / OUT’, etc. Entrée Commande 2 à 32 Bloqué Bloqué, Impulsion Configure les entrées de commande en ‘bloqué’ ou à ‘impulsion’. Command Ctrl 2 à 32 SET/RESET SET/RESET, IN/OUT, Activé / HS, ON/OFF Cette cellule permet de modifier le texte SET / RESET affiché dans le menu hotkey, et de choisir des options plus adaptées à une entrée de commande individuelle comme ‘ON / OFF’, ‘IN / OUT’, etc. 1.3.18 Touches de fonction Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Mini Maxi Valeur de pas Touches de Fn État Touche Fn. 0000000000 Affiche l'état de chaque touche de fonction. Touche de Fn 1 Déverrouiller/Activer Désactivé, Fermé, Ouvert/Activé Réglage permettant d’activer une touche de fonction. Le réglage ‘Fermé’ permet à la sortie d’une touche de fonction qui est réglée en mode à bascule d’être verrouillée dans son état actuel. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Touche de Fn 1 (ST) 4-69 Plage de réglage Paramétrage par défaut Bascule Mini Maxi Valeur de pas Bascule, Normal Définit le mode à bascule ou normal pour la touche de fonction. En mode ‘Bascule’, la première pression de la touche verrouille le signal de sortie DDB sur la touche de fonction ON et la pression suivante le réinitialise à OFF. Cette fonction peut être utilisée pour activer/désactiver les fonctions de l’équipement. En mode ‘Normal’, le signal de sortie DDB de la touche de fonction reste ‘haut’ tant que la touche reste enfoncée. Etiquette TF 1 Function Key 1 Permet de modifier le texte de la touche de fonction et de l'adapter à l'application. Etat Touches Fn 2 à 10 Déverrouiller/Activer Désactivé, Fermé, Ouvert/Activé Réglage permettant d’activer une touche de fonction. Le réglage ‘Fermé’ permet à la sortie d’une touche de fonction qui est réglée en mode bascule d’être verrouillée dans sa position actuelle. Touche Fn2 à 10 mode Bascule Bascule, Normal Définit le mode à bascule ou normal pour la touche de fonction. En mode ‘Bascule’, la première pression de la touche verrouille le signal de sortie DDB sur la touche de fonction ON et la pression suivante le réinitialise à OFF. Cette fonction peut être utilisée pour activer/désactiver les fonctions de l’équipement. En mode ‘Normal’, le signal de sortie DDB de la touche de fonction reste ‘haut’ tant que la touche reste enfoncée. Etiquette TF 2 à 10 Touches de fonction 2 à 10 Permet de modifier le texte de la touche de fonction et de l'adapter à l'application. 1.3.19 Libellés des entrées de commande Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Valeur de pas ETIQ CTRL ENTRÉE Entrée Command 1 Entrée Command 1 Texte 16 caractères Libellé qui décrit chaque entrée de commande. Ce texte sera affiché lorsque l'accès à une entrée de commande se fait par le menu hotkey ; il est affiché dans la description de la logique programmable de l’entrée de commande. Entrée Commande 2 à 32 Entrée Commande 2 à 32 Texte 16 caractères Libellé qui décrit chaque entrée de commande. Ce texte sera affiché lorsque l'accès à une entrée de commande se fait par le menu hotkey ; il est affiché dans la description de la logique programmable de l’entrée de commande. ST P34x/FR ST/B76 Réglages (ST) 4-70 1.3.20 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Configurateur d'IED (pour la configuration CEI 61850) Le contenu de la colonne IED CONFIGURATOR consiste principalement en cellules de données, montrées pour information mais non modifiables. Pour modifier la configuration il est nécessaire d'utiliser l'outil "IED Configurator" de MiCOM S1. Libellé du menu Plage de réglage Paramétrage par défaut Mini Maxi Valeur de pas IED CONFIGURATOR Switch Conf.Bank No Action No Action, Switch Banks Réglage permettant à l'utilisateur de permuter entre la configuration courante, stockée dans la mémoire active (détaillée partiellement ci-dessous), et la configuration envoyée à la mémoire inactive et conservée par cette dernière. Active Conf.Name Données Nom de la configuration stockée en mémoire active. Il provient généralement du fichier SCL. Active Conf.Rev Données Numéro de révision de la configuration en mémoire active. Il provient généralement du fichier SCL. ST Inact.Conf.Name Données Nom de la configuration stockée en mémoire inactive. Il provient généralement du fichier SCL. Inact.Conf.Rev Données Numéro de révision de la configuration stockée en mémoire inactive. Il provient généralement du fichier SCL. IP PARAMETERS IP Address Données Affiche l'adresse IP réseau unique qui permet d'identifier l'équipement. Subnet Mask Données Affiche le sous-réseau auquel l'équipement est connecté. Gateway Données Affiche l'adresse IP de la passerelle (serveur proxy) à laquelle l'équipement est connecté, si elle existe. SNTP PARAMETERS SNTP Server 1 Données Affiche l'adresse IP du serveur SNTP primaire. SNTP Server 2 Données Affiche l'adresse IP du serveur SNTP secondaire. IEC61850 SCL IED Name Données Nom de l'équipement, constitué de 8 caractères : nom unique de l'équipement sur le réseau CEI 61850. Il provient généralement du fichier SCL. IEC61850 GOOSE GoID Données Identifiant GOOSE, constitué de 64 caractères. Il est utilisé pour nommer le message GOOSE publié. Le libellé GoID par défaut est "TEMPLATESystem/LLN0$GO$gcbST". GoEna Disabled Disabled, Enabled Réglage permettant d'activer la configuration de la publication GOOSE. Réglages P34x/FR ST/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Test Mode (ST) 4-71 Disabled Disabled, Pass Through, Forced La cellule "Test Mode" permet d'envoyer le modèle de test dans le message GOOSE, par exemple lors d'essais ou de la mise en service. Lorsque 'Disabled' (Désactivé) est sélectionné, l'indicateur de test n'est pas activé. Lorsque 'Pass Through' (Transparent) est sélectionné, l'indicateur de test est activé, mais le message GOOSE est émis comme un message normal. Lorsque 'Forced' (Forcé) est sélectionné, l'indicateur de test est activé, et les données émises dans le message GOOSE sont conformes au réglage 'VOP Test Pattern' ci-dessous. Lorsque les essais sont terminés, la cellule doit être de nouveau réglée sur 'Disabled' (Désactivé) pour remettre le système GOOSE en fonctionnement normal. VOP Test Pattern 0x00000000 0x00000000 0xFFFFFFFF 1 Modèle de test de 32 bits appliqué en mode de test 'Forced' (Forcé). Ignore Test Flag No No, Yes Lorsque cette cellule est réglée à 'Yes' (Oui), l'indicateur de test du message GOOSE souscrit est ignoré, et les données sont traitées comme des données normales. ST P34x/FR ST/B76 (ST) 4-72 ST Réglages MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 EXPLOITATION Date : 7 juillet 2008 Indice matériel : J (P342/3/4) K (P345) A (P391) Version logicielle : 33 Schémas de raccordement : 10P342xx (xx = 01 à 17) 10P343xx (xx = 01 à 19) 10P344xx (xx = 01 à 12) 10P345xx (xx = 01 à 07) 10P391xx (xx = 01 à 02) OP P34x/FR OP/B76 Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 OP Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-1 SOMMAIRE (OP) 51. UTILISATION DES FONCTIONS DE PROTECTION INDIVIDUELLES 5 1.1 Rotation phase 5 1.2 Protection différentielle d'alternateur (87) 6 1.2.1 Protection différentielle à retenue 7 1.2.2 Protection différentielle à haute impédance 10 1.2.3 Protection contre les défauts entre spires 11 1.3 Maximum de puissance inverse (32 NP) 12 1.4 Protection à maximum de courant (50/51) 13 1.4.1 Courbe RI électromécanique 14 1.4.2 Temporisation de maintien 14 1.5 Protection à maximum de courant directionnelle (67) 15 1.5.1 Polarisation synchrone 16 1.6 Protection à maximum de courant inverse (46 OC) 17 1.7 Protection de secours du réseau (51V/21) 18 1.7.1 Protection à maximum de courant dépendante de la tension 18 1.8 Protection à minimum de tension (27) 22 1.9 Protection à maximum de tension (59) 24 1.10 Protection à maximum de tension inverse (47) 25 1.11 Protection de la fréquence (81U/81O) 25 1.12 Protection contre le fonctionnement en fréquence anormale du turboalternateur (81 AB) 26 1.13 Fonction de protection contre la perte d'excitation (40) 28 1.14 Protection thermique à courant inverse (46T) 29 1.15 Retour de puissance/maximum de puissance/faible puissance aval (32R/32O/32L) 31 1.15.1 Fonction de protection de puissance sensible 32 1.16 Fonction de protection masse stator (50N/51N) 33 1.16.1 Courbe IDG 34 1.17 Fonction de protection contre les surtensions résiduelles / déplacements de tension du neutre (59N) 35 1.18 Fonction de protection sensible contre les défauts de terre (50N/51N/67N/67W) 37 1.19 Protection de défaut terre restreinte (64) 38 1.19.1 Protection DTR différentielle à basse impédance (différentielle à pourcentage de retenue) 39 1.19.2 Protection terre restreinte à haute impédance contre les défauts à la terre 41 1.20 Protection 100% masse stator (méthode Harmonique 3) (27TN/59TN) 42 1.21 Protection 100% masse stator (méthode d’injection basse fréquence) (64S) 43 1.21.1 Mesures 46 1.22 Protection contre le flux excessif (24) 49 1.23 Protection contre la machine hors tension/mise sous tension accidentelle de la machine à l'arrêt (50/27) 50 OP P34x/FR OP/B76 (OP) 5-2 OP Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.24 Protection thermique à sonde thermique résistive (RTD) 51 1.25 Protection contre le glissement des pôles de la P343/4/5 (78) 52 1.25.1 Schéma lenticulaire 52 1.25.2 Fonctionnement de la protection contre le glissement de pôles 53 1.26 Protection contre la surcharge thermique (49) 58 1.26.1 Introduction 58 1.26.2 Image thermique 59 1.27 Défaillance disjoncteur (50BF) 61 1.28 Entrées et sorties analogiques (Boucles de courant) 63 1.28.1 Entrées Analogiques (Boucles de courant) 63 1.28.2 Sorties Analogiques (boucles de courant) 65 1.29 Protection Défaut terre rotor (64R) 69 1.29.1 Principe de base 70 1.29.2 Filtrage du bruit 74 1.29.3 Description 74 1.29.4 Mesures 75 2. UTILISATION DES FONCTIONS COMPLÉMENTAIRES DE CONTRÔLE-COMMANDE 77 2.1 Supervision des Transformateurs de tension (STP) 77 2.1.1 Perte de tension sur les trois phases avec du courant de charge 77 2.1.2 Absence de tension sur les trois phases à la mise sous tension de la ligne 77 2.1.3 Fonctionnement 79 2.2 Supervision des Transformateurs de courant (STC) 81 2.3 Surveillance de la position du disjoncteur 82 2.3.1 Principe de supervision de position de disjoncteur 82 2.4 Logique Pôle ouvert 84 2.5 Surveillance des conditions d'utilisation des disjoncteurs 85 2.5.1 Principe de surveillance de l'usure des disjoncteurs 85 2.6 Changement de groupe de réglages 86 2.7 Entrées de contrôle-commande 87 2.8 Colonne des donnée des schémas logiques programmables (PSL) 88 2.9 Auto-acquittement de la LED de déclenchement 89 2.10 Réinitialisation des LED programmables et des contacts de sortie 89 2.11 Synchronisation de l’horloge temps réel via les entrées logiques 89 2.12 Déclenchement général 90 2.13 Touches de fonction (P345) 91 Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-3 FIGURES Figure 1 : Principe de protection différentielle à circulation de courant 6 Figure 2 : Schéma logique de la protection différentielle d’alternateur 7 Figure 3 : Caractéristique de fonctionnement de la protection différentielle à retenue de courant 8 Figure 4 : Raccordements de l'équipement pour la protection différentielle à pourcentage de retenue 10 Figure 5 : Principe de la protection différentielle à haute impédance 10 Figure 6 : Raccordements de l’équipement pour la protection différentielle à haute impédance 11 Figure 7 : Schéma logique de protection entre spires 12 Figure 8 : Schéma logique de la protection à maximum de puissance inverse 12 Figure 9 : Schéma logique de la protection à maximum de courant non directionnelle 15 Figure 10 : Logique de la protection à maximum de courant directionnelle 16 Figure 11 : Fonctionnement non directionnel de la protection à maximum de courant inverse 17 Figure 12 : Fonctionnement directionnel de la protection à maximum de courant inverse 17 Figure 13 : Schéma logique de la protection à maximum de courant à retenue/contrôle de tension 19 Figure 14 : Modification du seuil de détection de courant de la protection à maximum de courant contrôlé par la tension 19 Figure 15 : Modification du seuil de détection de courant de la protection à maximum de courant à retenue de tension 21 Figure 16 : Caractéristique du déclenchement de l’élément à minimum d'impédance 21 Figure 17 : Schéma logique de l'élément à minimum d’impédance 22 Figure 18 : Minimum de tension – mode de déclenchement monophasé et triphasé (un seuil) 23 Figure 19 : Maximum de tension – mode de déclenchement monophasé et triphasé (un seuil) 24 Figure 20 : Logique de l’élément à maximum de tension inverse 25 Figure 21 : Logique à minimum de fréquence (un seuil) 25 Figure 22 : Logique à maximum de fréquence (un seuil) 26 Figure 23 : Protection contre le fonctionnement anormal de l'alternateur 27 Figure 24 : Schéma logique de la protection contre le fonctionnement en fréquence anormale du turboalternateur 28 Figure 25 : Caractéristiques de la protection contre les pertes d'excitation 28 Figure 26 : Schéma logique de la perte d'excitation 29 Figure 27 : Caractéristique thermique à courant inverse 31 Figure 28 : Schéma logique de la protection thermique à courant inverse 31 Figure 29 : Schéma logique de la protection de puissance 32 Figure 30 : Schéma logique de la protection de puissance sensible 33 Figure 31 : Logique de défaut terre non directionnel (un seuil) 34 Figure 32 : Caractéristique de la courbe IDG 35 Figure 33 : Différentes possibilités de raccordement de la protection contre les surtensions résiduelles/déplacements de tension du neutre 36 OP P34x/FR OP/B76 (OP) 5-4 OP Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Figure 34 : Logique de la protection contre les surtensions résiduelles (un seuil) 36 Figure 35 : Défaut terre sensible directionnel avec polarisation VN 38 Figure 36 : Schéma logique de la protection de défaut à la terre restreinte 38 Figure 37 : Connexions de l'équipement pour la protection DTR à pourcentage de retenue 39 Figure 38 : Caractéristique de fonctionnement de la protection DTR à pourcentage de retenue 39 Figure 39 : Facteur d'échelle neutre de la protection DTR à pourcentage de retenue 40 Figure 40 : Principe de la protection différentielle à haute impédance 41 Figure 41 : Raccordement de l'équipement pour une protection DTR à haute impédance 42 Figure 42 : Schéma logique de la protection 100% masse stator 43 Figure 43 : Schéma de circuit de la protection 100% masse stator avec transformateur de mise à la terre (triangle ouvert) ou transformateur de neutre 45 Figure 44 : Schéma logique de la protection 64S 100% masse stator 45 Figure 45 : Modèle pour la protection 100% masse stator par injection 46 Figure 46 : Réponse en fréquence discrète du filtre passe-bas de 8ème ordre elliptique 64S 48 Figure 47 : Réponse en fréquence discrète du filtre passe-bande de 4ème ordre elliptique 64S 48 Figure 48 : Schéma logique de la protection contre le flux excessif 50 Figure 49 : Schéma logique fixe de la protection contre la mise sous tension accidentelle à l'arrêt 50 Figure 50 : Schéma de raccordement des sondes thermiques RTD 51 Figure 51 : Schéma logique de la protection thermique RTD 52 Figure 52 : Protection contre le glissement de pôles en utilisant la caractéristique blinder et lenticulaire 53 Figure 53 : État de la machine 54 Figure 54 : Définition des régions et des zones (mode générateur) 54 Figure 55 : Structure logique du module de glissement de pôles 56 Figure 56 : Définition des régions et des zones (mode moteur) 57 Figure 57 : Schéma logique de la protection contre la surcharge thermique 61 Figure 58 : Logique de défaillance de disjoncteur 63 Figure 59 : Relation entre la grandeur mesurée par le transducteur et la plage de l'entrée de courant 64 Figure 60 : Schéma logique des entrées analogiques (boucles de courant) 65 Figure 61 : Relation entre le courant de sortie et la mesure de l'équipement 66 Figure 62 : Montage de l’injection basse fréquence de la protection Défaut terre rotor 70 Figure 63 : Ondes servant au calcul du courant de défaut 71 Figure 64 : Schéma de circuit équivalent du Défaut terre rotor 72 Figure 65 : Rapport entre le courant de défaut et la résistance de défaut 73 Figure 66 : Schéma logique de la protection TERRE ROTOR 75 Figure 66 : Logique de STP 78 Figure 68 : Schéma logique de la supervision des transformateurs de courant (STC) 82 Figure 69 : Surveillance de l'état de DJ 84 Figure 70 : Logique Pôle ouvert 85 Figure 71 : Schéma de logique de la LED de déclenchement 89 Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1. (OP) 5-5 UTILISATION DES FONCTIONS DE PROTECTION INDIVIDUELLES Les paragraphes suivants décrivent chacun des fonctions de protection. 1.1 Rotation phase La P340 dispose d’une fonction permettant de maintenir le bon fonctionnement de toutes les fonctions de protection même lorsque l’alternateur fonctionne avec les phases inversées. Cette fonction est fournie par l’intermédiaire de réglages configurables par l'utilisateur, disponibles dans les quatre groupes de réglages. Le réglage "Ordre phase" – Normal ABC/Inverse ACB s’applique à un réseau dont l'ordre des phases est permanent, soit ABC soit ACB. Il s’applique aussi à une inversion de phase temporaire qui affecte tous les TP et tous les TC. Contrairement aux autres réglages d’inversion de phase, ce réglage n’effectue pas de permutation interne des phases des voies analogiques. Le réglage "Ordre phase" influe sur les calculs des composantes de la manière suivante : Normal ABC Les calculs des tensions et des courants directs (Id, Vd) et inverses (Ii, Vi) restent inchangés comme suit : ( 1 Xa + α X b + α 2 Xc 3 1 Xi = Xa + α 2 Xb + α Xc 3 Xd = ( Inverse ACB ) ) OP Les calculs des tensions et des courants directs (Id, Vd) et inverses (Ii, Vi) sont donnés par les équations suivantes : ( ( 1 Xa + α 2 X b + α Xc 3 1 Xi = Xa + α Xb + α 2 Xc 3 Xd = ) ) avec α = 1∠120 . o Le réglage "Ordre phase" influe également sur la protection à maximum de courant directionnelle de la manière suivante : Rotation phase 67 (Protection à maximum de courant directionnelle) Normal ABC Phase A utilise Ia, Vbc Phase B utilise Ib, Vca Phase C utilise Ic, Vab Inverse ACB Phase A utilise Ia, -Vbc Phase B utilise Ib, -Vca Phase C utilise Ic, -Vab Les réglages Inverse TP, Inverse TC1 et Inverse TC2 – Pas échangé / A-B échangé / B-C échangé / C-A échangé s’appliquent aux applications où toutes les entrées de tension ou de courant, ou certaines d’entre elles, sont provisoirement inversées, comme dans les centrales de pompage. Les réglages affectent l’ordre des canaux analogiques dans l’équipement et sont définis pour émuler l’ordre des canaux sur le réseau. Ainsi, en supposant que les réglages émulent la modification de la configuration des phases sur le réseau, toutes les fonctions de protection opéreront naturellement conformément à une rotation des phases normale. Les calculs des composantes symétriques et les fonctions de protection restent tous inchangés. P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-6 1.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection différentielle d'alternateur (87) La protection différentielle à circulation de courant utilise le principe selon lequel les courants entrant et sortant de la zone protégée seront identiques. Toute différence entre ces courants indique la présence d'un défaut dans la zone. Si les TC sont raccordés comme indiqué sur la figure 1, on peut constater que le courant qui traverse la zone de protection entraîne la circulation de courant dans les enroulements secondaires. Si les TC ont des rapports de transformation et des caractéristiques de magnétisation identiques, ils généreront des courants secondaires identiques et par suite un courant nul traversera la protection. En cas de présence d'un défaut dans la zone de protection, une différence apparaîtra entre les sorties des TC. Ce signal différentiel provoquera le fonctionnement de la protection. Zone protégée OP Protection différentielle P2157FRa Figure 1 : Principe de protection différentielle à circulation de courant Un courant traversant élevé engendré par un défaut extérieur peut provoquer une saturation plus grande dans un TC que dans un autre, ce qui se traduira par une différence entre les courants secondaires délivrés par chaque TC. Dans ces conditions, il est indispensable de stabiliser la protection. Deux méthodes sont fréquemment utilisées. La première méthode consiste en une technique de pourcentage de retenue dans laquelle le réglage de l'équipement augmente en raison directe du courant traversant. La seconde consiste en une technique à haute impédance, dans laquelle l'impédance de l'équipement est telle que dans le cas d'un courant de défaut traversant maximum, le courant aux bornes de l'élément différentiel est insuffisant pour exciter l'équipement. La fonction de protection différentielle de l'alternateur disponible sur l'équipement P343/4/5 peut être utilisée indifféremment dans le mode de différentielle à retenue ou différentielle à haute impédance. Les deux modes de fonctionnement sont de qualité équivalente ; les utilisateurs peuvent préférer l'un ou l'autre. Le principe de fonctionnement de chacun d'eux est décrit dans les paragraphes suivants. La protection différentielle d'alternateur peut être également utilisée pour la protection entre spires décrite dans les paragraphes suivants. La protection différentielle d’alternateur peut être verrouillée en activant le signal DDB correspondant via la logique programmable (PSL) (Bloc. Diff gén : DDB 512). Si le verrouillage de la protection différentielle d’alternateur ou de la protection entre spires est requis par la supervision de TC, il doit s’effectuer dans la logique programmable (PSL) en reliant la DDB 1026 : STC-1 Bloc ou DDB 1074 : STC-2 Bloc à la DDB 512 : Bloc. Diff gén. Un signal DDB (bus de données numériques) est délivré afin d'indiquer le déclenchement de chaque phase de protection différentielle (DDB 641, DDB 642, DDB 643), complété par un signal DDB de déclenchement triphasé (DDB 640). Ces signaux sont destinés à activer les contacts de sortie et à lancer la perturbographie en conformité avec la programmation de schémas logiques programmables (PSL). L'état des signaux DDB est également programmable aux fins d'affichage dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-7 Le fonctionnement de la protection différentielle d’alternateur est illustré sur le schéma suivant : Fonctionnement Diff. gén. phase A & Diff gén Déc. A Fonctionnement Diff. gén. phase B & Diff gén Déc. B Fonctionnement Diff. gén. phase C & Diff gén Déc. C Bloc. Diff gén 1 Diff gén Déc. P4050FRa Figure 2 : Schéma logique de la protection différentielle d’alternateur 1.2.1 Protection différentielle à retenue Dans cette protection différentielle, le courant traversant permet d'augmenter le réglage de l'élément différentiel. Dans le cas d'un courant traversant élevé, il est peu probable que les sorties des TC à chaque extrémité de zone soient identiques en raison des effets de la saturation du TC. Dans ce cas, un courant différentiel peut être généré. Toutefois, la retenue augmentera le réglage de l'équipement de manière telle que le courant de déséquilibre différentiel sera insuffisant pour activer le déclenchement. La P34x possède une caractéristique de retenue à double pente. La pente inférieure fournit la sensibilité vis-à-vis des défauts internes, tandis que la pente plus forte assure la stabilité dans les conditions de défaut traversant, pendant lesquelles il risque d’y avoir des courants différentiels transitoires en raison de l’effet de saturation des TC d’alternateur. Le courant traversant est calculé comme moyenne de la somme scalaire des courants en entrée et en sortie de la zone de protection. Ce courant traversant calculé est utilisé par la suite pour appliquer un pourcentage de retenue afin d'augmenter le réglage différentiel. On peut faire varier le pourcentage de retenue afin de générer la caractéristique de fonctionnement illustrée par la figure 3. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-8 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 I1 I2 I DIFF = I 1+ I 2 Fonctionnement K2 I s1 Retenue K1 I s2 I BIAS = I 1 + I 2 2 P2158FRa Figure 3 : Caractéristique de fonctionnement de la protection différentielle à retenue de courant OP Deux réglages de retenue sont programmés dans la P343/4/5. La pente de retenue initiale, “Diff gén k1”, est appliquée en présence de courants traversants jusqu'à “Diff gén Is2”. La deuxième pente de retenue, "Diff gén k2", est appliquée en présence de courants traversants supérieurs au réglage "Diff gén Is2". La fonction de protection différentielle à retenue utilise les deux jeux d'entrées de mesure de courant triphasé (IA, IB, IC, IA2, IB2, IC2), montés de manière à mesurer les courants de phase côté bornes de sortie et côté neutre de la machine, ainsi que le montre la figure 4. Les courants de retenue et différentiel sont calculés par le logiciel de l'équipement, exécutant ainsi une fonction de protection différentielle à phase séparées et peuvent être visualisés dans les colonnes MESURES des menus des relais. 1.2.1.1 Calcul du courant différentiel et de retenue Le calcul s’effectue par phase. Le courant différentiel est la somme vectorielle des courants de phase mesurées aux deux extrémités de l’alternateur. Le courant de retenue moyen (Iret) est la moyenne scalaire de ces courants, c.à.d. Ia −diff = Ia −1 + Ia −2 Ib−diff = Ib−1 + Ib−2 Ic−diff = Ic−1 + Ic−2 Ia −ret = Ib−ret = Ic−ret = Ia −1 + Ia −2 2 Ib−1 + Ib−2 2 Ic−1 + Ic−2 2 Pour renforcer la stabilité vis-à-vis des défauts externes, d’autres mesures sont prises sur les calculs de retenue : Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-9 1.2.1.1.1 Retenue retardée La grandeur de retenue utilisée est le maximum des grandeurs de retenue calculées au cours de la dernière période. Ceci est destiné à maintenir le seuil de retenue, assurant ainsi une stabilité pendant que le défaut externe est éliminé. Cette fonction est mise en œuvre par phase. L’algorithme est le suivant, la fonction étant exécutée 4 fois par période : Ia-ret(n) = Maximum [Ia-ret(n), Ia-ret(n-1), ........., Ia-ret(n - 3)] Ib-ret(n) = Maximum [Ib-ret(n), Ib-ret(n-1), ........., Ib-ret(n - 3)] Ic-ret(n) = Maximum [Ic-ret(n), Ic-ret(n-1), ........., Ic-ret(n - 3)] 1.2.1.1.2 Retenue transitoire Une autre grandeur de retenue est introduite dans le calcul de la retenue, phase par phase, s’il y a une brusque augmentation de la mesure de la retenue moyenne. Cette grandeur décroît ensuite de manière exponentielle. La retenue transitoire est remise à zéro une fois que l'équipement a déclenché ou si la grandeur de retenue moyenne est inférieure au seuil Is1. La retenue transitoire est utilisée pour stabiliser la protection vis-à-vis des défauts externes et de tenir compte des saturations de TC tardives causées par des courants de défauts externes de faible valeur mais avec des rapports X/R élevés. Pour les défauts alimentés par une ou deux extrémités, le courant différentiel sera dominant et la retenue transitoire n’aura pas d'effet. La retenue transitoire est supprimée après le déclenchement de l’équipement pour éviter la possibilité d'incertitude. Elle est également supprimée lorsque Iret est inférieur à Is1 pour éviter la possibilité d’avoir des valeurs résiduelles en raison des effets numériques. 1.2.1.1.3 Retenue maximum La grandeur de retenue utilisée par phase pour la caractéristique à pourcentage de retenue est le courant de retenue maximum calculé à partir des trois phases, c.à.d. : I-ret-max = Maximum [Ia-ret, Ib-ret, Ic-ret] 1.2.1.1.4 Critères de déclenchement Les critères de déclenchement par phase sont formulés comme suit. Le seuil différentiel change en fonction de la valeur de I-ret-max, comme dans la caractéristique à pourcentage de retenue. Il convient de noter que la retenue transitoire est calculée par phase et n’est pas affectée par le réglage K1 ou K2. Pour I-ret-max = Is2 Idiff > K1*I-ret-max + Retenue_transitoire + Is1 Pour I-ret-max > Is2 Idiff > K2*I-ret-max + Retenue_transitoire - Is2*(K2-K1) + Is1 Une stratégie de comptage est utilisée de sorte que la protection fonctionnera plus lentement près de la limite de fonctionnement. Cette approche est utilisée pour stabiliser l’équipement dans certaines conditions transitoires marginales. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-10 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 I A2 I B2 I C2 IA MiCOM P343 IB IC P2159ENa Figure 4 : Raccordements de l'équipement pour la protection différentielle à pourcentage de retenue OP 1.2.2 Protection différentielle à haute impédance Le principe de la haute impédance sera plus aisément compréhensible si l'on considère une configuration différentielle dans laquelle un TC est saturé par un défaut externe, ainsi que le montre la figure 5. TC opérationnel TC saturé Circuit protégé Zm RTC2 RTC1 RL1 IF RL3 RST V S RL2 R RL4 Tension sur le circuit de l’équipement VS = K IF (RTC + 2RL) - où K = 1.5 La résistance stabilisatrice RST limite le courant de déversement à I S (réglage de l’équipement) S – RR IS I = Courant de défaut traversant secondaire maximum F RST = Où, RR = Consommation de l’équipement RCT= Résistance enroulement secondaire du TC R = Résistance d'un seul fil entre le relais et le TC L P0115FRd Figure 5 : Principe de la protection différentielle à haute impédance Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR OP/B76 (OP) 5-11 Si le circuit de la protection est considéré comme présentant une très haute impédance, le courant secondaire généré par le TC non saturé traversera le TC saturé. Si l'on considère l'impédance de magnétisation du TC saturé comme négligeable, la tension maximale aux bornes du circuit de protection sera égale au courant de défaut secondaire multiplié par l'impédance connectée, (RL3 + RL4 + RTC2). L'équipement peut être stabilisé pour cette tension maximale appliquée en augmentant l'impédance totale du circuit de la protection de telle sorte que le courant résultant traversant la protection soit inférieur au réglage de son seuil de courant. L'impédance de la seule entrée de la protection étant relativement faible, il est nécessaire de d'installer une résistance externe en série. La valeur de cette résistance, RST, est calculée à partir de la formule illustrée par la figure 5. Une résistance non linéaire, Metrosil peut s'avérer nécessaire pour limiter la tension de crête du circuit secondaire en présence de défauts internes. Afin de garantir la rapidité de fonctionnement de la protection en présence d'un défaut interne, les TC alimentant la protection doivent être caractérisés par une tension de coude de 2 Vs au minimum. La fonction de protection différentielle à haute impédance utilise les entrées de courant IA2, IB2, IC2 raccordés afin de mesurer le courant différentiel de chaque phase, ainsi que le montre la figure 6. OP Figure 6 : Raccordements de l’équipement pour la protection différentielle à haute impédance 1.2.3 Protection contre les défauts entre spires Pour les alternateurs dont le circuit statorique possède des multiples enroulements, le risque des défauts entre spires est possible. A moins que ce défaut ne se développe en un défaut terre stator, il serait difficile de le détecter par les fonctions de protection conventionnelles. Les hydroalternateurs font généralement intervenir des circuits statoriques avec des enroulements multiples et des enroulements en parallèle. Les entrées des courants IA2/IB2/IC2 du P343/4/5 peuvent être utilisées pour la protection différentielle entre spires et chaque entrée possède des seuils indépendants (CC Spire Is_A, CC Spire Is_B, CC Spire Is_C). Il est donc possible d'augmenter le seuil de courant de la phase en défaut sans affecter la sensibilité de la protection sur les phases saines. Une temporisation est utilisée afin d'éviter le fonctionnement dû aux erreurs causées par le courant transitoire de TC qui se développe dans les cas des défauts externes. Le problème d'erreur de courant transitoire de TC peut être éliminé en utilisant un tore dans lequel on fait passer le courant de chaque enroulement (TC avec un tore ouvrant). P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-12 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Le fonctionnement de la protection différentielle entre spires (phase divisée) est illustré sur les schémas suivants : CC Spires phase A > Réglage & Tempo. CC Spires CC Spires phase B > Réglage & Tempo. CC Spires CC Spires phase C > Réglage & Tempo. CC Spires Diff gén Déc. A (DT) Diff gén Déc. B (DT) Diff gén Déc. C (DT) 1 Diff gén Déc. Bloc. Diff gén P4051FRa Figure 7 : Schéma logique de protection entre spires 1.3 OP Maximum de puissance inverse (32 NP) Pour la logique d’inter-verrouillage de la protection “entre spires”, un élément de maximum de puissance apparente inverse à un seuil Si>1 est disponible. L’élément possède une sortie de démarrage et une sortie de déclenchement temporisée. La puissance apparente inverse se calcule comme suit : Si = Vi x Ii (calcul de l’amplitude seulement) Des signaux DDB indiquent le démarrage et le déclenchement de la protection à maximum de puissance apparente inverse (démarrage : DDB 941 ; déclenchement : DDB 743). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. La protection à maximum de puissance inverse est affectée en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Le fonctionnement de la protection à maximum de puissance inverse est illustré sur le schéma suivant : Si>1 Démarr. Surpuiss Inverse > Réglage & Tempo. Si>1 (DT) Si>1 Déc. STC - 1 Bloc STP Bloc-Rapide P4052FRa Figure 8 : Schéma logique de la protection à maximum de puissance inverse Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.4 (OP) 5-13 Protection à maximum de courant (50/51) La protection à maximum de courant intégrée dans l’équipement P34x a quatre seuils de protection non directionnels / directionnels, triphasés avec des temporisations indépendantes. Tous les réglages directionnels et à maximum de courant s’appliquent aux trois phases, mais ils sont indépendants pour chacun des quatre seuils. Les deux premiers seuils de la protection à maximum de courant peuvent être configurés avec une caractéristique à temps inverse (IDMT) ou à temps constant (DT). Les troisième et quatrième seuils sont uniquement à temps constant. Différentes méthodes sont disponibles pour effectuer la coordination des équipements dans un réseau : une sélectivité chronométrique basée sur le temps, une sélectivité ampèremétrique basée sur le courant et sélectivité par le temps et le courant. La sélectivité ampèremétrique n'est uniquement possible que lorsqu'il existe une différence significative de niveaux de courants suivant l'emplacement des défauts entre les deux protections. La sélectivité chronométrique est utilisée par certaines compagnies d'électricité mais elle peut souvent conduire à des durées excessives d'élimination de défauts aux points proches de la source où le niveau du défaut est le plus élevé. Pour ces raisons, la temporisation IDMT constitue la caractéristique la plus couramment appliquée dans la coordination des équipements de protection à maximum de courant. Les caractéristiques temporisées à temps inverse indiquées ci-dessus sont conformes à l’équation suivante : Courbes CEI ⎛ t=Tx⎜ β α ⎝ (M - 1) Courbes IEEE + L⎞ ⎟ ⎠ ⎛ t = TD x ⎜ ou β α ⎝ (M - 1) + L⎞ t = temps de fonctionnement β = Constante M = I/Is K = Constante I = Courant mesuré Is = Seuil de courant α = Constante L = constante ANSI/IEEE (valant zéro pour les courbes CEI) T = Coefficient multiplicateur de temps pour les courbes CEI/UK TD = OP ⎟ avec : ⎠ Réglage de TD pour les courbes IEEE Standard Constante β Constante α Constante L Inverse normal CEI 0.14 0.02 0 Très Inverse CEI 13.5 1 0 Extrêmement Inverse CEI 80 2 0 Temps inverse long UK 120 1 0 Redresseur UK 45900 5.6 0 Inverse modéré IEEE 0.0515 0.02 0.114 Très Inverse IEEE 19.61 2 0.491 Extrêmement Inverse IEEE 28.2 2 0.1217 Temps inverse US 5.95 2 0.18 Temps court Inverse US 0.16758 0.02 0.11858 Désignation de la courbe P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-14 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 On notera que les courbes IEEE et US sont configurées différemment des courbes CEI/UK concernant le réglage du temps. Un coefficient multiplicateur de temps (TMS) est utilisé pour régler le temps de fonctionnement des courbes CEI tandis qu’un réglage de Time Dial (TD) est employé pour les courbes IEEE/US. Le menu est organisé de façon telle que si une courbe CEI/UK est sélectionnée, la cellule ‘TD I>1‘ est masquée et vice versa pour le réglage de TMS. Noter que les courbes de fonctionnement CEI/UK peuvent s'utiliser avec une caractéristique de remise à zéro à temps constant mais que les courbes IEEE/US peuvent avoir une caractéristique de remise à zéro à temps inverse ou à temps constant. La formule suivante peut être utilisée pour calculer le temps de remise à zéro à caractéristiques inverse pour les courbes IEEE/US. TD x S tRESET = (1 - M2) en secondes avec : TD = Réglage de TD pour les courbes IEEE S = Constante M = I/Is Désignation de la courbe OP 1.4.1 Standard Constante S Inverse modéré IEEE 4.85 Très Inverse IEEE 21.6 Extrêmement Inverse IEEE 29.1 Temps inverse US 5.95 Temps court Inverse US 2.261 Courbe RI électromécanique La courbe RI (électromécanique) a été introduite parmi les caractéristiques offertes pour les deux premiers seuils de réglage de la fonction à maximum de courant de phase, et à maximum de courant de terre 1 et 2. La courbe est représentée par la formule suivante : 1 ⎛ ⎜ t = K x 0.339 - 0.236/ ⎜ M ⎝ ( ) ⎞ ⎟ en secondes ⎟ ⎠ avec K programmable de 0.1 à 10 par pas de 0.05 1.4.2 Temporisation de maintien Les deux premiers seuils de la protection à maximum de courant de l’équipement P34x sont équipés d’une temporisation de maintien pouvant être réglée à zéro ou à une valeur de temps constante. Le réglage à zéro signifie que la temporisation de l'élément à maximum de courant sera réinitialisée instantanément si le courant chute en deçà de 95% du réglage en courant. Le réglage de la temporisation à une valeur autre que zéro retarde la réinitialisation des temporisations de l'élément de protection pendant cette période. Quand le temps de réinitialisation de l'équipement à maximum de courant est instantané, l'équipement sera réinitialisé indéfiniment et dans l'incapacité de déclencher tant que le défaut ne sera pas permanent. En utilisant le maintien de la temporisation, l’équipement est capable d’intégrer des salves de courant de défaut, ce qui permet de réduire le temps d'élimination du défaut. La temporisation de maintien est disponible pour les premier et deuxième seuils à maximum de courant en tant que réglages "tRESET I>1" et "tRESET I>2", respectivement. Si l'on choisit une caractéristique de fonctionnement CEI inverse ou DT, ce retard sera réglé via le paramétrage “tRESET I>1/2”. SI l'on choisit une courbe de fonctionnement IEEE/US, la caractéristique de réinitialisation peut être configurée en temps constant ou en temps inverse d'après la cellule “Tempo de RAZ I>1/2 ”. Si le temps constant (‘DT’) est sélectionné, la cellule “tRESET I>1/2” peut être utilisée pour réinitialiser le retard. Si une réinitialisation à temps inverse (‘Inverse’) est sélectionnée, le temps de réinitialisation se conformera à la caractéristique de fonctionnement à temps inverse, modifiée par le réglage de TD sélectionné dans la cellule “Fonction I>1/2”. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-15 Le schéma logique fonctionnel de la protection non directionnelle à maximum de courant est illustré ci-dessous. Une entrée de blocage de la temporisation est disponible pour chaque seuil. Elle remet à zéro les temporisations de maximum de courant des trois phases si elle est activée, en tenant compte de la temporisation de remise à zéro si elle est sélectionnée pour les seuils “I>1” et “I>2” (DDB 538-541). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de chaque seuil de protection, (démarrages : DDB 896-911 ; déclenchements : DDB 704-719). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection à maximum de courant 1/2/3/4 sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Dém. I>x A Max. I Phase A Réglage > I>x & Tempo. I>x Déc. I>x A (IDMT/DT) Dém. I>x B Max. I Phase B Réglage > I>x & Tempo. I>x Déc. I>x B (IDMT/DT) Dém. I>x C Max. I Phase C Réglage > I>x & Tempo. I>x Déc. I>x C (IDMT/DT) I>x Bloc. tempo. 1 Dém. I>x 1 Déc. I>x X = 1,2,3,4 P1627FRb Figure 9 : Schéma logique de la protection à maximum de courant non directionnelle 1.5 Protection à maximum de courant directionnelle (67) Les éléments défaut de phase des équipements P34x sont polarisés en interne par les tensions phase-phase en quadrature, comme l'illustre le tableau ci-dessous : Courent de fonctionnement Phase de Protection Tension de polarisation Phase A IA VBC Phase B IB VCA Phase C IC VAB Dans des conditions de défaut sur le réseau, le vecteur du courant de défaut est généralement en retard sur la tension nominale de phase, d'un angle qui dépend du rapport X/R du réseau. Il est donc important que le relais ait une sensibilité maximale aux courants situés dans cette zone. Ceci est accompli par le réglage de l’angle caractéristique de l’équipement (RCA) ; ce réglage définit l’angle duquel le courant appliqué à l’équipement doit être décalé de la tension appliquée à l’équipement afin d’obtenir une sensibilité maximale de l’équipement. Ceci peut être réglé dans la cellule "Angle caract. I>" dans le menu de la fonction maximum de courant. Sur les équipements P34x, il est possible de régler les angles caractéristiques (RCA) dans la plage de –95° to +95°. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-16 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Le schéma logique fonctionnel de la protection à maximum de courant directionnelle est illustré ci-dessous. Le détecteur de seuil de maximum de courant vérifie si l’amplitude du courant dépasse le seuil et avec la tension de polarisation correspondante, un contrôle directionnel est réalisé en s’appuyant sur les critères suivants : Directionnel aval -90° < (angle(I) - angle(V) - RCA) < 90° Directionnel amont -90° > (angle(I) - angle(V) - RCA) > 90° Max. I Phase A >Réglage I>x Dém. I>x A Contrôle Directionnel Tension de Polarisation VBC 1 & Tempo. I>x (IDMT/DT) & Tempo. I>x (IDMT/DT) Déc. I>x A & Mémoire de tension VBC Max. I Phase B >Réglage I>x Dém. I>x B Contrôle Directionnel Tension de Polarisation VCA 1 Déc. I>x B & Mémoire de tension VCA Max. I Phase C >Réglage I>x OP Dém. I>x C Contrôle Directionnel Tension de Polarisation VAB 1 & Tempo. I>x (IDMT/DT) & Mémoire de tension VAB Déc. I>x C 1 Déc. I>x 1 Démarr. I>x STP Bloc-Rapide x= 1,2,3,4 I>x Bloc. tempo. P1628FRc Figure 10 : Logique de la protection à maximum de courant directionnelle N'importe lequel des quatre seuils à maximum de courant peut être paramétré en directionnel, en sachant toutefois que les caractéristiques IDMT ne peuvent être sélectionnées que pour les deux premiers seuils. Lorsque l’élément est directionnel, une option verrouillage par STP est disponible. Lorsque le bit correspondant est mis à 1, en cas de fusion fusible des transformateurs de tension STP bloque le seuil s’il est en mode directionnel. Lorsque le bit est mis à 0, cet élément revient en mode non directionnel sur détection d'une fusion fusible détectée par la supervision STP. 1.5.1 Polarisation synchrone Pour un défaut triphasé proche du point de la protection, les tensions des trois phases sont nulles, et par conséquent il n’existe pas de tension opérationnelle. C’est pour cette raison que les équipements P34x comportent une fonction de polarisation synchrone permettant de mémoriser les informations de tensions antérieures au défaut. Cette fonction de polarisation synchrone est appliquée aux éléments à maximum de courant directionnels pendant 3.2 secondes. Ceci garantit le fonctionnement des éléments à maximum de courant directionnels, instantanés ou temporisés, y compris en cas de chute de tension triphasée. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.6 (OP) 5-17 Protection à maximum de courant inverse (46 OC) Les équipements P34x possèdent quatre éléments indépendants de protection à maximum de courant inverse. Chaque élément a un seuil de détection ‘Seuil Ii>n’, et son fonctionnement peut être retardé par la temporisation réglable ‘Tempo. Ii>n’. L’exploitant peut choisir de donner une direction au fonctionnement des éléments, pour assurer une protection contre les défauts en amont ou en aval avec un réglage adéquat de l’angle caractéristique de l’équipement. Les éléments peuvent également être réglés comme étant non directionnels. Pour que les éléments à maximum de courant inverse directionnels fonctionnent, l’équipement doit détecter une tension de polarisation supérieure au seuil minimum, à savoir "Seuil Vi pol Ii>". Lorsque l’élément est directionnel, une option STP bloque est disponible. Lorsque le bit correspondant est mis à 1, la détection d'une fusion fusible des transformateurs de tension STP bloque le seuil s’il est en mode directionnel. Lorsque le bit est mis à 0, cet élément retourne en mode non directionnel sur action de la supervision STP. L’élément de protection à maximum de courant inverse possède un seuil de détection ‘Seuil Ii>x’, et son fonctionnement peut être retardé par la temporisation réglable ‘Tempo. Ii>x’. L’exploitant peut choisir de donner une direction au fonctionnement de l’élément, pour assurer une protection contre les défauts en amont ou en aval avec un réglage adéquat de l’angle caractéristique de l’équipement. L’élément peut également être réglé comme étant non directionnel. Il existe une entrée de blocage de la temporisation pour chaque élément. Cette entrée remettra à zéro les temporisations à maximum de courant inverse de l’élément correspondant lorsqu’elle est activée (DDB 550-553). Les 4 éléments peuvent être bloqués en activant le signal d’inhibition DDB via la logique programmable (Inhibit Ii> : DDB 549). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de chaque seuil de protection, (démarrages : DDB 942-945 ; déclenchements : DDB 750-753). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection à maximum de courant inverse 1/2/3/4 sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Le fonctionnement non directionnel et directionnel est illustré sur les schémas suivants : X = 1, 2, 3, 4 STC-1 Bloc Inhibit Ii> & Dém. Ii>x Ii> Réglage Ii> & Tempo. Ii>x (DT) Déc. Ii>x Ii>x Bloc.tempo. P1604FRb Figure 11 : Fonctionnement non directionnel de la protection à maximum de courant inverse x = 1, 2, 3, STC-1 Bloc Inhibit Ii> & Ii > Réglage Ii> Contrôle directionnel Tension de polarisation > Réglage Régl. Vi pol Ii> Dém. Ii>x & STP Bloc Lent Ii>x Bloc.tempo. & Tempo. Ii> (DT) Déc. Ii>x P1605FRd Figure 12 : Fonctionnement directionnel de la protection à maximum de courant inverse OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-18 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 La caractéristique du directionnel est définie en comparant l’angle entre la tension inverse et le courant inverse. L’élément peut être sélectionné pour fonctionner en aval ou en amont. Un réglage d’angle caractéristique "Ang. caract Ii>" est choisi pour obtenir une performance optimale. Ce réglage doit être réglé égale à l’angle de phase du courant inverse par rapport à l'inverse de la tension inverse (-Vi), afin d’être au centre de la caractéristique directionnelle. Pour que les éléments à maximum de courant inverse directionnel fonctionnent, l’équipement doit détecter une tension de polarisation supérieure au seuil minimum, à savoir "Seuil Vi pol Ii>". Ce seuil doit être réglé au-dessus de toute tension inverse en régime normal. Ce réglage peut être établi pendant la phase de mise en service, en visualisant les mesures de composantes inverses dans la protection. 1.7 Protection de secours du réseau (51V/21) Un élément unique de protection configurable en protection à maximum de courant dépendante de la tension ou en protection à minimum d'impédance est fourni dans l'équipement P34x pour la protection de secours des réseaux. Le principe de fonctionnement de l'élément est décrit dans les paragraphes suivants. La fonction utilise pour son fonctionnement les courants de phase mesurés par les entrées de mesure IA, IB et IC sur l'équipement. Une entrée de blocage de la temporisation est disponible pour les éléments de protection de secours de réseau à maximum de courant dépendante de la tension et à minimum d'impédance. Cette entrée remettra à zéro les temporisations des éléments correspondants lorsqu'elle est activée (S/IdépVBlc.tempo, DDB 542 et Z<Bloq tempo, DDB 543). Des signaux DDB sont également disponibles pour indiquer un démarrage et un déclenchement triphasé et monophasé (démarrages de la protection à maximum de courant dépendant de la tension : DDB 928-931 ; déclenchements de la protection à maximum de courant dépendant de la tension : DDB 724-727 ; démarrages de la protection à minimum d'impédance : DDB 932-939 ; déclenchements de la protection à minimum d'impédance : DDB 728-735). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. OP Les démarrages de chaque élément de la protection sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. 1.7.1 Protection à maximum de courant dépendante de la tension La tension aux bornes de l'alternateur chutera en présence de défauts, par conséquent on peut utiliser un élément de mesure de tension pour contrôler le réglage du seuil de courant de cet élément. Sur détection d'un défaut, le réglage de seuil de courant sera réduit d'un facteur K. Ceci garantit l'élimination des défauts en dépit de la présence de la caractéristique de décrémentation de l'alternateur. Les tensions du réseau permettent de commander chaque élément de protection à maximum de courant de phase ainsi qu'il est indiqué ci-dessous. Courant de phase Tension de commande Ia Vab Ib Vbc Ic Vca Un élément à maximum de courant non directionnel à seuil unique est disponible. L'élément comporte une caractéristique de temporisation réglable en temps inverse (IDMT) ou en temps constant (DT). L'élément peut être activé ou désactivé de manière sélective et bloqué par une entrée de la protection permettant d'intégrer l'élément dans un schéma de blocage de maximum de courant. L'élément peut être alimenté par les TC côté bornes de sortie ou côté neutre de l'alternateur. Si une protection à maximum de courant dépendante de la tension est sélectionnée, l'élément est configurable dans un des deux modes, protection à maximum de courant dépendante de la régulation de tension ou dépendante de la retenue de tension. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-19 S/I dép V Dém. A Fonctionnement Max. I retenu/contrôlé par la tension & & Car. S/I dép V (IDMT/DT) S/I dép V Déc. A S/I dép V Dém. B Fonctionnement Max. I retenu/contrôlé par la tension & & Car. S/I dép V (IDMT/DT) S/I dép V Déc. B S/I dép V Dém. C Fonctionnement Max. I retenu/contrôlé par la tension & & Car. S/I dép V (IDMT/DT) S/I dép V Déc. C 1 S/I dép V Déc. STP Bloc-Rapide 1 S/IdépVBlc.tempo S/I dép V Dém. P1986FRb Figure 13 : Schéma logique de la protection à maximum de courant à retenue/contrôle de tension 1.7.1.1 Protection à maximum de courant contrôlée par la tension Dans ce mode de fonctionnement, le détecteur à minimum de tension permet de provoquer un changement de pas dans le réglage de seuil de courant de l'équipement (de “Rég I>SI Dép V” à “Rég k SI Dép V” x "Rég I>SI Dép V ”), quand la tension chute au-dessous du seuil préréglé “Rég V>1 SI Dép V”. Dans des conditions de charge, l'équipement peut comporter un réglage de seuil de courant élevé supérieur au courant de pleine charge. En présence de défauts, l'équipement est commuté sur un réglage plus sensible qui aboutit à une élimination rapide du défaut. La caractéristique de fonctionnement du réglage de seuil de courant quand le mode contrôle par la tension est sélectionné est illustrée par la figure 14. Réglage courant Rég.I > Rég. K KI > Rég. V<1 Tension mesurée T P2163FRa Figure 14 : Modification du seuil de détection de courant de la protection à maximum de courant contrôlé par la tension OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-20 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Quand l'alternateur est directement raccordé à un jeu de barres, il est préférable d'utiliser la protection à maximum de courant à contrôle par la tension. La protection à maximum de courant à contrôle par la tension est disponible avec un dispositif de temporisation de maintien. Le réglage de la temporisation de maintien à une valeur non nulle retarde la réinitialisation des temporisations de l'élément de protection pendant cette période. Si une caractéristique de fonctionnement CEI inverse ou à temps constant est sélectionnée, cette temporisation de maintien est configurée via le réglage “tRESET S/I dép V”. Si une courbe IEEE/US est sélectionnée, la caractéristique de réinitialisation est configurable soit en temps constant soit en temps inverse selon la sélection effectuée dans la cellule “S/I dép V Dém.”. Si le temps constant (‘DT’) est sélectionné, la cellule “tRESET S/I dép V” peut être utilisée comme précédemment pour définir le retard. Si une réinitialisation à temps inverse (‘Inverse’) est sélectionnée, le temps de réinitialisation se conformera à la caractéristique de fonctionnement à temps inverse, modifié par le réglage de TD sélectionné pour “Fonction S/I dép V”. 1.7.1.2 Protection à maximum de courant à retenue de tension Dans le mode à retenue de tension, le courant de fonctionnement effectif de l'élément de protection varie en permanence au fur et à mesure que la tension appliquée varie entre les deux seuils de tension, “Rég V<1 SI dép V” et “Rég V<2 SI dép V”, ainsi que le montre la figure 5. Dans ce mode, il est très difficile de prévoir le comportement de la fonction de protection pendant un défaut. Toutefois, ce mode de protection est considéré comme mieux adapté aux applications dans lesquelles l'alternateur est relié au réseau via un transformateur. OP Quand l'alternateur est raccordé indirectement, un défaut franc entre phases sur le jeu de barres local ne se traduira que par une chute de tension partielle entre phases aux bornes de l'alternateur. Le réglage de seuil de courant à retenue de tension de l'équipement P34x est lié à la tension mesurée comme suit : Pour V > Vs1 : Réglage de courant (Is) = I> ⎛ V - Vs2 ⎞ ⎟ ⎝ Vs1 - Vs2 ⎠ Pour Vs2 < V < Vs1 : Réglage de courant (Is) = K.Ι> + ( Ι > - K. Ι> ) ⎜ Pour V < Vs2 : Réglage de courant (Is) K.I> = Avec : I> = “Rég I> SI dép V” Is = Réglage de seuil de courant à la tension V V = Tension appliquée à l'équipement Vs1 = "Rég V<1 SI dép V" Vs2 = "Rég V<2 SI dép V" Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-21 Réglage courant Rég.I > Rég. KI K> Rég. V<2 Rég. V<1 Tension mesurée T P2164FRa Figure 15 : Modification du seuil de détection de courant de la protection à maximum de courant à retenue de tension La protection à maximum de courant à retenue de tension est disponible avec un dispositif de temporisation de maintien. Le réglage de la temporisation de maintien à une valeur non nulle retarde la réinitialisation des temporisations de l'élément de protection pendant cette période. Si une caractéristique de fonctionnement CEI inverse ou à temps constant est sélectionnée, ce maintien de la temporisation est configuré via le réglage “tRESET S/I dép V”. Si une courbe IEEE/US est sélectionnée, la caractéristique de réinitialisation est configurable soit en temps constant soit en temps inverse selon la sélection effectuée dans la cellule “S/I dép V Dém.”. Si le temps constant (‘DT’) est sélectionné, la cellule “tRESET S/I dép V” peut être utilisée comme précédemment pour définir le retard. Si une réinitialisation à temps inverse (‘Inverse’) est sélectionnée, le temps de réinitialisation se conformera à la caractéristique de fonctionnement à temps inverse, modifié par le réglage de TD sélectionné pour “Fonction S/I dép V”. 1.7.1.3 Protection à minimum d'impédance Quand l'élément est configuré en mode de protection à minimum d'impédance, il fonctionne avec une caractéristique d'impédance non directionnelle triphasée temporisée illustrée par la figure 16. X Zone de déclenchement R P2165FRa Figure 16 : Caractéristique du déclenchement de l’élément à minimum d'impédance OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-22 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 L'impédance de chaque phase est calculée comme suit : Za = Vab Ιa Zb = Vbc Zc Ιb Vca Ιc La tension nominale étant appliquée, l'élément fonctionne comme protection de surintensité à temps constant. Il fonctionne à un courant plus faible au fur et à mesure de la baisse de la tension, donc de manière comparable à un élément à maximum de courant à retenue de tension fonctionnant avec une caractéristique de temps constant. La protection à minimum d'impédance est offerte avec un dispositif de temporisation de maintien. Le réglage de la temporisation de maintien, "tReset Z<", à une valeur non nulle retarde la réinitialisation des temporisation de l'élément de protection pendant cette période. Les valeurs minimales du courant de phase et de la tension de ligne requises pour que la protection à minimum d'impédance des P342/3/4/5 fonctionne sont respectivement de 20 mA et 2 V (In = 1 A, Vn = 100/120 V) et de 100 mA et 8V (In = 5 A, Vn = 380/480 V). Noter que la protection à minimum d'impédance est constituée de 3 éléments de phase distincts et que la vérification se fait phase par phase, autrement dit l'inhibition d'une phase n'entraîne pas celle des autres. Dém. Z<x A Min. d'impédance < Réglage & Tempo. Z<x ((DT) & Déc. Z<x A OP Dém. Z<x B Min. d'impédance < Réglage g g & Tempo. Z<x ((DT) & Déc. Z<x B Dém. Z<x C Min. d'impédance < Réglage & STP Bloc-Rapide Tempo. Z<x ((DT)) & Déc. Z<x C 1 & Déc. Z<x Bloc. tempo. min. Z 1 Dém. Z<x x = 1, 2 P2059FRb Figure 17 : Schéma logique de l'élément à minimum d’impédance 1.8 Protection à minimum de tension (27) Les fonctions de protection à minimum/maximum de tension se trouvent dans le menu de l’équipement intitulé “VOLT PROTECTION”. La protection à minimum de tension incluse dans les équipements P34x est constituée de deux seuils indépendants. Ces seuils peuvent être configurés en mesure phase-phase ou phase-neutre dans la cellule “Mode mesure V<“. Remarque : Si la protection à minimum de tension est réglée en fonctionnement phase-phase, les signaux DDB 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. A/AB', 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. B/BC', 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. C/CA' se rapportent à 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. AB', 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. BC' et 'V<1/2 Démarr.' / Déc. CA'. Si la protection est réglée en phase-neutre, les signaux DDB 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. A/AB', 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. B/BC', 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. C/CA' se rapportent à 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. A', 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. B' et 'V<1/2 Démarr.' / 'Déc. C'. Le seuil 1 peut être sélectionné comme étant IDMT, DT ou désactivé, dans la cellule “fonction V<1”. Le seuil 2 ne peut être sélectionné que comme étant DT et il est activé/désactivé dans la cellule “Etat V<2”. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-23 La caractéristique IDMT disponible sur le premier seuil est définie par la formule suivante : t = K / (M -1) Avec : K = Réglage du multiplicateur de temps t = Temps de fonctionnement en secondes M = Tension mesurée / Tension de réglage de l'équipement (“Régl. tens. V<”) Deux seuils sont inclus pour l’alarme et le déclenchement, le cas échéant. Autrement, Différents réglages de temps peuvent être nécessaires en fonction de la profondeur du creux de tension. c'est à dire que les charges "moteur" doivent pouvoir résister à une faible baisse de tension pendant une durée plus longue que pour une grande excursion de tension. Dans la cellule “Mode opérate V<“, deux options sont disponibles pour des fonctionnements monophasés et triphasés. Chaque seuil de protection à minimum de tension peut être bloqué en activant le signal DDB correspondant via la logique programmable (DDB 528, DDB 529). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer un démarrage et un déclenchement triphasé et monophasé (démarrages : DDB 870-877 ; déclenchements : DDB 678-685). Il existe une entrée de blocage de la temporisation pour chaque élément. Cette entrée remettra à zéro les temporisations à minimum de tension de l’élément correspondant lorsqu’elle est activée (DDB 528, DDB 529). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer un démarrage et un déclenchement triphasé et monophasé (démarrages : DDB 870-877 ; déclenchements : DDB 678-685). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection à minimum de tension sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Le schéma logique de la fonction à minimum de tension est illustré à la figure 18. V>x Dém. A/AB Min. tension VA</VAB< & & Temporisat. V<x (IDMT/DT) V<x Déc. A/AB < Réglage V<x V>x Dém. B/BC Min. tension VA</VAC< & & Temporisat. V<x (IDMT/DT) V<x D c. B/BC < Réglage V<x V>x Dém. C/CA Min. tension VA</VAA< & & Temporisat. V<x (IDMT/DT) V<x D c. C/CA < Réglage V<x STP Bloc-Rapide 1 V<x Déc. Ligne ouverte Bloc. temps 1 V>x Dém. P1636FRc Figure 18 : Minimum de tension – mode de déclenchement monophasé et triphasé (un seuil) Lorsque le départ de ligne protégé est mis hors tension ou lorsque le disjoncteur est ouvert, une condition à minimum de tension est détectée. Pour cela, la cellule "Pôle HT Inh V<" est intégrée pour chacun de deux seuils afin de bloquer le protection à minimum de tension dans cette condition. Si la cellule est activée, le seuil correspondant est inhibé par la logique intégrée de "Pôle HT Inh" dans l’équipement. Cette logique produit un signal dès la détection d’un disjoncteur ouvert via ses contacts auxiliaires alimentant les entrées optiques de l’équipement ou dès la détection d’une combinaison de maximum et minimum de tension sur toute phase. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-24 1.9 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection à maximum de tension (59) Les fonctions de protection de minimum/maximum de tension se trouvent dans le menu de l’équipement intitulé “Protect. Tension”. La protection à maximum de tension incluse dans les équipements P34x est constituée de deux seuils indépendants. Ces seuils peuvent être configurés en mesure phase-phase ou phase-neutre dans la cellule “Mode mesure V>“. Remarque : Si la protection à maximum de tension est réglée pour un fonctionnement en tension phase-phase, les signaux DDB 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. A/AB', 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. B/BC', 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. C/CA' se rapportent à 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. AB', 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. BC' et 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. CA'. Si la protection est réglée pour un fonctionnement en tension phase-neutre, les signaux DDB 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. A/AB', 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. B/BC', 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. C/CA' se rapportent à 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. A', 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. B' et 'V>1/2 Démarr.' / 'Déc. C'. Le seuil 1 peut être sélectionné comme étant IDMT, DT ou désactivé, dans la cellule “fonction V>1”. Le seuil 2 ne peut être sélectionné que comme étant DT et il est activé/désactivé dans la cellule “État V>2”. La caractéristique IDMT disponible sur le premier seuil est définie par la formule suivante : t = K / (M -1) Avec : K = Réglage du multiplicateur de temps OP t = Temps de fonctionnement en secondes M = Tension mesurée / Tension de réglage de l'équipement (“Régl. tens. V>”) Il existe une entrée de blocage de la temporisation pour chaque élément. Cette entrée remettra à zéro les temporisations à minimum de tension de l’élément correspondant lorsqu’elle est activée (DDB 530, DDB 531). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer un démarrage et un déclenchement triphasé et monophasé (démarrages : DDB 878-885 ; déclenchements : DDB 686-693). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection à maximum de tension sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Le schéma logique de la fonction à maximum de tension est illustré à la figure 19. V>x Dém. A/AB VA> / VAB> >Réglage V>x & Temporisat. V>x V>x Déc. A/AB (IDMT/DT) V>x Dém. B/BC VB> / VBC> >Réglage V>x & Temporisat. V>x V>x Déc. B/BC (IDMT/DT) V>x Dém. C/CA VC> / VCA> >Réglage V>x & Temporisat. V>x V>x Déc. C/CA (IDMT/DT) 1 V>x Dém. 1 V>x Déc. V>x Bloc. tempo. x= 1, 2 P1637FRc Figure 19 : Maximum de tension – mode de déclenchement monophasé et triphasé (un seuil) Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.10 (OP) 5-25 Protection à maximum de tension inverse (47) L’équipement P34x comporte un élément à maximum de tension inverse. Cet élément surveille le sens de rotation et l’amplitude des tensions d’entrée (normalement à partir de transformateurs de potentiel connectés au jeu de barres). Il peut bloquer le disjoncteur de l’alternateur pour éviter que la machine ne mise sous tension en cas d’un mauvais sens de rotation de phase. Cet élément unique est sélectionnable en temps constant uniquement et son activation s’effectue avec la cellule "Etat V2>" Le schéma logique de la protection à maximum de tension inverse est illustré ci-dessous : STP bloque Ii>1 & Temporisat Vi>1 Vi>1 Déc. (DT) Vi > Réglage V2>1 Vi>1 Dém. Acc & Vi> Accélérer ém. et é instantané P1638FRb Figure 20 : Logique de l’élément à maximum de tension inverse Les signaux DDB sont également utilisables pour indiquer un démarrage et un déclenchement (démarrage : DDB 946 ; déclenchement : DDB 754). Il existe aussi un signal permettant d’accélérer le démarrage de la protection à maximum de tension inverse (Vi>1 Accélérer : DDB 554). Ce signal accélère le temps de fonctionnement de la protection de 80 ms (valeur normale) à 40 ms lorsque le réglage est instantané. L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Le démarrage de la protection à maximum de tension inverse est affecté en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. 1.11 Protection de la fréquence (81U/81O) L’équipement P34x possède 4 seuils à minimum de fréquence et 2 seuils à maximum de fréquence pour faciliter le délestage et le rétablissement des charges. Les seuils à minimum de fréquence peuvent être optionnellement bloqués par la condition "Pôle HT Bloc" (Disjoncteur ouvert). Tous les seuils peuvent être activés/désactivés dans la cellule "État F<n" ou "État F>n" en fonction de l’élément sélectionné. Le schéma logique de la fonction à minimum de fréquence est illustré à la figure 21. Seul un seuil est illustré. Les 3 autres seuils fonctionnent de la même manière. Si la fréquence est inférieure au réglage et n’est pas bloquée, la temporisation DT démarre. Le blocage peut provenir du signal "Ligne ouverte" (activé de manière sélective pour chaque seuil) ou du blocage de la temporisation à minimum de fréquence. Si la fréquence ne peut pas être déterminée (Fréq introuvable, DDB 1068), la fonction est également bloquée. 1 Fréquence < Réglage F<x Ligne ouverte Fréq introuvable & & F<x Dém. Temporis. F<x (DT) F<x Déc. 1 x= 1,2,3,4 F<x Bloc. tempo. P1640FRb Figure 21 : Logique à minimum de fréquence (un seuil) OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-26 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Le schéma logique fonctionnel de la protection à maximum de fréquence est illustré à la figure 22. Un seul seuil est illustré, les autres ayant un fonctionnement identique. Si la fréquence est supérieure au réglage et n’est pas bloquée, la temporisation DT démarre et à son expiration, le déclenchement est généré. Le blocage peut provenir du signal "Ligne ouverte" (activé de manière sélective pour chaque seuil) ou du blocage de la temporisation à maximum de fréquence. 1 Fréquence > Réglage F>x Ligne ouverte Fréq introuvable & & F>x Dém. Temporis. F>x (DT) F>x Déc. 1 x= 1,2,3,4 F>x Bloc. tempo. P1641FRb Figure 22 : Logique à maximum de fréquence (un seuil) OP Il existe une entrée de blocage de la temporisation pour chaque élément. Cette entrée remettra à zéro les temporisations à minimum et à maximum de fréquence de l’élément correspondant lorsqu’elle est activée (DDB 532-535, DDB 536-537). Les signaux DDB sont également utilisables pour indiquer un démarrage et un déclenchement de chaque seuil (démarrages : DDB 886-889, DDB 890-891 ; déclenchements : DDB 694-697, DDB 698-699). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection à minimum et à maximum de fréquence sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. 1.12 Protection contre le fonctionnement en fréquence anormale du turboalternateur (81 AB) Les équipements P34x comportent six bandes de protection contre le fonctionnement anormal des alternateurs. Chaque bande possède ses propres réglages de fréquence limite et sa mesure du temps cumulé. Le fonctionnement à l'intérieur de chaque bande est surveillé et le temps ajouté au chronomètre cumulatif est sauvegardé dans une mémoire RAM sauvegardée par pile. Ceci garantit qu’en cas de perte de l’alimentation auxiliaire de l’équipement, l’information n’est pas perdue. Chaque bande possède un réglage individuel de temporisation de "bande morte". Pendant cette temporisation, la fréquence peut rester à l’intérieur de la bande de fréquence sans déclencher la mesure du temps cumulé. Cette temporisation permet d'attendre d’abord que la résonance des pales se stabilise, afin d’éviter tout cumul de temps inutile. Il ne contribue donc pas au cumul du temps. Remarque : la temporisation n'a aucun effet sur le déclenchement des signaux de démarrage. Le temps cumulé s’arrêtera et tous les signaux de démarrage seront réinitialisés si le signal DDB 1068 Fréq Introuvable est activé. La durée du temps passé dans chaque bande peut être visualisée dans la colonne MESURES 3 du menu de l’équipement. La durée maximale admissible dans chaque bande est de 1 000 heures (3 600 000 s), durée au-delà de laquelle le cumul n’est plus réalisé. Chaque mesure du temps cumulé peut être remis à zéro indépendamment des autres, ceci à l’aide d’une cellule individuelle de la colonne MESURES 3. Il est généralement recommandé que la protection contre le fonctionnement de turboalternateur à des fréquences anormales soit en service à chaque fois que l’unité est synchronisée au réseau, ou pendant qu’elle est séparée du réseau mais alimente une charge auxiliaire. Un signal d’interdiction est disponible pour empêcher le cumul du temps lorsque l'alternateur est déconnecté, autrement dit lorsque le disjoncteur est ouvert. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-27 La sortie du déclenchement est maintenue et peut uniquement être réinitialisée en présence de l'une des conditions suivantes : 1. Le temps cumulé est remis à zéro, ou 2. La bande correspondante est désactivée, ou 3. Toute la protection contre le fonctionnement à des fréquences anormales est désactivée, ou 4. Le signal DDB 'Inh Turbine F' est activé. Fréquence bande 1 Fréquence normale fn Temps bande 2 bande 3 bande 4 bande 1 bande 2 bande 3 bande 4 Temporisation P4012FRb Figure 23 : Protection contre le fonctionnement anormal de l'alternateur La figure 23 présente le comportement des temporisations d’intégration dans des conditions anormales de fréquence prolongées. La temporisation d’une bande particulière est incrémentée aussi longtemps que la fréquence reste entre les réglages de fréquence minimum et maximum de la bande. Si deux bandes ont des réglages de fréquence se chevauchant et si la fréquence du réseau se trouve dans les deux bandes, les temporisations de deux bandes sont alors incrémentées. Tous les éléments des bandes de fréquence peuvent être bloqués en activant un seul signal DDB via la logique programmable (Inh Turbine F : DDB 548). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de chaque seuil de bande de fréquence, (démarrages : DDB 919-924 ; déclenchements : DDB 744-749). A noter que les signaux de démarrage sont instantanés (c.à.d. qu’ils ne sont pas influencés par la temporisation de "bande morte") une fois que la fréquence est à l’intérieur de la bande. L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-28 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Les démarrages de la bande de fréquence sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Freq Band x Dém. Fréquence anormale alternateur x dans la bande & Temp HT Bande Durée Bande Freq Band x Déc. x=1-6 Fréq introuvable Inh Turbine F P2060FRa Figure 24 : Schéma logique de la protection contre le fonctionnement en fréquence anormale du turboalternateur 1.13 OP Fonction de protection contre la perte d'excitation (40) La protection contre la perte d'excitation de la P34x consiste en deux éléments, un élément d'impédance à deux stades temporisés et d'un élément d'alarme à facteur de puissance illustré ci-dessous par la figure 25. Les éléments à impédance de protection contre la perte d'excitation sont également pourvus d'une temporisation de réinitialisation réglable (retombée retardée). Les éléments sont alimentés par le courant de phase A et la tension de phase A mesurés par les entrées Ia et Va de l'équipement. Les valeurs minimales du courant de phase et de la tension de ligne requises pour que la protection contre la perte d'excitation de P342/3/4/5 fonctionne sont respectivement de 20 mA et 1 V (In = 1 A, Vn = 100/120 V) et de 100 mA et 4V (In = 5 A, Vn = 380/480 V). X Impédance normale de fonctionnement de la machine R - Xa2 - Xa1 Angle d'alarme Xb2 Xb1 P2167FRa Figure 25 : Caractéristiques de la protection contre les pertes d'excitation Les signaux DDB sont disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de chaque seuil (démarrages : DDB 848, DDB 849 ; déclenchements : DDB 644, 645). Un autre signal DDB, 'Alm Perte Excit.' est généré par le seuil d'alarme dû à la perte d'excitation (DDB 373). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-29 Les démarrages de la protection contre la perte d’excitation sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Pert.Excit.x Dém Fonctionnement Perte Excitation x (Impédance) & Tempo P.Excit. x (DT) Prt.Excit.x Déc. x = 1, 2 STP Bloc-Lente Angle alarme perte excitation > réglage & Tpo Alm P.Excit (DT) Alm Perte Excit. STP Bloc-Lente P2065FRb Figure 26 : Schéma logique de la perte d'excitation 1.14 Protection thermique à courant inverse (46T) La protection à courant inverse offerte dans la P34x est une réplique thermique réelle avec un seuil d'alarme à durée définie. L'équipement calcule le courant inverse par l'équation suivante : Ιi = Ιa + a2 Ιb + aΙc avec a = 1.0 ∠120° 3 Les charges déséquilibrées produisent des composantes de courants directs et inverses. Plusieurs types d'équipements traditionnels de protection thermique à courant inverse pour des alternateurs ont été conçus avec une caractéristique de fonctionnement à temps extrêmement inverse (Ii2t), Lorsque le temps de fonctionnement de la caractéristique dépend uniquement de la valeur instantanée du courant inverse présent. Cette caractéristique doit être réglée pour s'adapter à la capacité thermique déclarée par le fournisseur de l'alternateur. Elle est satisfaisante quand on considère les effets des valeurs élevées du courant inverse. Pour des niveaux intermédiaires de courant inverse, le taux d'échauffement est moins rapide. En conséquence, la dissipation thermique doit être considérée. L'expression de base de t = = K/Iicmr n'intègre pas les effets de la dissipation thermique ni le faible niveau du courant inverse. Ce dernier se traduit par une augmentation de la température du rotor qui reste dans les limites de conception des machines. Un niveau existant, acceptable de courant inverse (Ii<Iicmr), a pour effet de réduire le temps de montée en température critique si le niveau de courant inverse doit croître au-delà de Iicmr. L'image thermique à courant inverse de la P34x est conçue pour résoudre ces problèmes en modélisant les effets de faibles courants inverses permanents. L'échauffement dans les organes critiques du rotor est lié au courant inverse (Ii par unité) et à la durée (t secondes) comme suit : On suppose qu'auparavant le courant inverse était nul : θ°C ∝ Ii2 (1 - e-t/τ) Avec : τ = Constante de temps thermique, τ = Kg/IiCMR2 Kg est la constante de capacité thermique par unité de l'alternateur, en secondes. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-30 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 IiCMR est la tenue maximale continue de courant inverse par unité de l'alternateur La limite maximale en continu de température (θCMR) pourrait être atteinte selon la relation suivante : θ°C = θCMR ⇒ Ii2 (1 - e-t/τ) = IiCMR2 Alors, le temps nécessaire pour qu'un niveau du courant inverse supérieur à IiCMR soit maintenu est exprimé ci dessous : t = - (Kg/IiCMR2) loge (1 - (IiCMR/Ii)) L'équipement P34x à courant inverse offre une vraie caractéristique thermique en conformité avec la formule suivante : t=- (Régl. IiTherm>2) ( Régl. Ii>2 )2 ⎛ ⎛ (Régl. Ii>2) ⎞ 2 ⎞ Loge ⎜ 1 - ⎜ ⎟ ⎟ Ιi ⎝ ⎝ ⎠ ⎠ Remarque : Les courants sont exprimés en multiples du courant nominal de l'équipement, In. Quand l'alternateur protégé détecte une réduction du courant inverse, la température des organes métalliques du rotor diminuera. L'équipement est fourni d'un réglage séparé de capacité thermique (RAZ K Ii>2) utilisé quand l'on détecte une diminution de Ii. OP L'élément de protection à courant inverse réagit aux défauts phase-terre et aux défauts entre phases du réseau. Par conséquent, l'élément doit être réglé sélectivement avec les protections contre les défauts à la terre et de phase situées en aval. Afin de contribuer à la sélectivité avec les équipements aval, un temps de réponse minimum défini de la caractéristique de fonctionnement peut être réglé. Concernant les niveaux de courant inverse qui ne sont que légèrement supérieurs aux réglages de l'élément de détection thermique, on constatera un écart notable entre la caractéristique courant/temps de la protection thermique de courant inverse de la P34x et la simple caractéristique Ii2t. C'est la raison pour laquelle un réglage de temps de déclenchement de protection de courant inverse maximum est prévu. Ce réglage de temps maximum limite également le temps de déclenchement de la protection de courant inverse pour des niveaux de déséquilibre pouvant comporter une incertitude quant à la tenue thermique de la machine. Un seuil d'alarme à maximum de courant inverse est prévu afin d'informer l'opérateur en temps utile d'un état de déséquilibre susceptible de provoquer le déclenchement de l'alternateur. Ceci peut permettre de prendre les mesures correctives requises pour réduire le déséquilibre de la charge. L'élément à courant inverse utilise le courant mesuré aux entrées IA, IB, IC de l'équipement. L'état thermique de la machine peut être visualisé dans la cellule "Therm. Inverse" de la colonne MESURES 3. L'état thermique peut être réinitialisé en sélectionnant 'Oui' dans la cellule "RAZ Inv. Therm." de la colonneMESURES 3. Une autre possibilité consiste à réinitialiser l'état thermique en activant DDB 389 "RAZ Ii therm." via la logique programmable de l'équipement. Un signal DDB est également disponible pour indiquer le déclenchement de l'élément (DDB 702). Un autre signal DDB, 'Alarme inverse', est généré par le seuil d'alarme thermique inverse (DDB 370). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-31 t I 2>2 tMAX Réglage I2>2 k I 2>2 tMIN Courant I2>2 réglé I2 P2247FRa Figure 27 : Caractéristique thermique à courant inverse Ii > Alarme IiTherm>1 & Alarme Inverse Tempo. IiTherm>1 (DT) STC - 1 Bloc Etat Therm. Inverse> 100% & Inverse Décl. STC - 1 Bloc P1989FRb Figure 28 : Schéma logique de la protection thermique à courant inverse 1.15 Retour de puissance/maximum de puissance/faible puissance aval (32R/32O/32L) Les éléments de protection de puissance de la P34x calculent la puissance active triphasée sur la base de la formule suivante, à l'aide du courant mesuré aux entrées IA, IB, IC de l'équipement. P = Vala cosφa + Vblb cosφb + Vclc cosφc Deux seuils de protection de puissance sont prévus et peuvent être sélectionnés indépendamment comme retour de puissance, maximum de puissance, faible puissance aval ou désactivé ; le fonctionnement dans chaque mode est décrit dans les paragraphes suivants. Les éléments de puissance peuvent être désactivés de manière sélective via une logique fixe qui permet de les inhiber quand le DJ des machines protégées est ouvert, ceci afin de prévenir tout dysfonctionnement et la signalisation incorrecte d'un seuil sélectionné pour fonctionner en faible puissance aval. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-32 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 L'équipement P34x utilise la convention selon laquelle le courant aval est celui fourni par l'alternateur vers le jeu de barres. Ceci correspond à des valeurs positives de puissance active circulant dans la direction aval. Quand un alternateur fonctionne en mode moteur, la machine consomme de la puissance active venant du réseau. Pour cela, la puissance active circule dans le sens inverse en mode moteur. Le réglage "Mode opérate" de la protection de puissance sensible permet à l'utilisateur de choisir le mode de fonctionnement "Générateur" ou "Moteur" Si le mode de fonctionnement sélectionné est "Moteur", la polarité de la puissance active calculée est inversée. Le réglage de mode de fonctionnement peut être utile dans des applications alternateur / pompe de stockage Les signaux DDB sont également utilisables pour indiquer un démarrage et un déclenchement de chaque seuil (démarrages : DDB 892, DDB 893 ; déclenchements : DDB 700, 701). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection de puissance sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Puiss x Démarr. Fonctionnement Max./Min. Puissance aval/amont P>x/ P<x/ -P>x OP Tempo. puiss x & Puiss x Décl. (DT) x = 1, 2 STP Bloc-Lente P2054FRb Figure 29 : Schéma logique de la protection de puissance 1.15.1 Fonction de protection de puissance sensible Pour les turboalternateurs à vapeur et certains alternateurs hydrauliques, il faut un réglage de retour de puissance descendant à 0.5% Pn. Il se peut également qu'il faille un réglage sensible pour la protection contre la faible puissance aval, notamment pour les turboalternateurs à vapeur qui ont des limites de conception relativement basses pour les survitesses. Pour améliorer la précision de la protection de puissance, une entrée de TC spéciale peut être utilisée et raccordée à un TC de classe mesure. L'entrée TC est la même que celle des éléments de protection défaut à la terre sensible et différentielle terre restreinte de sorte que l'utilisateur peut choisir soit la puissance sensible soit DTS/DTR dans le menu CONFIGURATION, mais pas les deux. La protection de puissance sensible mesure uniquement la puissance active de la phase A car l'anomalie de puissance est un phénomène triphasé. Le fait d'avoir une entrée TC distincte signifie également qu'il est possible d'utiliser un CT de classe mesure correctement chargé pour obtenir la précision angulaire nécessaire à la fonction de protection de puissance sensible. De plus, un réglage de compensation angulaire, θC, est prévu pour compenser l'erreur angulaire introduite par le TC et le TP du réseau. Le calcul de la puissance de phase A fait appel à la formule suivante : PA = IA VA cos (φ - θC) Où φ est l’angle de IA par rapport à VA et θC le réglage de l’angle de compensation. La puissance nominale monophasée, Pn, pour un TC 1 A et un TP 110 V est donc de : Pn = In x Vn = 1 x 110/√3 = 63.5 W Le réglage minimum est 0.3 W = 0.47% Pn Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-33 Deux seuils de protection de puissance sensible sont prévus et peuvent être sélectionnés indépendamment comme retour de puissance, maximum de puissance, faible puissance aval ou désactivé ; le fonctionnement dans chaque mode est décrit dans les paragraphes suivants. Les éléments de puissance peuvent être désactivés de manière sélective via une logique fixe qui permet de les inhiber quand le DJ de la machine protégée est ouvert, ceci afin de prévenir tout dysfonctionnement et la signalisation incorrecte d'un seuil sélectionné pour fonctionner en faible puissance aval. L'équipement P34x utilise la convention selon laquelle le courant aval est celui fourni par l'alternateur vers le jeu de barres. Ceci correspond à des valeurs positives de puissance active circulant dans la direction aval. Quand un alternateur fonctionne en mode moteur, la machine consomme de la puissance active venant du réseau. Pour cela, la puissance active circule dans le sens inverse en mode moteur. Le réglage "Mode opérate" de la protection de puissance sensible permet à l’utilisateur de choisir le mode de fonctionnement "Générateur" ou "Moteur" Si le mode de fonctionnement sélectionné est "Moteur", la polarité de la puissance active calculée est inversée. Le réglage de mode de fonctionnement peut être utile dans des applications alternateur/pompes de stockage. Les mesures de la puissance active sensible de la phase A, de la puissance réactive et de l'angle du facteur de puissance "Watts sens. Ph A", "Vars sens. Ph A" et "Angle puis. Ph A" sont affichées dans le menu MESURES 3 pour faciliter les essais et la mise en service. Les signaux DDB sont également utilisables pour indiquer un démarrage et un déclenchement de chaque seuil (démarrages : DDB 912/913 ; déclenchements : DDB 720/721). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection de puissance sensible sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. S Puiss x Démarr. Fonctionnement min./max. puissance sensible aval/amont SP>x/ SP<x/ SP>x Tempo Puis.x Sen & (DT) S Puiss x Décl. x = 1, 2 STP Bloc-Lente P4053FRb Figure 30 : Schéma logique de la protection de puissance sensible 1.16 Fonction de protection masse stator (50N/51N) Un élément maximum de courant de neutre non directionnel à deux seuils est disponible. Le premier seuil peut être temporisé soit à temps inverse, soit à temps constant et peut comporter une temporisation de retour afin d'améliorer la détection des défauts intermittents. Le second seuil comporte une caractéristique de temps constant réglable à 0 s pour obtenir un fonctionnement instantané. Pour de plus amples informations concernant les caractéristiques à temps inverse, se reporter à la Protection à maximum de courant, paragraphe 1.4. Le schéma logique de la protection non directionnelle de défaut terre stator est illustré à la figure 31. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-34 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 STC-1 Bloc IN>x Dém. Protection IN> inhibée & & Tempo. IN>2 (IDMT/DT) IN>x Déc. IN > Réglage IN>x IN>x Bloc. tempo. P1631FRb Figure 31 : Logique de défaut terre non directionnel (un seuil) Une entrée de blocage de la temporisation est disponible pour chaque seuil. Elle remet à zéro les temporisations de défaut terre de l’élément correspondant lorsqu’elle est activée, en tenant compte de la temporisation de remise à zéro si elle est sélectionnée pour le seuil “IN>1” (DDB 514, DDB 515). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de chaque seuil de protection, (démarrages : DDB 855/856 ; déclenchements : DDB 663/664). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection de défaut terre stator sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. OP L'élément de protection masse stator est alimenté par l'entrée TC IN de l'équipement. 1.16.1 Courbe IDG La courbe IDG est généralement utilisée pour la protection temporisée contre les défauts terre sur le marché suédois. Cette courbe est disponible dans les deux éléments 1 et 2 de la protection à maximum de courant terre. La courbe est représentée par la formule suivante : Ι ⎛ ⎞ ⎟ en secondes ⎝ Seuil IN>1 ⎠ t = 5.8 - 1.35 loge ⎜ Avec : I = Courant mesuré Seuil IN> = Un réglage qui définit le point de départ de la caractéristique Bien que le point de départ de la caractéristique soit défini par le réglage "Seuil IN>1", le seuil du courant réel de l'équipement est un autre paramètre nommé "IDG Is". Le seuil "IDG Is" est réglé comme multiple de "IN>". En plus, la temporisation "IDG Time IN>1" est également utilisée afin de régler le temps de fonctionnement minimal pour des niveaux élevés de courant de défaut. La figure 32 illustre la façon dont la caractéristique de IDG est implémentée. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-35 10 Temps de fonctionnement (s) 9 Plage de paramétrage IDG Is 8 7 6 5 4 3 Plage de paramétrage tempo IDG 2 1 0 1 10 I/IN> 100 P2242FRa Figure 32 : Caractéristique de la courbe IDG 1.17 Fonction de protection contre les surtensions résiduelles / déplacements de tension du neutre (59N) La fonction de protection contre le déplacement de la tension du neutre des équipements P342/3 consiste en deux seuils calculés (VN>1, VN>2) et en deux seuils mesurés (VN>3, VN>4) de protection à maximum de tension de neutre dotés de temporisations réglables. La P344/5 possède deux autres seuils mesurés (VN>5, VN>6) de protection à maximum de tension de neutre ainsi qu’une seconde entrée de tension de neutre spécifique, VN(2). L'équipement calcule la tension de fonctionnement de neutre/résiduelle par l'équation suivante : Vneutre = Va + Vb + Vc Une entrée de tension spécifique (une entrée VN1 est disponible dans la P342/3 et deux entrées VN1/2 dans la P344/5) est prévue pour cette fonction de protection, entrée qui est utilisable soit pour mesurer la tension résiduelle fournie depuis un transformateur de tension monté en triangle ouvert soit pour mesurer la tension du côté secondaire d'un transformateur de distribution de mise à la terre du neutre, ainsi que le montre la figure 33. Il est également possible de calculer la tension résiduelle en interne à partir des trois tensions phase-neutre. Quand la mesure calculée est utilisée, les trois tension entre phases et neutre doivent provenir soit d'un transformateur à 5 branches soit de trois TP monophasés. Ces types de TP assurent le passage d’un flux résiduel et permettent donc à un équipement de calculer la tension résiduelle. En outre, le point étoile primaire des TPs doit être mis à la terre. Un TP à trois branches ne possède aucune voie pour le flux résiduel et par conséquent ne convient pas pour alimenter l'équipement quand on a besoin d'une tension résiduelle calculée de la mesure de tension entre phase et neutre. Le signal de tension résiduelle peut être utilisé pour fournir une protection entre spires ainsi qu’une protection contre les défauts à la terre, voir paragraphe 2.3.5.4. Le signal de tension résiduelle délivre également un signal de tension de polarisation à destination de la fonction de protection sensible contre les défauts à la terre directionnels. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-36 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2 1 3 Va Vb Vc Vn 1 Sommation des tensions phase-neutre MiCOM P343 2 Mesurée aux bornes d'une impédance de terre 3 Mesurée aux bornes d'un triangle ouver t des TP P2169FRa OP Figure 33 : Différentes possibilités de raccordement de la protection contre les surtensions résiduelles/déplacements de tension du neutre Le schéma fonctionnel du premier seuil de la protection contre les surtensions résiduelles est illustré ci-dessous : VN>x Dém. Réglage VN>x & & VN >x Bloc. tempo. Temporisat VN>x (IDMT/DT) VN>x Déc. x= 1 - 6 P1635FRb Figure 34 : Logique de la protection contre les surtensions résiduelles (un seuil) Le blocage par fusion fusible STP lorsqu’il est activé, bloque effectivement les sorties de démarrage. Seuls les éléments calculés de la protection de tension de neutre (VN>1, VN>2) sont bloqués par la supervision de TP. Il existe une entrée de blocage de la temporisation pour chaque élément. Cette entrée remettra à zéro les temporisations de surtension résiduelle de l’élément correspondant lorsqu’elle est activée (DDB 522-527). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de chaque seuil de protection, (démarrages : DDB 864-869 ; déclenchements : DDB 672-677). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection contre les surtensions résiduelles sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. La caractéristique IDMT disponible sur le premier seuil est définie par la formule suivante : t = K / (M -1) Avec : K = Coefficient multiplicateur de temps TMS ("TMS VN>1") t = Durée de fonctionnement en secondes M = Tension résiduelle mesurée / Tension de réglage de l'équipement ("Régl. tens. VN>1") Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.18 (OP) 5-37 Fonction de protection sensible contre les défauts de terre (50N/51N/67N/67W) Un élément de protection sensible contre les défauts à la terre à seuil unique et temps constant est intégré dans l'équipement P34x, cet élément est configurable pour fonctionner avec une caractéristique directionnelle si besoin est. Un élément sensible de défaut à la terre est intégré à cette fin dans l'équipement P34x pour le courant de fonctionnement, avec une entrée TC spéciale qui permet de régler les seuils de courant à des valeurs très basses. Quand une protection directionnelle contre les défauts à la terre est requise, le courant de fonctionnement doit être tiré d'un tore homopolaire ou de la connexion résiduelle de TC triphasés aux bornes de la machine. Le sens du courant de défaut à la terre de cet élément est défini par référence au signal de polarisation, la tension résiduelle. Le signal de polarisation est prélevé à l’entrée de la protection contre les surtensions résiduelles/déplacement de tension du neutre ou calculé à partir des entrées des trois tensions phase-neutre de l'équipement. Un seuil de tension de polarisation est également prévu. L'élément ne peut pas fonctionner tant que la tension ne dépasse pas ce seuil. Ceci contribue à retenir l'élément en présence de défauts entre phases quand une saturation transitoire des TC génère un courant de déséquilibre dans la connexion résiduelle des TC de phases. Aucune tension résiduelle ne sera présente pendant de telles conditions d'absence de défaut à la terre et par suite, l'élément DEF ne pourra pas fonctionner. L'élément ne sera par conséquent activé que pendant les vraies conditions de défaut à la terre en présence d'une tension résiduelle significative. Pour éviter le mauvais fonctionnement de l'élément en raison d'un défaut de fusible de TP, l'élément peut être bloqué depuis la logique de supervision du TP en réglant la Liais Fonc ITS>-Blocage ITS> par STP à 1. Si la Liais. Fonc ITS> vaut 0, l'élément de protection ITS> passera en mode non directionnel dès le fonctionnement de la STP. Quand on utilise une mise à la terre par bobine Petersen, on peut utiliser une protection directionnelle wattmétrique contre les défauts à la terre ou une caractéristique Icosφ. Les réglages permettant à l'élément de fonctionner en protection wattmétrique sont également disponibles. Pour les réseaux isolés, il est fréquent d'utiliser la caractéristique Isinφ. La protection sensible contre les défauts à la terre peut être bloquée en activant le signal DDB correspondant via la logique programmable (DDB 518). Ceci permet d'intégrer la protection dans les configurations de protection des jeux de barres ainsi qu'il est démontré au paragraphe 1.27 ou d'améliorer la sélectivité avec les équipements aval. Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de la protection (démarrage : DDB 859 ; déclenchement : DDB 668). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Remarque : Liais Fonc ITS> - bit 0 Lorsque le bit correspondant est mis à 1, l’action de la supervision des transformateurs de tension STP bloque le seuil s’il est en mode directionnel. Lorsque le bit est mis à 0, cet élément passe en mode non directionnel sur action de la supervision STP. Le schéma logique de la protection directionnelle de défaut terre sensible avec polarisation par la tension de neutre est illustré à la figure 35. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-38 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 STC-1 Bloc & ISEF > Réglage ISEF>1 ITS>1 Dém. ISEF> Réglage VNPol & Contrôle Directionnel STP Bloc-lente Réglage : Wattmétrique 1 & Tempo. ITS>1 ITS>1 Déc. (IDMT/DT) & Activ é & Puissance PN> (VN.IN.cos phi) Réglage PN> ITS>1 Bloc. tempo. P1632FRb Figure 35 : Défaut terre sensible directionnel avec polarisation VN Les critères de contrôle de la direction sont donnés ci-dessous pour l'élément défaut terre sensible directionnel standard : OP Directionnel aval -90° < (angle(IN) - angle(VN + 180°) - RCA) < 90° Directionnel amont -90° > (angle(IN) - angle(VN + 180°) - RCA) > 90° 1.19 Protection de défaut terre restreinte (64) La protection DTR intégrée à l'équipement P34x est configurable pour fonctionner en élément différentiel à haute impédance ou en élément différentiel à basse impédance (à pourcentage de retenue). Les paragraphes suivants décrivent l'application de l'équipement dans chaque mode. Il convient de remarquer que l'élément DTR à haute impédance de l'équipement partage la même entrée de TC que la protection DTS. Par suite, un seul de ces éléments est sélectionnable. Un signal DDB est également disponible pour indiquer le déclenchement de la protection DTR, (DDB 667). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Fonctionnement protection différentielle de terre Déc. ITS> P1988FRa Figure 36 : Schéma logique de la protection de défaut à la terre restreinte Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.19.1 (OP) 5-39 Protection DTR différentielle à basse impédance (différentielle à pourcentage de retenue) Dans un équipement différentiel à pourcentage de retenue, le courant traversant est mesuré et utilisé pour augmenter le réglage de l'élément différentiel. Pour des défauts externes importants, on peut s'attendre à ce qu'un TC de la configuration devienne plus saturé que l'autre et qu'il génère par suite un courant différentiel. Toutefois, la polarisation (le courant de retenue) augmentera le réglage de l'équipement de telle sorte que le courant différentiel sera insuffisant pour provoquer le fonctionnement de l'équipement. Les figures 37 et 38 présentent les connexions et les caractéristiques de fonctionnement de l'équipement P34x respectivement appliquées à la protection DTR : Ia OP Ib Ic In MiCOM P343 P2170FRa Figure 37 : Connexions de l'équipement pour la protection DTR à pourcentage de retenue I DIFF Fonctionnement k2 Verrouillage I S1 k1 I S2 I retenue P2171FRa Figure 38 : Caractéristique de fonctionnement de la protection DTR à pourcentage de retenue P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-40 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Ainsi que le montre la figure 37, les trois TC de ligne sont reliés aux TC triphasés de manière normale. Le TC du neutre est alors raccordé à l'entrée TC des défauts à la terre de stator. Ces courants sont ensuite utilisés en interne pour en extraire les valeurs du courant de retenue et du courant différentiel qui seront utilisées par la protection DTR différentielle à basse impédance. L'avantage de cette méthode de raccordement est que les TC de ligne et de neutre ne sont pas raccordés de manière différentielle et par suite le TC du neutre est également utilisable pour alimenter la protection 100% masse stator. De plus, aucun accessoire extérieur du type résistance de stabilisation ou Metrosil n'est nécessaire, contrairement à la protection à haute impédance. L'équation utilisée par l'équipement pour calculer la valeur de polarisation (de retenue) requise aura par conséquent la forme suivante : Iret = {(Maximum de Ia, Ib ou Ic) + (Ineutre x Facteur d'échelle)} / 2 La raison pour laquelle le facteur d'échelle est introduit dans le courant de neutre est expliquée par la figure 39 : Rapport TC phase 1000/1 Phase A Phase B Phase C OP Neutral CT ratio 200/1 IA IB IC IN I BIAS = (le plus grand de Avec: Facteur d'échelle = I A , I B , I C ) + ( I N x facteur d'échelle) 2 Neutral CT ratio = Phase CT ratio 200 MiCOM P343 = 0.2 1000 I DIFF = I A + I B + I C + (facteur d'échelle x I N ) P2172FRa Figure 39 : Facteur d'échelle neutre de la protection DTR à pourcentage de retenue Quand le TC du neutre doit également commander les équipements de protection 100% masse stator, il peut être nécessaire de prévoir le TC du neutre avec un rapport inférieur à celui des TC de ligne afin d'améliorer la sensibilité aux défauts à la terre. L'équipement corrige automatiquement le niveau de courant neutre utilisé dans le calcul de la retenue d'un facteur égal au rapport des valeurs nominales entre TC du neutre et TC de ligne afin de compenser les éventuelles différences. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.19.2 (OP) 5-41 Protection terre restreinte à haute impédance contre les défauts à la terre Le principe de la haute impédance sera plus aisément compréhensible si l'on considère une configuration différentielle dans laquelle un TC est saturé par un défaut externe, ainsi que le montre la figure 40. Si le circuit d'entrée de la protection est considéré comme étant à très haute impédance, le courant secondaire généré par le TC sain traversera le TC saturé. Si l'impédance de magnétisation du TC saturé est considérée comme étant négligeable, la tension maximale aux bornes du circuit de l'équipement sera égale au courant de défaut secondaire multiplié par l'impédance connectée, (RL3 + RL4 + RTC2). L'équipement peut être stabilisé pour cette tension maximale appliquée en augmentant l'impédance d'ensemble du circuit de la protection de telle sorte que le courant résultant traversant l'équipement soit inférieur au réglage de son seuil de courant. L'impédance de la seule entrée de l'équipement étant relativement faible, il est nécessaire de monter une résistance externe en série. La valeur de cette résistance, RST, est calculée à partir de la formule illustrée par la figure 40. Une autre résistance non linéaire dite résistance Metrosil peut s'avérer nécessaire pour limiter la tension de crête du circuit secondaire en présence de défauts internes. Afin de garantir la rapidité de fonctionnement de la protection lors d'un défaut interne, les TC alimentant la protection doivent présenter une tension de coude d'au moins, 4 Vs. TC opérationnel TC saturé OP Circuit protégé Zm RTC2 RTC1 RL1 IF RL3 RST V S RL2 R RL4 Tension sur le circuit de l’équipement VS = K IF (RTC + 2RL) - où K = 0.7 La résistance stabilisatrice RST limite le courant de déversement à I S (réglage de l’équipement) RST = S – RR IS I = Courant de défaut traversant secondaire maximum F Où, RR = Consommation de l’équipement RCT= Résistance enroulement secondaire du TC R = Résistance d'un seul fil entre le relais et le TC L P0115FRf Figure 40 : Principe de la protection différentielle à haute impédance P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-42 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 RST = Résistance de stabilisation NLR = Résistance non-linéaire (Metrosil) NLR RST MiCOM P343 I SEF P2174FRa Figure 41 : Raccordement de l'équipement pour une protection DTR à haute impédance Les raccordements de l'équipement pour la protection DTR à haute impédance sont illustrés par la figure 41 : OP Ainsi que le montre la figure 41, la protection à haute impédance utilise une connexion extérieure différentielle entre le TC de ligne et le TC du neutre. L'entrée DTS est alors reliée au circuit différentiel avec une résistance de stabilisation montée en série. 1.20 Protection 100% masse stator (méthode Harmonique 3) (27TN/59TN) Pour détecter des défauts dans les derniers 5% de l'enroulement de l'alternateur, l'équipement P343/4/5 est doté d'éléments à minimum de tension et à maximum de tension d'harmonique 3. Ces éléments, associés aux éléments de protection à maximum de tension résiduelle ou contre les défauts terre stator, assureront la protection contre les défauts sur l'ensemble de l'enroulement. L'élément à minimum d'harmonique 3 dans la tension neutre s'applique quand il y a une mesure de tension neutre est disponible au point neutre de l'alternateur. Il est supervisé par un élément à minimum de tension triphasé, qui inhibe la protection quand toutes les tensions phase-phase aux bornes de l'alternateur sont au-dessous du seuil, pour éviter le fonctionnement quand la machine est hors tension. Le verrouillage peut être nécessaire afin d’éviter tout fonctionnement intempestif dans certaines conditions. Par exemple, certaines machines ne génèrent pas des tensions d'harmonique 3 substantielles tant qu'elles ne sont pas en charge. Dans ce cas, les éléments de surveillance de la puissance (active, réactive et apparente) peuvent être utilisés pour éviter tout déclenchement intempestif à vide. Ces seuils de puissance peuvent être activés ou désactivés individuellement et la plage de réglage va de 2 à 100%Pn. Pour les applications dont la mesure de tension neutre peut uniquement se faire aux bornes de l'alternateur, par un TP en triangle ouvert par exemple, la technique du minimum de tension ne peut pas s'appliquer. L'élément à maximum d'harmonique 3 dans la tension neutre peut donc être utilisé dans cette application. Les fonctions de blocage des éléments minimum de tension et puissance ne sont pas requises pour l'élément à maximum d'harmonique 3 dans la tension neutre. Remarque : L'équipement peut uniquement sélectionner le minimum de tension d'harmonique 3 dans le neutre ou le maximum de tension d'harmonique 3 dans le neutre, mais pas les deux. Les schémas logiques des deux protections sont illustrés à la figure 42. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-43 Harmonique 3 VN < Vab< Masse stator 100 % - Démarrage Vbc< & Vca< & Temporisation Masse stator 100 % - Déclench. P 3ph < 1 Q 3ph < S 3ph < Schéma à minimum de tension d'harmonique 3 neutre Nota : Les verrouillages 3Ph W, 3ph VAR et 3ph VA peuvent être désactivés individuellement. OP Masse stator 100 % - Démarrage Harmonique 3 VN < Temporisation Masse stator 100 % - Déclench. Schéma à maximum de tension d'harmonique 3 neutre P1253FRa Figure 42 : Schéma logique de la protection 100% masse stator Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de la protection (démarrage : DDB 940 ; déclenchement : DDB 738). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection 100% masse stator sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. 1.21 Protection 100% masse stator (méthode d’injection basse fréquence) (64S) La protection 100% masse stator faisant appel à une technique d’injection basse fréquence détecte les défauts présents dans tout l’enroulement, y compris le point neutre de l’alternateur. La protection 100% masse stator est réalisée en injectant une tension alternative externe à basse fréquence au point neutre ou aux bornes de la machine. Dans des conditions de fonctionnement normal, seul un courant très faible circule à travers la capacité stator-terre du fait de l’impédance élevée de ce circuit aux basses fréquences (Xc = 1/2πfc). Dans l’éventualité d’un défaut à la terre, le courant mesuré augmente en raison de la plus petite impédance du circuit de défaut à la terre. L’équipement peut déterminer la résistance du défaut à partir de la tension injectée et du courant de défaut. La protection peut aussi détecter des défauts à la terre aux bornes de l’alternateur, y compris au niveau des composants connectés tels que les transformateurs de tension. Pour mettre la protection en œuvre, il faut disposer d’un dispositif de charge avec un générateur basse fréquence. La sortie du générateur de signaux basse fréquence (environ 25 V) est reliée via un filtre passe-bande monté en parallèle avec une résistance de charge, à un transformateur P34x/FR OP/B76 (OP) 5-44 Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 de neutre au niveau du point neutre de l’alternateur ou à un transformateur de mise à la terre (en triangle ouvert) aux bornes de l’alternateur. Le filtre passe-bande permet d'arrondir la tension d'onde carrée et le stockage d'énergie. La grande résistance série du filtre passe-bande (environ 8 Ω à 20 Hz) protège le générateur 20 Hz du courant de retour excessif si la résistance de charge supporte toute la tension résiduelle lors d’un défaut phase-terre aux bornes. La résistance de charge est montée en parallèle avec le générateur basse fréquence pour générer un courant de neutre défini dans des conditions de fonctionnement normal. La tension à injecter dans le point neutre de l’alternateur dépend de la tension de commande de 20 Hz (diviseur de tension : résistance de charge et filtre passe-bande), et du rapport de transformation du transformateur de neutre ou de mise à la terre. Pour éviter que la résistance de charge secondaire ne devienne trop petite (elle doit être supérieure à 0.5 Ω, si possible), il faut choisir une tension secondaire élevée, 500 V par exemple, pour le transformateur de neutre ou de mise à la terre. Il est important que le transformateur de mise à la terre ne soit jamais saturé, car cela pourrait induire une ferrorésonance. ll suffit que la tension de coude du transformateur soit égale à la tension nominale de sortie de l’alternateur. La tension basse fréquence est appliquée à l'équipement en passant par un diviseur de tension et le courant de mesure basse fréquence est injecté via un transformateur de courant miniature. Toutes les interférences s’écartant du signal basse fréquence nominal sont éliminées par filtrage. La protection 100% masse stator peut aussi être utilisée avec une résistance de charge primaire. La tension 20 Hz est connectée via un transformateur de tension et le courant de neutre au point neutre est directement mesuré par un TC, voir paragraphe 2.21.2.3 (P34x/FR AP). OP L’impédance complexe peut être calculée à partir des vecteurs de tension et de courant mesurés puis la résistance ohmique est déterminée. Cela élimine les perturbations causées par la capacité stator-terre et assure une grande sensibilité. L’algorithme de l’équipement peut prendre en compte une résistance de transfert, 64S R Série, éventuellement présente sur le transformateur de tension du neutre ou de mise à la terre. Un exemple de résistance en série est la résistance totale de fuite du transformateur de mise à la terre ou du neutre, par lequel la tension injectée est appliquée au neutre de l’alternateur. L’algorithme peut également tenir compte de résistance en parallèle, 64S G Parallèle (G = 1/R), comme celle d’un équipement de mise à la terre supplémentaire sur le côté BT du transformateur élévateur. D'autres facteurs peuvent être pris en compte par la compensation de l'erreur angulaire, "64S Ang compens". L’équipement inclut un élément à maximum de courant 20 Hz qui peut être utilisé comme secours de la protection à minimum de résistance 20 Hz. L’élément à maximum de courant n’est pas aussi sensible que les éléments à minimum de résistance car il n’inclut pas de compensation de résistance de transfert éventuelle ni de compensation quelconque des effets de capacité. La protection 100% masse stator inclut 2 éléments de protection à minimum de résistance et un élément de protection à maximum de courant. La protection à minimum de résistance est conçue comme un système de protection à deux seuils, un seuil d’alarme (64S Alarme R<1) et un seuil de déclenchement (64S Décl. R<2), avec pour chaque seuil un réglage de temporisation à temps constant. Le seuil à maximum de courant (64S Décl. I>) est un seuil de protection unique avec un réglage de temporisation à temps constant. Tous les seuils de protection possèdent des signaux DDB distincts pour indiquer le démarrage et le déclenchement de chaque seuil et des signaux DDB pour inhiber le fonctionnement de chaque seuil. La protection inclut un élément de supervision afin d’évaluer la défaillance du générateur basse fréquence ou du raccordement basse fréquence. Le fonctionnement d’un élément à minimum de tension et d'un élément à minimum de courant après une temporisation sert à indiquer la présence d'une défaillance. Dans l’éventualité d’une défaillance, la protection peut être bloquée et provoquer une alarme en utilisant la logique programmable. Il existe un signal '64S Défaut' qui est connecté au signal '64S Alarm Défaut' dans la logique programmable par défaut pour allumer la LED Alarme et générer un message et aussi pour inhiber les éléments de protection '64S I>1/R<1/R<2'. Pour les applications dans lesquelles le générateur 20 Hz de la protection 100% masse stator est alimenté à partir d’un transformateur de tension, il peut ne pas être souhaitable d’avoir la LED Alarme allumée et un message généré à chaque fois que la machine est déconnectée. C’est pourquoi les signaux '64S Alarm Défaut' et '64S Défaut' sont séparés. Remarque : si besoin est, le signal '64S Alarm Défaut' ou une alarme utilisateur (l’alarme utilisateur à réinitialisation manuelle 5-16 est DDB 411-399) peut être utilisé pour fournir une alarme sur la P345 via une entrée opto-isolée, en cas de défaillance du contact de sortie du générateur 20 Hz. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-45 Transformateur triphasé à connexion résiduelle Générateur de fréquence20 Hz Filtre bande passante P345 Transformateur de distribution V64S RL TC miniature I64S Avec : RL V64S I64S OP résistance de charge tension de déplacement au niveau de l’équipement de protection courant de mesure au niveau de l’équipement de protection Figure 43 : Schéma de circuit de la protection 100% masse stator avec transformateur de mise à la terre (triangle ouvert) ou transformateur de neutre 64S Démarr. V<1 V64S < 64S Régl. V<1 & 64S Tpo Superv 'n (DT) I64S < 64S Régl. I<1 64S Défaut 64S Alarm Défaut 64S Démarr. I<1 Supervision minima de tension et de courant 64S Démarr. I>1 I64S > Régl. 64S I>1 & 64S Tpo Décl. I>1 (DT) 64S Décl. I>1 64S Déverr. I> 64S Démarr. R<1 R64S < 64S Régl. R<1 & 64S Tpo Alm R<1 64S R<1 Alarm (DT) 64S Déverr. R<1 64S Défaut 1 64S Démarr. R<2 64S F Band Block R64S < 64S Régl. R<2 & 64S Tpo Décl R<2 64S Décl. R<2 (DT) 15Hz < Fsys < 25Hz 64S Déverr. R<2 Un seuil de maxi. de courant et deux seuils de mini . d'impédance P 1991FRb Figure 44 : Schéma logique de la protection 64S 100% masse stator P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-46 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Les éléments 64S R<1/R<2/I> peuvent être bloqués indépendamment en activant le signal DDB correspondant via la logique programmable (64S Déverr. I>1/R<1/R<2 : DDB 555/556/557). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement des éléments de protection (64S Démarrage I>1/R<1/R<2 : DDB 949/950/951, 64S Alarme R<1 : DDB 757, 64S Décl I>1/R<2 : DDB 756/758). Les signaux DDB sont disponibles pour le démarrage des éléments à minimum de courant et à minimum de tension de la supervision (64S Démarrage I<, 64S Démarrage V<1 : DDB 947/948) et la défaillance et l'alarme de la supervision (64S Défaut : DDB 1076, 64S Alarm Défaut : DDB 382). Le signal DDB 64S Défaut est affecté aux signaux d'inhibition 64S Déverr. I>1/R<1/R<2 et le signal 64S Alarm Défaut dans le schéma logique programmable par défaut. Les démarrages de la protection 100% masse stator sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. 1.21.1 Mesures L’équipement échantillonne la tension appliquée et le courant de circulation à des multiples de 20 Hz. Des algorithmes de filtrage sont appliqués pour extraire les composantes 20 Hz de ces deux signaux. Les amplitudes de tension et de courant et les déphasages ainsi que la valeur de la résistance sont calculés. La conversion s’effectue via un seul réglage “64S Coeff R” comme suit : R Primaire = R Secondaire * Coefficient R Des exemples de calcul des réglages pour le coefficient R sont donnés au paragraphe 2.21.2 (P34x/FR AP). Un réglage de compensation angulaire, 64S Ang compens, (θComp) est disponible pour compenser toute erreur d’angle de TC. Le réglage entraîne la rotation du vecteur de courant d'un angle θComp comme illustré. I '64 SComp = I 64 S × 1∠θ Comp La résistance de défaut Rf est calculée de V64 S et ∠ , de manière à pouvoir éliminer tout effet I '64 s de la résistance en série (Rs) et de la résistance en parallèle (Rp) dans le circuit d’injection, ainsi que la réactance éventuelle dans le circuit et la capacité entre les enroulements statoriques et la terre (Cg). La dérivation est basée sur le modèle suivant : Rs et Rp sont des réglages utilisateur, 64S R Série, 64S G Parallèle (G = 1/R, le réglage par défaut, 0, équivaut à Rp = infini). Comme seule la composante résistive de l’impédance est calculée, la valeur de la capacité à la terre et de l'éventuelle réactance n’a pas besoin d’être connue, car cette information n’est pas nécessaire pour le calcul de Rf. Zt Rf ’ I’ 64S V 64S Cg Figure 45 : Modèle pour la protection 100% masse stator par injection Rf RS Rp OP Les réglages et les mesures de la protection de tension et de courant sont uniquement disponibles en valeurs secondaires. Les mesures de la résistance sont disponibles en valeurs primaires et secondaires. Les réglages de résistance et de conductance font également l’objet d’une version primaire/secondaire contrôlée par le réglage ‘Val. Paramètres’ dans la colonne CONFIGURATION. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-47 La résistance de défaut calculée Rf est utilisée comme grandeur de fonctionnement pour la protection à minimum de résistance à temps constant à 2 seuils. Un élément à maximum de courant à temps constant est disponible en secours, avec le signal de courant 20 Hz comme grandeur de fonctionnement. Les mesures suivantes sont disponibles dans le menu MESURES 3. Toutes les mesures sont basées sur les composantes 20 Hz extraites des signaux de tension et de courant. Un seuil d’amplitude de 0.05 V et de 0.1 mA est respectivement mis en œuvre pour la tension et le courant, seuil au-dessous duquel les mesures associées affichent zéro. Le signal 64S R est la résistance compensée en grandeurs primaires et secondaires. La mesure de la résistance affiche une valeur forcée pour indiquer une mesure non valide si l’amplitude de tension ou de courant est au-dessous du seuil. MESURES 3 64S Amplitude V 64S Amplitude I 64S Déphasage I 64S R secondary 64S R primary Condition Valeur forcée 64S R Protection désactivée 999 MΩ |V64S| < 100 mV 998 MΩ |I64S| < 1 mA 997 MΩ 64S G Parallèle x 64S R 1.0 996 MΩ Il convient de remarquer que les conditions ci-dessus sont données par ordre de priorité descendant. Les grandeurs primaires équivalentes aux valeurs forcées auront exactement les mêmes valeurs, quel que soit le réglage du facteur d'échelle primaire. Le signal 64S Tension est toujours utilisé comme référence de phase pour le signal de courant 64S. Les mesures sont disponibles dans les interfaces Modbus et DNP3. Les réglages ‘64S Amplitude V, ‘64S Amplitude I’ et ‘64S R secondary’ sont également disponibles dans les enregistrements de défaut. La sélection d’entrée analogique de la perturbographie (G31) inclut V64S et I64S. Ces grandeurs sont échantillonnées à la fréquence d’échantillonnage de l’enregistreur (24 échantillons/période du réseau électrique). 1.21.1.1 Caractéristiques du filtre 100% masse stator La protection 64S du P345 possède un filtre passe-bande très puissant, réglé à 20 Hz, qui est mis en service lorsque la fréquence réseau est inférieure à 45 Hz. Le filtre passe-bande est conçu avec une atténuation d’au moins -80 db pour les fréquences inférieures à 15 Hz et supérieures à 25 Hz. -80 db équivaut à une capacité d’élimination du bruit ayant un rapport signal-bruit de 10 000/1. Le filtre passe-bande introduit un retard supplémentaire dans la protection, mais il évite que les basses fréquences du réseau n’interfèrent avec le calcul de la résistance. Il existe aussi un filtre passe-bas réglé pour filtrer les fréquences >30 Hz, qui est activé en permanence et conçu avec une atténuation d’au moins -80 dB pour les fréquences >45 Hz afin de filtrer les composantes haute fréquence du réseau. Le temps de stabilisation du filtre passe-bande est supérieur à celui du filtre passe-bas ; ainsi pour obtenir des temps de déclenchement plus rapides lorsque l'alternateur monte en régime jusqu'à la vitesse nominale le filtre passe-bande est automatiquement mis hors service au-dessus de 45 Hz. Il existe une option permettant de mettre en circuit le filtre passe-bande de manière permanente en activant le signal DDB ‘64S Filter On’. Il existe aussi un filtrage Fourier des entrées de courant et de tension 20 Hz basé sur une fréquence d’asservissement fixe de 20 Hz. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-48 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 0 0.140 Amplitude -20 0.120 0.100 -60 0.080 Temporisation -80 0.060 -100 0.040 -120 0.020 -140 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Temporisation (s) Amplitude (dB) -40 0.000 100 Fréquence (Hz) Figure 46 : Réponse en fréquence discrète du filtre passe-bas de 8ème ordre elliptique 64S OP 1.400 0 1.200 -20 -40 1.000 -60 0.800 -80 0.600 -100 0.400 Temporisation (s) Amplitude (dB) Amplitude 0.200 -120 Temporisation -140 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0.000 100 Fréquence (Hz) Figure 47 : Réponse en fréquence discrète du filtre passe-bande de 4ème ordre elliptique 64S Lorsque la machine monte en régime et que sa fréquence coïncide avec le signal injecté 20 Hz, s’il se produit un défaut à la terre à ce moment-là, il y aura une interférence du signal de défaut 20 Hz de la machine avec le signal 20 Hz injecté. Cela peut provoquer des erreurs sur les mesures 64S et le non-déclenchement de la protection. Cependant, au fur et à mesure que la vitesse de la machine croît et que sa fréquence s’éloigne de 20 Hz, l’équipement commencera à mesurer précisément le signal 20 Hz injecté et la résistance de défaut. Le filtre passe-bande atténuera presque totalement toutes les fréquences supérieures à 25 Hz si bien qu’au moment où la fréquence de la machine aura atteint 25 Hz, l’équipement mesurera correctement la résistance de défaut en présence d’un défaut et déclenchera correctement. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-49 Si la protection 100% masse stator fonctionne pendant la mise en marche de l'alternateur, il se peut qu’une tension homopolaire soit générée par la machine qui coïncide et se superpose à la tension 20 Hz, selon le type de démarrage, entraînant des mesures incorrectes. La protection contre les 100% masse stator du P345 comporte un filtre passe-bas et un filtre passe-bande qui filtreront les fréquences de signal 0-15 Hz et >25 Hz. Le signal DDB 1075 64S F Band Block opère quand la fréquence est comprise entre 15 et 25 Hz et peut être utilisé dans la logique programmable pour indiquer une fréquence située dans la plage de mesure cible, soit 15-25 Hz. Le signal DDB 1075 peut si nécessaire être utilisé pour bloquer la protection 100% masse stator entre 15 et 25 Hz via les signaux d'inhibition DDB 558 - 64S Déverr. I>, DDB 559 64S Déverr. R<1, DDB 560 - 64S Déverr. R<2, voir la figure 44 ci-dessus. A noter que le signal DDB 1075 64S F Band Block est uniquement actif si l’asservissement en fréquence est actif. La mesure de fréquence est active si une tension de phase quelconque est supérieure à 0.1 Vn ou un courant de phase quelconque est supérieur à 0.05 In, voir P34x/FR FD, paragraphe 3.4.3. 1.22 Protection contre le flux excessif (24) Les équipements P342/3/4/5 comportent un élément à cinq seuils de flux excessif. L'élément mesure le rapport de la tension, VAB, à la fréquence, V/Hz, et fonctionne quand ce rapport dépasse le point de consigne. Un seuil est réglable pour fonctionner avec une temporisation à temps constant ou à temps inverse (IDMT) et utilisable pour assurer le déclenchement. Il existe également 3 autres seuils à temps constant qui peuvent être combinés avec la caractéristique à temps inverse pour créer une caractéristique mixte de fonctionnement du déclenchement V/Hz à plusieurs seuils utilisant la logique programmable. Un signal d’inhibition est prévu pour le seuil 1 de V/Hz>1 seulement qui possède une option de caractéristique à temps inverse. Cela permet à un seuil à temps constant d’avoir priorité sur une section de la caractéristique à temps inverse si nécessaire. L’inhibition a pour effet de réinitialiser la temporisation, le signal de démarrage et le signal de déclenchement. Il existe aussi un seuil d’alarme à temps constant qui peut être utilisé pour indiquer des conditions défectueuses avant que la machine ne subisse une détérioration. L'élément V/Hz>1 peut être bloqué en activant le signal DDB correspondant via la logique programmable (Inhibit V/Hz>1 : DDB 513). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage et le déclenchement de la protection (démarrage : DDB 850-853 ; déclenchement : DDB 646-649). Un autre signal DDB, 'Alarme V/Hz, est généré par le seuil d'alarme de flux excessif (DDB 372). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages de la protection contre le flux excessif sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. La caractéristique à temps inverse comporte la formule suivante : TMS t = (M - 1)2 Avec : V/f M = ( Régl décl V/Hz ) V = tension mesurée F = fréquence mesurée Remarque : la caractéristique IDMT a été modifiée dans la version logicielle 31. La nouvelle caractéristique est compatible avec l’ancienne et permet des extensions futures du nombre de caractéristiques avec différents exposants de (M-1). La caractéristique à temps inverse dans la version logicielle 30 et les versions antérieures est définie comme suit : t = 0.8 + 0.18 * TMS (M - 1)2 OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-50 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 V/Hz>1 Dém. Régl décl V/Hz>1 V/Hz>1 Déc. Tempo V/Hz>1 (IDMT/DT) & Fréq. introuvable Inhibit V/Hz>1 V/Hz>2/3/4 Dém. Régl décl V/Hz>2/3/4 & Tempo V/Hz>2/3/4 (DT) V/Hz>2/3/4 Déc. Fréq. introuvable OP Alarme V/Hz > Réglage & Tempo alm V/Hz (DT) Alarme V/Hz Fréq. introuvable P1987FRb Figure 48 : Schéma logique de la protection contre le flux excessif 1.23 Protection contre la machine hors tension/mise sous tension accidentelle de la machine à l'arrêt (50/27) Pour assurer une protection rapide contre une mise sous tension accidentelle d’un alternateur lorsque la machine n’est pas en marche, l'équipement P343/4/5 comporte un élément à maximum de courant instantané conditionné par un détecteur de minimum de tension triphasé et bloqué par l’élément de supervision de TP. La logique de configuration de cette fonction est illustrée à la figure 49. I> Réglage I> mach HT & Déc. Mach HT V< 3ph Réglage V< mach HT & tPU mach HT tDO mach HT STP Bloc-Rapide P2177FRb Figure 49 : Schéma logique fixe de la protection contre la mise sous tension accidentelle à l'arrêt Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.24 (OP) 5-51 Protection thermique à sonde thermique résistive (RTD) Pour assurer la protection contre toute surchauffe localisée ou générale, l'équipement P342/3/4/5 peut accepter des signaux d'entrée générés par un maximum de 10 sondes thermiques trifilaires Type A PT100 (RTD). Ces équipements sont raccordés ainsi que le montre la figure 50 ci-dessous. Sonde RTD PT100 à 3 fils Sonde RTD PT100 à 2 fils RTD 1 R RTD 1 R RTD 2 R RTD 2 R RTD 10 R RTD 10 R MiCOM P343 OP MiCOM P343 P2178FRa Figure 50 : Schéma de raccordement des sondes thermiques RTD Ces sondes peuvent être montées aux points stratégiques de la machine qui sont susceptibles de surchauffe ou de détérioration thermique. D'une manière générale, une sonde RTD PT100 peut mesurer une température comprise entre -40°C et +300°C. La résistance de ces appareils varie en fonction de la température et vaut 100 Ω à 0°C. Si la résistance mesurée est hors des limites des tolérances, une alarme de défaillance RTD sera activée pour signaler une entrée de RTD ouverte ou en court-circuit. Ces conditions sont signalées par des signaux DDB disponibles dans la logique programmable (DDB 375-378) et sont également présentes dans le menu MESURES 3. Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer l'alarme et le déclenchement de chaque RTD, (Alarme : DDB 1031-1040, 374 ; Déclenchement : DDB 650-659, 660). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Se reporter au chapitre Installation (P34x/FR IN) pour les recommandations sur les câbles et raccordements des RTD. P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-52 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Alarme RTDx > Réglage Alarme RTDx & x= 1 - 10 Circuit ouvert RTD Court-circuit RTD Erreur données RTD Dé TD Alarme RTD1 1 Alarme RTD2 Alarme thermique RTDx Alarme RTD10 Dé TDx églage & Déc. RTDx x= 1 - 10 Circuit ouvert RTD Court-circuit RTD OP Erreur données RTD Défail. carte RTD Déc. RTD1 Déc. RTD2 1 Tout Déc. RTD Déc. RTD10 P2006FRa Figure 51 : Schéma logique de la protection thermique RTD 1.25 Protection contre le glissement des pôles de la P343/4/5 (78) 1.25.1 Schéma lenticulaire 1.25.1.1 Caractéristique La caractéristique du glissement de pôles de la P343/4/5 est constituée de trois parties comme l'illustre le diagramme R/X à la figure 52. La première partie est la caractéristique lenticulaire La seconde partie est une droite désignée par le terme blinder qui coupe la lentille et divise le plan d'impédance en une moitié droite et une moitié gauche. La troisième partie est la droite de réactance qui est perpendiculaire au blinder. L'inclinaison de la lentille et du blinder θ est déterminée par l'angle de l'impédance totale du réseau. L'impédance équivalente du réseau et du transformateur élévateur détermine la portée avale de la lentille, ZA, tandis que c'est la réactance transitoire de l'alternateur qui détermine la portée amont ZB. La largeur de la lentille varie en fonction du réglage de l'angle α. La droite de réactance, perpendiculaire à l'axe de la lentille, permet de savoir si le centre d'impédance de l'oscillation est situé dans le réseau électrique ou dans l'alternateur. Elle est définie par la valeur de Zc le long de l'axe de la lentille, comme l'illustre la figure 52. La droite de réactance divise la lentille en une Zone 1 (lentille au-dessous de la droite) et en une Zone 2 (au-dessus de la droite). Pour l'élément de protection contre le glissement de pôles, le courant de fonctionnement minimum est de 2% de In et la tension minimum de 1 V pour 100/120 V et 4 V pour 380/480 V. La protection contre le glissement des pôles fonctionne à partir du courant IA et de la tension VA de l'équipement. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-53 OEillère de charge X ZA ZC Ligne de réactance a q R Lentille ZB P1256FRa Figure 52 : Protection contre le glissement de pôles en utilisant la caractéristique blinder et lenticulaire 1.25.1.2 Modes générateur et moteur Lorsqu'un alternateur n'est plus synchronisé sur le réseau, le lieu géométrique d'impédance traverse la lentille et le blinder de la droite vers la gauche. Cependant, si l'alternateur fonctionne en mode moteur, comme c'est le cas en mode de pompage d'une centrale de pompage, le lieu d'impédance oscille de la gauche vers la droite. Un réglage est prévu pour déterminer si la protection fonctionne en mode alternateur, en mode moteur ou dans les deux modes. Si la protection fonctionne en mode générateur, l'impédance doit être sur la partie droite de la lentille dans des conditions de charge normales. Pendant un glissement de pôles, le lieu géométrique d'impédance traverse de la droite vers la gauche de la lentille. La durée minimum passée dans chaque moitié de lentille peut être réglée avec les temporisations T1 pour le côté droit et T2 pour le côté gauche. L'équipement enregistre un cycle de glissement de pôles quand le point quitte finalement la lentille du côté opposé. Si la protection fonctionne en mode moteur, l'impédance doit être du côté gauche de la lentille dans des conditions de charge normales. Pendant un glissement de pôles, le lieu géométrique d'impédance traverse la moitié gauche puis la moitié droite de la lentille, passant là encore au moins respectivement les temps T1 et T2 dans chaque moitié et quitte la lentille du côté opposé. 1.25.2 Fonctionnement de la protection contre le glissement de pôles L'algorithme de protection de glissement de pôles est exécuté 4 fois par période réseau pour obtenir une précision temporelle de la traversée de la lentille par le lieu géométrique d'impédance. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-54 1.25.2.1 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 État de la machine (ECHEANCE TEMPO. RAZ) ETAT ENTREE MACHINE LES ACTIONS SONT LES MEMES QUE POUR ETAT ENTREE MACHINE RAZ SIGNALISATIONS DEC. RAZ SIGNALISATIONS DEM. RAZ FLAG_ZONE1 RAZ TOUS LES COMPTEURS RAZ TOUTES LES TEMPOS. PAS DE CONDITION DE SIGNAL* LES ACTIONS SONT LES MEMES QUE POUR ETAT ENTREE MACHINE VTS-FAST-BLOCK ZM = R1 OU R3 LES ACTIONS SONT LES MEMES QUE POUR ETAT ENTREE MACHINE ZM = R4 SI (MODE_LES DEUX) FLAG_MODE=!FLAG_MODE INUTILISE ZM = R1 RAZ SIGNALISATIONS DEM. RAZ FLAG_ZONE1 SI (SIGNAL. DEC. GENERAL) RAZ COMPTEURS RAZ SIGNALISATIONS DEC. ZM = R2 DEM. TEMPO. 1 ZM = R1 OU R4 RAZ TEMPO. 1 ZM = R3 MAIS TEMPO.1<T1 RAZ TEMPO. 1 ZM = R4 OU R2 OU R3 DETECTE ZM = R4 MAIS TEMPO.2<T2 RAZ FLAG_ZONE1 RAZ TEMPO. 2 ZM = R1 OU R2 RAZ FLAG_ZONE1 RAZ TEMPO. 2 ZM = R2 DEMARRAGE OP (ZM = R4) & TEMPO. 2 > T2) RAZ_TEMPO. C2++; REGL. ZONE2_DEM SI (C2>=COMPTE 2) REGL. ZONE2_DEC. SI (FLAG_ZONE1) C1++; REGL. ZONE1_DEM. SI (C1>=COMPTE 1) REGL. ZONE1_DEC. RAZ TEMPO. 2 SI (C2==0) DEM. (ZM = R3) & TEMPO.1 > T1) FLAG_ZONE1=ZONE1PU() RAZ TEMPO. 1 DEM. TEMPO. 2 CONFIRMATION *PAS DE CONDITION DE SIGNAL (VA<1V OU I <0.02A) ZM = R3 P0421FRa Figure 53 : État de la machine X OEillère de charge Zone 2 Ligne de réactance Zone 1 R4 R3 R1 R2 R Lentille R représente la région P1257FRa Figure 54 : Définition des régions et des zones (mode générateur) Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-55 Remarque : Les régions illustrées à la figure 54 sont indépendantes de la droite de réactance bien qu'elles figurent sur le même diagramme (les zones sont indépendantes de la lentille et du blinder). Pour pouvoir suivre le lieu géométrique d'impédance lors d'un glissement de pôles, l'approche retenue fait appel à un "état de la machine". Il y a 4 états 'Inactif', 'Démarrage', 'Confirmer' et 'Détecter' servant à décrire le mouvement du lieu géométrique d'impédance. Chaque état a une entrée et une ou plusieurs points de sorties en fonction de l'état. Les points de sortie sont regroupés dans deux catégories : 'sortie normale' et 'sortie anormale'. Il y a uniquement une 'sortie normale' qui résulte en l'état suivant dans lequel le lieu d'impédance passe dans la région souhaitée. Les mouvements d'impédance imprévus provoquent un retour à 'l'état Inactif' ou sont ignorés en fonction de l'endroit où se trouve l'impédance. Inactif : C'est l'état normal quand l'impédance mesurée est l'impédance de charge normale. Le lieu géométrique d'impédance de tout glissement de pôles commence ici. Dans cet état, la 'sortie normale' se produit quand l'impédance mesurée passe de R1 à R2. La temporisation T1, qui sert à mesurer la durée pendant laquelle le lieu géométrique d'impédance reste dans R2, est démarrée quand ce changement est détecté. Si le lieu géométrique d'impédance passe en R4 et que 'Tous les deux' est sélectionné dans le réglage 'Mode', un indicateur (Flag_Mode) signale que le mode de fonctionnement de l'alternateur est basculé en 'Moteur'. Notez que cela ne provoque pas de changement d'état, se reporter au paragraphe 1.25.2.4 pour plus de détails sur le 'Flag_Mode'. Dans cet état, les passages des lieux géométriques d'impédance à R3 seront ignorés. Démarrage : c'est l'état quand le lieu géométrique d'impédance reste dans R2. La sortie normale est prise uniquement si l'impédance reste dans R2 plus longtemps que la temporisation T1 et passe dans R3. Trois actions sont exécutées avec cette transition : vérification de l'état de fonctionnement de la droite de réactance, démarrage de la Temporisation T2 et remise à zéro de la Temporisation T1. La vérification de l'état de fonctionnement de la droite de réactance à ce stade a pour but de savoir si le glissement de pôles appartient à la Zone1 ou à la Zone2. Un indicateur (Indicateur_Zone1) est maintenu si la Zone1 démarre, indicateur qui servira plus tard à différencier si les compteurs sont incrémentés pour les glissements de pôles dans la zone1 ou dans la zone2. En théorie, cet indicateur est généré au point où le lieu géométrique d'impédance coupe le blinder, appelé le centre électrique. La Temporisation2 sert à mesurer la durée pendant laquelle le point d'impédance reste dans R3. Si l'impédance passe dans R1 ou R4 ou passe dans R3 mais reste dans R2 en un temps inférieur à T1, l'état de machine est remis à 'Inactif'. La temporisation 1 est remise à zéro quand l'impédance quitte R2 via ces sorties anormales. Outre le glissement de pôles, une oscillation de puissance stable ou l'apparition d'un défaut peut entrer cet état. L'état de la machine est destiné à faire la différence entre ces conditions. Confirmer : cet état est atteint lorsque l'impédance a traversé l'œillère et arrive à la Région 3. Il faut une confirmation supplémentaire pour savoir si l'impédance reste pendant au moins le temps T2 et si elle est tenue de partir en R4. Sinon, une sortie anormale remettra l'état de la machine à 'inactif'. Les actions sur une transition anormale incluent la réinitialisation de Indicateur_Zone1 et de la Temporisation 2. Remarque : Dès que le lieu géométrique d'impédance quitte la lentille par la sortie normale, les compteurs des différentes zones seront mis à jour, en fonction de Indicateur_Zone1 et si le glissement de pôles a accompli les cycles de glissement prédéfinis, un signal est émis. Si Indicateur_Zone1 est activé, le compteur de Zone 1 (C1) est incrémenté. Zone 2 est l'élément de protection de secours contre le glissement de pôles si bien que tous les glissements de pôles augmentent le compteur Zone2 (C2). La temporisation Reset_Timer et la temporisation de réinitialisation 2 sont lancées au moment où la transition normale se produit. La temporisation Reset_Timer est lancée uniquement lorsque le OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-56 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 premier glissement de pôles est détecté et sera réinitialisée au bout de sa temporisation (voir les actions de temporisation de Reset_Timer sur le schéma de l'état de la machine). Détecté : il s'agit de l'état dans lequel le point d'impédance doit réaliser son cycle complet bien que le compteur soit mis à jour dans l'état de confirmation précédent. Les mouvements anormaux du lieu géométrique d'impédance à ce stade seront ignorés et cet état est maintenu tant que l'impédance passe dans R1 indiquant l'achèvement d'un cycle de glissement de pôles. Si un signal de déclenchement n'a pas été donné pour ce glissement de pôles, seuls les signaux Start_Signals et Indicateur_Zone1 sont réinitialisés en vue de la préparation du cycle de glissement de pôles suivant. Toutefois, si un signal de déclenchement a été émis, Trip_Signals et les compteurs sont tous deux réinitialisés. En général, une fois que l'impédance mesurée a traversé tous les 'états' dans la séquence de sortie normale, un glissement de pôles est confirmé. Pour une oscillation de puissance stable ou une condition de défaut, l'impédance mesurée ne satisfera pas à tous les critères de transition de sortie. Le schéma de 'état de la machine a été simplifié pour présenter une vue d'ensemble de la manière dont le glissement de pôles est détecté. Il y a également plusieurs fonctions de protection supplémentaires qui sont expliquées dans les paragraphes suivants. 1.25.2.2 Fonctions de protection et structure logique OP Indicateur_Zone1 poleslz_RegionCal & R1 poleslz_Zone1 Pu( ) Démarrage Zone 1 IAi,IAj poleslz_œillèrePu() & (Mode Générateur - Zone de mise en route à gauche de l'œillère; Mode moteur - Zone de mise en route à droite de l'œillère) & VAi, VAj R2 poleslz_LentillePu() Glissement de Pôles Etat Machine & R3 & R4 Zone 1 Compt++ Déclenchement Zone 1 Vrai Glissement de Pôles Démarrage Zone 2 Zone 2 Compt++ Déclenchement Zone 2 P1258FRa Figure 55 : Structure logique du module de glissement de pôles Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-57 Il y a plusieurs fonctions de protection appelées les unes après les autres lors de la détection du glissement de pôles, comme l'illustre le schéma ci-dessus ; Il s'agit des fonctions suivantes : poleslz_Zone1Pu poleslz_LentillePU poleslz_ŒillèrePu poleslz_RégionCal Les fonctions poleslz_Zone1Pu(), poleslz_LentillePu() et Poleslz_ŒillèrePu() calculent respectivement la droite de réactance, les caractéristiques de lentille et blinder pour savoir si elles ont démarré. A la fin de chaque fonction, les signaux DDB associés à chaque caractéristique sont mappés en fonction de l'état de fonctionnement de l'élément. Les sorties de poleslz_LentillePu() et Poleslz_ŒillèrePu() alimentent poleslz_RégionCal() pour savoir dans quelle 'région' le point est présent. Une fois que la région et la zone sont déterminées, l'état de la machine peut être évalué. Pour pouvoir distinguer la zone de glissement de pôles, Zone1 ou Zone2, il est important de vérifier le résultat de poleslz_Zone1Pu() quand le point d'impédance quitte l'état 'démarrage' par la 'sortie normale'. Un indicateur est maintenu si la Zone1 démarre, indicateur qui sert à identifier ultérieurement la zone de glissement de pôles. 1.25.2.3 Mode moteur Quand le 'mode GlisP' est réglé sur 'Moteur', l'algorithme de protection passe en mode moteur. Le mode moteur est essentiellement le même que le mode générateur à l'exception du fait que la zone de mise en route pour le blinder passe du côté gauche au côté droit, comme l'illustre la figure 56. Cela exige de modifier l'algorithme du blinder poleslz_ŒillèrePu(). Cela change automatiquement la définition des régions sur le plan d'impédance. Par exemple, dans des conditions moteur normales, l'œillère ("blinder") qui démarre du côté gauche en mode moteur et la lentille ne démarreront pas. Par conséquent, poleslz_RégionCal() sortira un numéro de région R1. X Ligne de réactance Œillère de charge Zone de démarrage Zone 2 Zone 1 R1 R2 R4 R3 R Lentille R représente la région P1257FRb Figure 56 : Définition des régions et des zones (mode moteur) OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-58 1.25.2.4 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Mode générateur et moteur Pour une centrale de pompage, le fonctionnement peut passer du mode générateur au mode moteur et vice-versa. Il faut donc prévoir une fonction pour la protection de détecter le mode de fonctionnement normal de la machine (générateur ou moteur) et d'effectuer les détections de glissement de pôles dans l'un ou l'autre des modes. Cette fonction est activée quand 'Mode GlisP' est réglé sur 'Tous les deux'. De plus, quand un alternateur fonctionne à faible charge, charge < 30%, du fait de la présence d'un important amortissement réseau pendant un défaut, l'alternateur peut ralentir et provoquer un glissement de type moteur (glissement négatif). Pour détecter ce mode de glissement, 'Mode GlisP' doit être sur 'Tous les deux'. Dans l'état machine, un indicateur appelé 'Flag_Mode' sert à traiter ce changement de mode. Pendant l'initialisation, l'indicateur est réglé sur 'générateur', avec la zone de démarrage du blinder du côté gauche. Si l'impédance traverse le blinder et passe de R1 à R4 à l'état 'inactif', l'indicateur 'Flag_Mode' bascule en 'Moteur'. Cela fait passer la zone de mise en route de l'œillère ("blinder") du côté gauche au côté droit, redéfinissant ainsi automatiquement la numérotation des régions dans le plan d'impédance, comme expliqué précédemment. La traversée ultérieure de l'œillère ("blinder") de R1 en R4 à l'état 'inactif' fera basculer l'indicateur 'Flag_Mode', permettant ainsi de suivre le fonctionnement normal de la centrale de pompage, quel que soit son mode, générateur ou moteur. 1.25.2.5 Sortie DDB Mis à part les signaux de démarrage et de déclenchement de Zone1 et Zone2 chaque élément de mesure sort également son 'état' sur le DDB. Ces signaux peuvent être utilisés pendant les essais de mise en service pour déterminer la forme et la précision des caractéristiques. Les démarrages de la protection Z1 et Z2 contre le glissement des pôles sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. OP Nom DDB Description DDB 722 GliszPz Déc.Z1 Glissement de pôles déclenché en Zone1 DDB 723 GlisPz Déc.Z2 Glissement de pôles déclenché en Zone2 DDB 914 GlisPz Dém. Z1 Glissement de pôles détecté en Zone1 DDB 915 GlisPz Dém. Z2 Glissement de pôles détecté en Zone2 DDB 916 GlisPz Dém. Len. Impédance mesurée à l'intérieur de la lentille DDB 917 GlisPz Dém.Blind Impédance se situe sur le côté gauche du blinder DDB 918 GlisPz Dém.Réact Impédance se situe dans la Zone 1 différenciée par la droite de réactance 1.26 Protection contre la surcharge thermique (49) 1.26.1 Introduction La complexité physique et électrique de la construction d'un alternateur aboutit à un schéma thermique complexe. Il est impossible de créer un modèle mathématique précis des véritables caractéristiques thermiques de la machine. Cependant, si l'alternateur est considéré comme étant un corps homogène, développant de la chaleur en son sein à un taux constant et dissipant la chaleur à un taux directement proportionnel à l'échauffement, on peut montrer que la température à un instant quelconque est donnée par la formule suivante : = Tmax (1-e-t/τ) Tmax = température finale à l'état stable τ = constante de temps thermique T Avec : Cela suppose un équilibre thermique sous la forme : Chaleur développée = Chaleur emmagasinée + Chaleur dissipée Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-59 L'échauffement est proportionnel au carré de l'intensité du courant : T = K IR2 (1-e-t/τ) T = Tmax = K IR2 si t = ∞ Avec : IR = intensité de courant permanent qui provoquerait une température Tmax dans l'alternateur Pour un courant de surcharge 'I', la température est donnée par : T = KI2 (1-e-t/τ) Pour qu'une machine ne dépasse pas Tmax, la température nominale, la durée 't' pendant laquelle la machine peut supporter le courant 'I' est donnée par la formule : Tmax = KIR2 = KI2 (1-e-t/τ) t = τ. Loge (1/(1-(IR/I)2)) Il faut donc qu'un élément de protection contre les surcharges satisfasse à la relation ci-dessus. La valeur de IR peut être le courant à pleine charge ou un pourcentage de celui-ci, dépendant de la conception. Comme expliqué auparavant, c'est une simplification très réductrice que d'envisager l'alternateur comme un corps homogène. L'échauffement de différentes parties et même de divers points dans la même partie peut être très irrégulier. Néanmoins, il est raisonnable d'estimer que le rapport courant-temps suit une courbe inverse. Pour obtenir une représentation plus précise de l'état thermique de la machine, on peut utiliser des sondes de température (RTD) qui surveillent des zones particulières de la machine. De plus, pour des surcharges brèves, l'utilisation de sondes RTD et d'une protection à maximum de courant peut fournir une meilleure protection. Il convient de remarquer que le modèle thermique ne compense pas les effets de variation de la température ambiante. Si la température ambiante est anormalement élevée ou si le refroidissement de la machine est bloqué, les RTD fourniront une meilleure protection. 1.26.2 Image thermique Les équipements P342/3/4/5 modélisent la caractéristique thermique temps - courant d'un alternateur en générant en son sein une image thermique de la machine. La protection contre les surcharges thermiques peut être activée ou désactivée. Les composantes directe et inverse du courant d'alternateur sont mesurées individuellement puis combinées pour former un courant équivalent , Ieq, qui alimente le circuit d'image thermique. L'échauffement dans l'image thermique est produit par Ieq2 et tient donc compte de l'échauffement généré à la fois par la composante directe et la composante inverse du courant. La présence de courants de phase déséquilibrés provoquera un échauffement supplémentaire du rotor qui risque de ne pas être pris en compte par certains équipements de protection thermique s'appuyant exclusivement sur la mesure de courant. La charge déséquilibrée produit un flux de composantes de courants directs et inverses. Le déséquilibre de charge peut survenir suite à la charge d'une seule phase, à l'apparition de charges non linéaires (comportant des circuits électroniques de puissance ou des fours à arcs, etc.), en présence de défauts asymétriques non éliminés ou répétitifs, au fonctionnement de fusibles, à des cycles de déclenchement / réenclenchement monophasés sur le réseau de transport, à la rupture de conducteurs aériens et aux défaillances asymétriques de sectionneurs. Toute composante inverse du courant de stator induira une composante de rotation inverse du flux qui induira dans le rotor un flux au double de la vitesse synchrone. Cette composante de flux induira des courants de Foucault à fréquence double dans le rotor, pouvant provoquer une surchauffe du corps du rotor, des enroulements principaux du rotor, des enroulements de l'amortisseur, etc. Cette surchauffe supplémentaire n'est pas prise en compte dans les courbes de limite thermique fournies par le fabricant d'alternateur car ces courbes supposent la présence exclusive de courants directs provenant d'une alimentation et d'une conception d'alternateur parfaitement équilibrées. Le modèle thermique P34x peut être modifié pour refléter l'échauffement additionnel provoqué par le courant inverse quand la machine est en marche. Cette modification est réalisée en créant un courant d'échauffement équivalent plutôt qu'en utilisant simplement le courant de phase. Le coefficient M est une constante qui relie la résistance inverse du rotor et la résistance directe du rotor. Si le coefficient M vaut 0, la prise en compte du déséquilibre est désactivée et la courbe de surcharge se calquera sur le courant direct mesuré de l'alternateur. Noter que la P34x comporte aussi une OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-60 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 fonction de protection à maximum de courant inverse, basée sur I22t et spécialement destinée à la protection thermique du rotor. Le courant équivalent pour le fonctionnement de la protection contre les surcharges est donné par la formule suivante : = √(Id2 + MIi2) Id = Courant direct Ii = Courant inverse M = Constante réglable par l'utilisateur, proportionnelle à la capacité thermique de la machine Iéq Avec : Comme il est expliqué au préalable, la température d'un alternateur croît de manière exponentielle avec le courant. De même, quand le courant décroît, la température décroît également de la même manière. Par conséquent, pour obtenir une protection fidèle contre les surcharges, l'équipement P342/3/4/5 incorpore une vaste plage de constantes de temps thermique pour l'échauffement et le refroidissement. OP En outre, la capacité de tenue thermique de l'alternateur est affectée par l'échauffement dans l'enroulement avant la surcharge. L'image thermique est prévue pour prendre en compte les extrêmes depuis le courant nul avant défaut, appelé état 'froid', et le courant à pleine charge avant défaut, appelé état 'chaud'. En l'absence de courant avant défaut, l'équipement fonctionne sur la 'courbe à froid'. Lorsqu'un alternateur fonctionne à pleine charge avant l'apparition d'une surcharge, c'est la 'courbe à chaud' qui s'applique. En temps normal, l'équipement fonctionne donc entre ces deux limites. L'équation suivante sert à calculer le temps de déclenchement pour un courant donné. A noter que l'équipement va donner un ordre de déclenchement à une valeur correspondant à 100% de son état thermique. La caractéristique thermique est donnée par : t = τ loge (Ieq2 – IP2)/(Ieq2 – (Thermique I>)2 Avec : t = temps de déclenchement, suite à l’application du courant de surcharge I. τ = constante de temps d'échauffement de la machine protégée Iéq = courant équivalent Thermique I> = réglage de courant de l'équipement ΙP = courant permanent avant l'application de la surcharge Le temps de déclenchement dépend du courant de charge avant l'application du courant de surcharge, c'est-à-dire que le temps de déclenchement varie selon que la surcharge est appliquée à partir d'un état chaud ou froid. La caractéristique thermique peut se réécrire ainsi : exp.(-t/τ) = (θ - 1)/(θ - θp) t = τ loge (θ - θp) / (θ - 1) Avec : θ = Ieq2/(Thermique I>)2 et θp = Ip2/(Thermique I>)2 Avec θ = état thermique et θp = état thermique avant le défaut. Remarque : Le modèle thermique ne compense pas les effets de variation de la température ambiante. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-61 = τ. Loge ((K2-A2)/(K2-1)) t Avec : K = Ieq/Thermique I> (K2 = Etat thermique, θ) A = IP/Thermique I> (A2 = Etat thermique avant le défaut, θp) L'état thermique de la machine peut être visualisé dans la cellule "Surcharge Therm" de la colonne MESURES 3. L'état thermique est réinitialisable en sélectionnant 'Oui' dans la cellule "RAZ thermique" de MESURES 3. Une autre possibilité consiste à réinitialiser l'état thermique en alimentant DDB 556 'RAZ thermique' via la logique programmable de l'équipement. Un signal DDB, "Déc. Thermique", est également disponible pour indiquer le déclenchement de l'élément (DDB 703). Un autre signal DDB, 'Alarme thermique', est généré par le seuil d'alarme thermique (DDB 371). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Etat thermique > Réglage Alarme thermique & Alarme thermique Etat thermique > 100% & Déc. thermique STC-1 bloc P1629FRb Figure 57 : Schéma logique de la protection contre la surcharge thermique Le schéma logique fonctionnel de la protection contre la surcharge thermique est illustré à la figure 57. 1.27 Défaillance disjoncteur (50BF) La protection contre les défaillances du disjoncteur possède deux temporisations, à savoir "Tempo. défail DJ 1" et "Tempo. défail DJ 2". Cela permet la configuration pour les cas suivants : La protection DDJ simple, où seule la "Tempo. défail DJ 1" est activée. Pour tout déclenchement de protection, la "Tempo. défail DJ 1" est lancée. Elle est normalement remise à zéro dès que le disjoncteur s’ouvre pour isoler le défaut. Si l'ouverture du disjoncteur n'est pas constatée, la "Tempo. défail DJ 1" va à son terme et ferme un contact de sortie affecté à la défaillance de disjoncteur (en utilisant la logique de configuration programmable). Ce contact est utilisé pour déclencher les disjoncteurs encadrants, en déclenchant généralement toutes les sources connectées au même tronçon de jeu de barres. Une configuration de re-déclenchement complétée par un déclenchement retardé des disjoncteurs amont. Dans ce cas, la "Tempo. défail DJ 1" est utilisée pour redonner un ordre de déclenchement local sur le deuxième circuit de déclenchement du même disjoncteur. Ceci nécessite des disjoncteurs équipés de deux bobines de déclenchement : il s’agit de ce que l’on appelle le re-déclenchement. Si la tentative d’ouverture de re-déclenchement du disjoncteur échoue, un déclenchement des disjoncteurs encadrants est ordonné après une temporisation supplémentaire. Le déclenchement des disjoncteurs encadrants utilise la "Tempo. défail DJ 2" qui est aussi lancée au moment du déclenchement initial de la protection. Les éléments DDJ "Tempo. défail DJ 1" et "Tempo. défail DJ 2" peuvent être configurés pour fonctionner à partir des ordres internes à la protection ou à partir des ordres d’une autre protection. On réalise ceci en attribuant à l’une des entrées logiques de l'équipement la fonction "Déclenchement externe" en utilisant la logique de configuration programmable. La réinitialisation de DDJ est possible à partir de la détection de l’ouverture du disjoncteur (d’après la logique de pôle hors tension) ou à partir d’une réinitialisation de la protection. Quel que soit le cas, la remise à zéro est autorisée à condition que les éléments à minimum d’intensité aient été eux aussi remis à zéro. Les options de réinitialisation sont résumées dans le tableau suivant : OP P34x/FR OP/B76 (OP) 5-62 Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Élément d'initialisation de temporisaMécanisme de réinitialisation de défaillance de DJ tion DDJ (sélectionné dans le Menu) Protection basée sur le courant (comme 50/51/46/21/87...) Élément de défaut terre sensible (DTS) Le mécanisme de réinitialisation est fixe. [Fonctionnement IA<] & [Fonctionnement IB<] & [Fonctionnement IC<] & [Fonctionnement IN<] Le mécanisme de réinitialisation est fixe. [Fonctionnement DTS<] Trois options sont disponibles. L'utilisateur peut choisir parmi les options suivantes : Protection non basée sur le courant (comme 27/59/81/32L..) [Fonctionnement de tous les éléments I< et IN<] [Réinitialisation de l'élément de protection] ET [Fonctionnement de tous les éléments I< et IN<] DJ ouvert (3 pôles) ET [Fonctionnement de tous les éléments I< et IN<] Trois options sont disponibles. L'utilisateur peut choisir parmi les options suivantes : OP Protection externe [Fonctionnement de tous les éléments I< et IN<] [Réinitialisation du déclenchement externe] ET [Fonctionnement de tous les éléments I< et IN<] DJ ouvert (3 pôles) ET [Fonctionnement de tous les éléments I< et IN<] Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-63 REGLAGE [4503] : DDB #074 : Déc. gén. (RL3) Tempo défail DJ1 OU S REGLAGE [4502] : DDB #227 : Déc. ext. 3ph Q tbf1 Etat défail DJ1 R ET DDB #353 : Déc. Déf.DJ1 3ph G37-0 : Désactivé DDB #373 : I< Démarr. A 0s G37-1 : Activé DDB #374 : I< Démarr. B ET REGLAGE [4505] : DDB #375 : I< Démarr. C Tempo défail DJ2 REGLAGE [4504] : DDB #376 : IN< Démarr. tbf2 Etat défail DJ2 ET DDB #269 : ITS>1 Déc. DDB #354 : Déc. Déf.DJ2 3ph G37-0 : Désactivé 0s DDB #269 : ITS>2 Déc. G37-1 : Activé OU DDB #269 : ITS>3 Déc. DDB #269 : ITS>4 Déc. OU ET DDB #150 : Alarme défail.DJ S DDB #002 : Déc. prot. Q DDB #377 : ITS< Démarr. R DDB #278 : V<1 Déc. ET S DDB #282 : V<2 Déc. OU Q R DDB #286 : V>1 Déc. DDB #290 : V>2 Déc. DDB #274 : VN>1 Déc. OP DDB #275 : VN>2 Déc. DDB #277 : Vi> Déc. OU S DDB #424 : F<1 Déc. Q R DDB #425 : F<2 Déc. DDB #426 : F<3 Déc. REGLAGE [4506] : REGLAGE [4507] : ET RAZ prot. tension DDB #427 : F<4 Déc. DDB #428 : F>1 Déc. G68-0 : I< seulement OU G68-1 : DJ ouvert & I< G68-2 : RAZ prot. & I< ET RAZ prot. externe G68-0 : I< seulement OU G68-1 : DJ ouvert & I< ET G68-2 : RAZ prot. & I< ET DDB #429 : F>2 Déc. DDB #380 : Ligne ouverte DDB #227 : Déc. ext. 3ph P2181FRc Figure 58 : Logique de défaillance de disjoncteur 1.28 Entrées et sorties analogiques (Boucles de courant) 1.28.1 Entrées Analogiques (Boucles de courant) Quatre entrées analogiques (boucle de courant) sont fournies via des transducteurs avec une plage de 0 - 1 mA, 0 - 10 mA, 0 - 20 mA ou 4 - 20 mA. Les entrées analogiques peuvent être utilisées avec différents types de transducteur, (contrôleurs de vibration, tachymètres ou transducteurs de pression). Deux seuils de protection sont associés à chaque entrée analogique. Un seuil est utilisé pour l'alarme et l'autre pour le déclenchement. Chaque seuil peut être activé/désactivé individuellement et associé à une temporisation à temps constant. Les seuils d'alarme et de déclenchement peuvent être réglés pour fonctionner lorsque la valeur mesurée par l'entrée est inférieure au seuil d'alarme/déclenchement 'Sous' ou lorsqu'elle devient supérieure au seuil d'alarme/déclenchement 'Au-dessus'. (Se reporter au réglage de la cellule "Fonct. Alar. EA" et "Fonct. Décl. EA"). L'intervalle d'échantillonnage nominal est de 50 ms par entrée. La relation entre la plage de mesure du transducteur et la plage de courant de l'entrée est linéaire. Les réglages maximum et minimum correspondent aux limites de la plage de courant de l'entrée. Cette relation est illustrée à la figure 59. La figure 59 montre également la relation entre le courant mesuré et le compteur de conversion analogique-numérique (CAN). La conception matérielle permet de dépasser la plage, avec un compte CAN maximum (4095 pour un CAN de 12 bits), ce qui correspond à 1.0836 mA pour la P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-64 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 gamme 0 - 1mA, et à 22.7556 mA pour les gammes 0 - 10 mA, 0 - 20 mA et 4 - 20 mA. Pour cela, l'équipement continuera de mesurer et d'afficher les valeurs au-delà du réglage maximum, et ce, selon sa capacité de numérotation (-9999 à 9999). Valeur transducteur Valeur transducteur Maximum Maximum Compte CAN 4095 Minimum Compte CAN 4095 Minimum 0 0 0mA 0 - 1mA 1mA Ent. courant 1.0836mA Valeur transducteur 0mA 0 - 10mA 10mA Ent. courant 22.7556mA Valeur transducteur Maximum Maximum OP Com pte CAN Minimum 0 0mA Minimum Compte CAN 4095 0 0 - 20mA 20mA Ent. courant 22.7556mA 0mA 4mA 4 - 20mA 20mA Ent. courant 22.7556mA P1417FRa Figure 59 : Relation entre la grandeur mesurée par le transducteur et la plage de l'entrée de courant Remarque : Si seuil 'Maxi. Sort. Ana.' est réglé inférieur au seuil 'Mini. Sort. Ana.', les pentes des graphiques seront négatives. Cela s'explique par le fait que la relation mathématique reste la même indépendamment des réglages des Maxi. et Mini. Par exemple, pour la plage 0 - 1 mA, le Maxi. correspond toujours à 1 mA et le Mini correspond à 0 mA. Les matériels associés aux entrées analogiques (boucles de courant) sont soumis à un diagnostic à la mise sous tension et à un autocontrôle permanent de façon à assurer le maximum de fiabilité et de disponibilité. Lorsqu'une défaillance est détectée, la protection associée avec toutes les entrées analogiques est désactivée, un signal d'alarme unique (Entrées Ana. HS – DDB 384) est positionné et une alarme (Entrées Ana. HS) est émise. Un enregistrement de maintenance avec un code d'erreur est également enregistré pour fournir plus d'informations sur le type de défaillance. Pour la plage d'entrée de 4-20 mA, un niveau de courant inférieur à 4 mA indique la présence d'un défaut dans le transducteur ou dans la filerie. Une alarme issue d'un élément instantané à minimum de courant est disponible, avec une plage de réglage de 0 à 4 mA. Cet élément commande un signal de sortie (Ala. I< EA. 1/2/3/4 HS, DDB 390 -393) qui peut être configuré en tant qu'alarme personnalisable par l'utilisateur. L'hystérésis est implémentée pour chaque élément de protection. Pour la protection 'Au-dessus', l'hystérésis est de 95% et pour la protection 'Au-dessous', elle est de 105%. Il existe une entrée de blocage de la temporisation pour chaque élément d’entrée analogique (boucle de courant). Cette entrée remettra à zéro les temporisations d’entrée analogique de l’élément correspondant lorsqu’elle est activée (DDB 544-547). Si une entrée analogique est bloquée, les seuils de protection et d'alarme, ainsi que l'alarme minimum de courant 4 - 20 mA, qui sont associés à cette entrée, sont bloqués. Les signaux de blocage peuvent être utiles pour Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-65 bloquer les entrées analogiques (boucle de courant) lorsque par exemple le disjoncteur est ouvert. Des signaux DDB sont disponibles pour indiquer l'émission d'une alarme et la mise en route des seuils de déclenchement pour chaque entrée analogique, (Démar.Alarm.EA.1/2/3/4 : DDB 840-843, Démar.Décl.EA.1/2/3/4 : DDB 844-847, Alar.Entr.Ana.1/2/3/4 : DDB 386-389, Déclt.Entr.Ana.1/2/3/4 : DDB 739-742). L'affichage de l'état des signaux DDB est programmable dans les cellules "Bit contrôle x" de la colonne MISE EN SERVICE de l'équipement. Les démarrages des entrées analogiques (boucles de courant) sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Démar.Alarm.EA.x Alarme entrée > Réglage & Tempo.Alarm.EA.x (DT) Alar.Entr.Ana.x x=1-4 Déf. ent.ana.x I< (entrée 4-20mA seulement) Entrées Ana. HS Démar.Décl. EA.x Déc. entrée Réglage & Tempo.Décl. EA.x (DT) Déclt.Entr.Ana.x x=1-4 Déf.alarme ent.ana.x I< (entrée 4-20mA seulement) P2013FRb Entrées Ana. HS Figure 60 : Schéma logique des entrées analogiques (boucles de courant) 1.28.2 Sorties Analogiques (boucles de courant) Quatre sorties analogiques (à boucle de courant) sont fournies avec les plages 0 - 1 mA, 0 - 10 mA, 0 - 20 mA or 4 - 20 mA, ce qui peut amoindrir la nécessité d’avoir des transducteurs séparés. Celles-ci peuvent être utilisées pour alimenter les dispositifs de mesure classiques (ampèremètres à cadre mobile) pour une signalisation analogique de certaines grandeurs mesurées ou dans un système SCADA utilisant un calculateur analogique existant. La tâche de conversion de la sortie analogique fonctionne toutes les 50 ms et l'intervalle de régénération ou de rafraîchissement de mesure de la sortie analogique est de 50 ms. Les exceptions sont indiquées par un astérisque dans le tableau des paramètres des sorties analogiques ci-après. Ces mesures exceptionnelles sont mises à jour toutes les secondes. L'utilisateur peut régler la plage de mesure de chaque sortie analogique. Les limites de la plage sont définies par les réglages Maxi. et Mini. Ceci permet à l'utilisateur de faire un 'zoom avant' et surveiller une plage des mesures limitée avec la résolution désirée. Pour les grandeurs de tension, de courant et de puissance, ces paramètres peuvent être réglés en valeurs primaires ou secondaires, selon le réglage de la cellule 'Valeur Sort. An 1/2/3/4' associée à chaque sortie. Le courant de sortie de chaque sortie analogique est calibré d'une manière linéaire par rapport aux limites de sa plage, comme définie dans les réglages Maxi. et Mini. La relation est illustrée à la figure 61. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-66 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Sortie courant Sortie courant 1mA 10mA Mesure équipement 0mA Minimum Mesure équipement 0mA Maximum Minimum 0 - 1mA Maximum 0 - 10mA Sortie courant Sortie courant 20mA 20mA OP 4mA Mesure équipement 0mA Minimum 0 - 20mA Mesure équipement 0mA Minimum Maximum 4 - 20mA Maximum P1418FRa Figure 61 : Relation entre le courant de sortie et la mesure de l'équipement Remarque : Si le seuil 'Maxi. Sort. Ana.' est réglé inférieur au seuil 'Mini. Sort. Ana.', les pentes des graphiques seront négatives. Cela s'explique par le fait que la relation mathématique reste la même indépendamment des réglages des Maxi. et Mini. Par exemple, pour la plage 0 - 1 mA, le Maxi. correspond toujours à 1 mA et le Mini correspond à 0 mA. Les transducteurs des P34x sont du type 'sortie de courant'. Cela signifie que la valeur correcte de la sortie reste la même pour une plage de charge spécifiée. La plage de la résistance de charge varie beaucoup selon la conception et la valeur du courant de sortie. Un transducteur avec une sortie maximale de 10 mA alimentera normalement n'importe quelle charge jusqu'à une valeur de 1 000 Ω (tension maximum de sortie de 10 V). Ceci est équivalent à un câble léger (1/1.6 mm) d'environ 15 km de longueur. Un câble blindé mis à la terre en une extrémité est recommandé pour réduire l'interférence sur le signal du courant de sortie. Le tableau ci-dessous montre les impédances/km typiques des câbles d'usage courant. La tension maximum de sortie détermine la charge maximale pouvant être alimentée par la sortie du transducteur. C'est pourquoi la sortie de 20 mA sera limitée à une charge maximale d'environ 500 Ω. Câble 1/0.6mm 1/0.85mm 1/1.38mm CSA mm2 0.28 0.57 1.50 R (ohms/km) 65.52 32.65 12.38 Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-67 L'équipement récepteur, que ce soit un simple instrument à cadre mobile (ampèremètre CC) ou un calculateur faisant partie d'un système SCADA, peut être raccordé à chaque point de la boucle de sortie et un équipement additionnel peut être installé ultérieurement (pourvu que la tension maximum de sortie ne soit pas dépassée) sans aucun besoin d'ajustement de la sortie du transducteur. Lorsque la plage de courant de sortie est utilisée à des fins de contrôle, il est parfois avantageux d'installer des diodes de valeurs nominales appropriées, ou des diodes de Zener, entre les bornes de chacune des unités dans la boucle en série. Ceci permet de protéger leur circuit interne contre l'ouverture. De cette manière, une unité en défaut dans la boucle ne provoquera pas la disparition de toutes les indications car la nature du courant constant de la sortie du transducteur augmente simplement la tension et continue de forcer le signal correct de sortie dans la boucle. Les matériels associés aux sorties analogiques sont soumis à un diagnostic à la mise sous tension et à un autocontrôle permanent de façon à assurer le maximum de fiabilité et de disponibilité. Lorsqu'une défaillance est détectée, la protection associée à toutes les sorties analogiques (boucle de courant) est désactivée, un signal d'alarme unique (Sorties Ana. HS – DDB 385) et une alarme (Sorties Ana. HS) sont émis. Un enregistrement de maintenance avec un code d'erreur est également enregistré pour fournir plus d'informations sur le type de défaillance. Les paramètres pouvant être associés aux sorties analogiques (boucle de courant) sont présentés dans le tableau ci-dessous : Paramètre de la sortie analogique (boucle de courant) Abréviation Unité Plage Pas Valeur mini par défaut Valeur maxi par défaut Amplitude de courant Amplitude IA Amplitude IB Amplitude IC Ampli mesuré IN (P342) Ampli. mesurée IN-1 (P343/4/5) Ampli. mesurée IN-2 (P343/4/5) A 0 à 16 A 0.01 A 0A 1.2 A Amplitude du courant d'entrée sensible AmplitudeI Sens. A 0à2A 0.01 A 0A 1.2 A Composantes symétriques de courant Amplitude Id Amplitude Ii Amplitude Io A 0 à 16 A 0.01 A 0A 1.2 A Courants efficaces des phases IA efficace* A 0 à 16 A 0.01 A 0A 1.2 A Amplitude des tensions phasephase Amplitude VAB Amplitude VBC Amplitude VCA V 0 à 200 V 0.1 V 0V 140 V Amplitude des tensions phaseneutre Amplitude VAN Amplitude VBN Amplitude VCN V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V Amplitude de tension de neutre Ampl mesurée VN1 Ampli calculé VN Ampl mesurée VN2 (P344/5) V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-68 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Paramètre de la sortie analogique (boucle de courant) Abréviation Unité Plage Pas Valeur mini par défaut Valeur maxi par défaut Harmonique 3 de la tension de neutre 3e harmonique VN V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V Composantes symétriques de tension Amplitude Vd* Amplitude Vi Amplitude Vo V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V Tensions efficaces des phases VAN eff.* VBN eff.* VCN eff.* V 0 à 200 V 0.1 V 0V 80 V Fréquence Fréquence Hz 0 à 70 Hz 0.01 Hz 45 Hz 65 Hz Puissance active triphasée W triphasé* W -6000 W à 6000 W 1W 0W 300 W Puissance réactive triphasée VAr triphasé* Var 6000 Var à 6000 Var 1 Var 0 Var 300 Var Puissance apparente triphasée VA triphasé* VA 0 à 6000 VA 1 VA 0 VA 300 VA Facteur de puissance triphasé Cos phi triphasé* - -1 à 1 0.01 0 1 Puissance active monophasée W phase A* W phase B* W Phase C* W -2000 W à -2000 W 1W 0W 100 W Puissance réactive monophasée VAr phase A* VAr phase B* VAr phase C* Var -2000 Var 1 Var 0 Var 100 Var Puissance apparente monophasée VA phase A* VA phase B* VA phase C* VA 0 1 VA 0 VA 100 VA Facteur de puissance monophasé Cos phi Ph A Cos phi Ph B* Cos phi Ph C* -1 à 1 0.01 0 1 Demandes de courant triphasé Demande fixe IA* Demande fixe IB* Demande fixe IC* Demande roul IA* Demande roul IB* Demande roul IC* Dem. pointe IA* Dem. pointe IB* Dem. pointe IC* A 0 à 16 A 0.01 A 0A 1.2 A Demandes de puissance active triphasée Dem fixe W 3Ph* Dem roul W 3ph* Dem. pte W 3Ph* W -6000 W 1W 0W 300 W OP Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Paramètre de la sortie analogique (boucle de courant) Demandes de puissance réactive triphasée 1.29 Abréviation Dem fixe VAr 3Ph* (OP) 5-69 Unité Var Plage -6000 Var Dem roul Var 3ph* à Dem. pte VAr 3Ph* 6000 Var Pas Valeur mini par défaut Valeur maxi par défaut 1 Var 0 Var 300 Var Etat thermique du rotor Therm. Inverse % 0 à 200 0.01 0 120 Etat thermique du stator Surcharge Therm % 0 à 200 0.01 0 120 Températures RTD RTD 1* RTD 2* RTD 3* RTD 4* RTD 5* RTD 6* RTD 7* RTD 8* RTD 9* RTD 10* °C -40°C 0.1°C 0°C 200°C Entrées boucle de courant Entrée Analog. 1 Entrée Analog. 2 Entrée Analog. 3 Entrée Analog. 4 - -9999 0.1 0 9999 Flux, V/Hz V/Hz V/Hz 0-20 0.01 0 4 Remarque 1 : Pour les mesures indiquées par une astérisque, le taux de rafraîchissement interne nominal est de 1 s, pour les autres mesures, le taux est de 0.5 période du réseau ou moins. Remarque 2 : La polarité de Watts, Vars et du facteur de puissance est affectée par le réglage du mode de mesure. Remarque 3 : Ces réglages sont pour le modèle d'équipement avec un courant nominal de 1 A et de tension de 100/120 V uniquement. Pour les autres versions nominales, il faut effectuer la multiplication correspondante. Remarque 4 : Pour la P343/4/5, les amplitudes des courants IA/IB/IC sont : Amplitude IA-1, Amplitude IB-1, Amplitude IC-1. Protection Défaut terre rotor (64R) La protection contre les défauts à la terre du rotor est utilisée pour détecter les défauts à la terre du circuit d’excitation des machines synchrones. L’apparition d’un défaut à la terre dans l’enroulement du rotor n’entraîne pas de détérioration immédiate ; par contre, si un second défaut à la terre se produit, il provoquera un court-circuit dans l’enroulement du courant d’excitation. Les déséquilibres magnétiques qui en résultent peuvent produire des forces mécaniques extrêmes qui risquent d'endommager la machine. La résistance à la terre du rotor est mesurée en utilisant l’unité P391 d’injection d’onde carrée basse fréquence, de mesure et de couplage, raccordée au circuit du rotor. La mesure de la résistance du rotor est transmise à l'équipement P342/3/4/5 via une sortie de courant (boucle 0-20 mA) sur l'unité P391, raccordée à l’une des 4 entrées de courant (0-20 mA) de l'équipement P342/3/4/5. La protection contre les défauts terre du rotor est uniquement disponible si l’équipement inclut l’option matérielle CLIO (E/S analogiques). La protection comporte deux seuils à minimum de résistance à temps constant pour l’alarme et le déclenchement. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-70 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.29.1 Principe de base 1.29.1.1 Technique d’injection à basse fréquence La protection défaut terre rotor injecte une tension CC dans le circuit du rotor ; la polarité de la tension est inversée aux basses fréquences et l’utilisateur peut sélectionner la fréquence (0.25 Hz, 0.5 Hz, 1 Hz) au moyen d’une liaison à l’intérieur de l’unité d’injection P391, de couplage et de mesure. La source de tension est couplée symétriquement au circuit d’excitation via des résistances élevées. Elle est également raccordée au balai de mise à la terre du rotor par un shunt de mesure à faible résistance. Le montage est illustré à la figure 62. 2R C/2 R source R défaut V injection 2R C/2 OP Rcouplage = 2 R // 2 R = R R retour NB: C’est la capacité totale (enroulements du rotor + filerie) à la terre R mesurée Balai de mise à la terre P4180FRa Figure 62 : Montage de l’injection basse fréquence de la protection Défaut terre rotor A chaque fois que la tension CC change de polarité, un courant de charge est appliqué en raison de la capacité des enroulements des rotors à la terre. En l’absence de défaut, le courant de charge doit se décharger et devenir nul. Si les mesures sont réalisées lorsque le courant atteint le régime permanent, alors c’est un courant nul qui sera mesuré et donc une résistance à la terre infinie. Par contre, lorsqu'il se produit à un défaut à la terre du rotor, le courant en régime permanent ne sera plus nul et son amplitude peut alors servir à calculer la résistance de défaut. Ce montage est compliqué par le fait que, selon la position du défaut sur l’enroulement d’excitation, la tension d’excitation générera un courant apériodique, Iapér, s’ajoutant au courant de défaut, comme l’illustre la figure 63. C’est pourquoi l’unité mesure le courant en régime permanent à l’inversion positive et négative de la tension d’injection; calcule la différence entre les deux et prend la moyenne. La valeur résultante est égale au courant de boucle dans le circuit équivalent, comme c’est illustré à la figure 64. Ce procédé élimine l’effet de la capacité provenant des enroulements d’excitation. Il permet en outre d’obtenir une plus grande plage de mesure de la résistance de défaut par rapport aux techniques d’injection 50/60 Hz CA plus conventionnelles. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-71 Tension d’injection +V injection -V injection Courant de défaut Condition de défaut Idéfaut = 0 OP Courant de défaut Pas de condition de défaut IL1 IL2 I apér. I défaut = (IL1 – IL2)/2 P4181FRa Figure 63 : Ondes servant au calcul du courant de défaut En se référant au circuit équivalent de la figure 64, la résistance Rmesurée est utilisée comme shunt pour mesurer le courant de boucle en régime permanent. La mesure de la tension aux bornes du shunt permet d’obtenir le courant de boucle, qui permet à son tour de calculer la résistance de défaut. P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-72 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Rcouplage (= R) R source I défaut R défaut V injection R mesuré R retour OP P4182FRa Figure 64 : Schéma de circuit équivalent du Défaut terre rotor Le circuit d’injection, de couplage et de mesure est mis en œuvre dans une unité P391 distincte, car il est souhaitable de monter cette unité aussi près que possible du circuit d’excitation afin de minimiser les interférences. La communication avec la P34x s’effectue au moyen d’une sortie de courant (boucle 0-20 mA) sur la P391. La chute de tension Vmesurée est la grandeur de mesure transmise. Vmesurée = I défaut * R mesurée La P34x calcule la résistance de défaut, R défaut, en s’appuyant sur les grandeurs connues que sont la tension d’injection, les résistances de couplage, la résistance de mesure, ainsi que d’autres valeurs de résistance dans le circuit de mesure (résistance de source Rsource et résistance du chemin de retour Rretour). R défaut = Vinjection − R source − R couplage − R mesurée − R retour Vmesurée R mesurée Vmesurée (ou Idéfaut) et Rdéfaut varient de manière inversement proportionnelle, comme l’illustre l’exemple de la figure 65. Ce rapport est traité intrinsèquement par calcul dans l'équipement P34x. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-73 Vinjection := 59.6V R source := 1kΩ R injection := 30kΩ R retour := 7.5kΩ Rmesurée := 500Ω R total := R source + R injection + Rdéfaut + R retour+ Rmesurée Idéfaut := Vinjection Rtotal Vmesurée := I défaut -R mesurée Rdéfaut = 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 I défaut = kΩ 1.49 1.216 1.01 0.864 0.754 0.67 0.602 0.547 0.501 0.462 0.429 mA Vmesurée= 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1.49 1.216 1.01 0.864 0.754 0.67 0.602 0.547 0.501 0.462 0.429 V 1.6 OP 1.4 1.2 1 0.8 Vmesurée (V) Idéfaut (mA) 0.6 0.4 0.2 0 1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 R défaut (kOhms) P4184FRa Figure 65 : Rapport entre le courant de défaut et la résistance de défaut P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-74 1.29.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Filtrage du bruit Puisque l’unité d’injection, de couplage et de mesure réalise la mesure de Idéfaut (ou Vmesurée), il est essentiel que l’unité possède une fonction de filtrage suffisante pour rejeter les interférences qui perturbent la mesure. Pour la P34x, il faut s’assurer que l’effet du bruit couplé à la liaison d’entrée de courant est minimisé afin d’éviter l'acquisition de valeurs erronées. La cadence d’actualisation des données entre l’unité d’injection, de couplage et de mesure et l'équipement est régie par la fréquence d'injection. Même à la fréquence d’injection la plus rapide de 1 Hz, l’entrée de courant n’est actualisée qu’une fois par seconde. L’échantillonnage de l’entrée CLIO s’effectue toutes les 50 ms (taux d’échantillonnage de 20 Hz) si bien que chaque calcul comporte au moins 20 échantillons. Néanmoins, on assure une bonne immunité vis-à-vis des parasites par un câble blindé mis à la terre à une extrémité. Il existe aussi un filtre passe-bas avec un point de coupure de -3 db de 23 Hz, installé à l’entrée CLIO. Une stratégie de comptage est mise en place pour éliminer toutes les pointes transitoires ou l'acquisition de données erronées sporadiques. Ce dispositif complète les mesures de sécurité existantes constituées du filtre passe-bas et du bon raccordement à la terre du blindage. S’il y a un risque de mauvais fonctionnement pendant la mise en marche et l’arrêt de l’alternateur, par exemple, il est alors recommandé d’utiliser le signal d’inhibition. La protection défaut terre rotor effectue un test de cohérence de deux acquisitions consécutives provenant du système d’acquisition CLIO avant de décider d'un démarrage. Cela induit un délai d'environ 100 ms (sur la base de l’intervalle d’échantillonnage CLIO de 50 ms) plus le temps supplémentaire causé par la programmation de la protection. OP 1.29.3 Description La protection défaut terre rotor utilise une injection de tension continue, avec une inversion de polarité aux basses fréquences comme expliqué plus haut. Le choix de la plage de basse fréquence, 0.25 Hz, 0.5 Hz et 1 Hz, s’effectue par une liaison située à l’intérieur de l’unité P391 d’injection, de couplage et de mesure. Cette protection est uniquement disponible si l’équipement inclut l’option matérielle CLIO (E/S analogiques). La méthode de calcul de la résistance de défaut est basée sur le circuit équivalent illustré à la figure 64. L’unité d’injection, de couplage et de mesure réalise la mesure de la tension aux bornes de la résistance de mesure, comme illustré à la figure 64. Cette tension mesurée, Vmesurée, qui est proportionnelle au courant de défaut, Idéfaut, est transmise à l’équipement P34x par l’une des entrées de courant 0-20mA, sélectionnée par l’utilisateur. Les valeurs de la résistance de couplage, de la tension d’injection et de la résistance de mesure dépendent de la conception matérielle de l’unité d'injection, de couplage et de mesure. Elles sont figées dans l’équipement. Ces valeurs sont requises pour le calcul de la résistance de défaut. Il existe un réglage ‘Rcompensation’ pour réaliser un étalonnage pendant la mise en service. La P34x calcule la résistance de défaut R défaut par la formule suivante : R défaut = Vinjection Vmesurée − R source − R couplage − R mesurée − R retour + R compensation R mesurée La protection contre les défauts terre du rotor comporte 2 seuils de protection à minimum de résistance. La protection à minimum de résistance est conçue comme un système de protection à deux seuils, un seuil d’alarme (64R Alarme R<1) et un seuil de déclenchement (64R Décl. R<2), avec pour chaque seuil un réglage de temporisation à temps constant. Tous les seuils de protection possèdent des signaux DDB distincts pour indiquer le démarrage, l’alarme ou le déclenchement de chaque seuil, et des signaux DDB pour inhiber le fonctionnement de chaque seuil. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-75 Démarrag R <1 64R Alarme R<1 & 64R Tpo Alm R<1 Alarme R<1 64R Déverr. R<1 Démarrag R <2 64R Décl. R<2 & 64R Tpo Decl R<2 64R Déverr. R<2 Décl R<2 P4183FRa Figure 66 : Schéma logique de la protection TERRE ROTOR Les éléments 64R R<1/R<2 de la protection défaut terre rotor 64R peuvent être bloqués indépendamment en activant le signal DDB correspondant via la logique programmable (64R Déverr. R<1/R<2 : DDB 562/563). Les signaux DDB sont également disponibles pour indiquer le démarrage, l’alarme et le déclenchement des éléments de protection (64R Dém. R<1 Alm/64R R<2 Dém.: DDB 952/953, 64R R<1 Alarme: DDB 394, 64R R<2 Décl. : DDB 758). Un signal DDB est également disponible pour indiquer la défaillance de l’entrée de courant 64R (64R CL I/P Fail; DDB 394). Les démarrages de la protection de défaut terre rotor sont affectés en interne au signal DDB Dém. Général – DDB 832. Le calcul de la résistance de défaut et l’application de la fonction de protection sont exécutés deux fois par période du réseau électrique. Bien que le défaut terre rotor soit essentiellement une protection “lente” en raison de la faible fréquence de l’actualisation des données acquises, l’exécution de la protection deux fois par période représente une certaine amélioration du temps de réponse, notamment lorsque la fréquence du réseau électrique est basse. Une stratégie de comptage de 2 est mise en place, la sortie de démarrage est confirmée uniquement si la résistance de défaut dépasse le seuil pendant 2 calculs consécutifs. Une hystérésis de 105 % ou 110 % (selon le réglage) est appliquée aux réglages une fois que le démarrage s'est mis en marche. Pour éviter les problèmes de dépassement lors des brusques variations de la résistance de défaut, un ‘filtre d’entrée’ est utilisé pour maintenir les décisions de démarrage / déclenchement et de comptage ainsi que les valeurs de mesure. Le ‘maintien’ a lieu si la valeur de la résistance change de plus de 5 %. Il dure jusqu’à 2 périodes de la fréquence d’injection. (Noter que les valeurs de mesure des enregistrements de perturbographie ne sont pas filtrées.) Un élément de surveillance indépendant des entrées CLIO est inclus pour écarter les données non valides provenant des entrées de courant. L'entrée persistante de données non valides bloque la protection et provoque une alarme (64R Défail. EA :DDB 780) au bout de 1 s. 1.29.4 Mesures Les mesures suivantes sont disponibles dans le menu MESURES 3. MESURES 3 64R CL Input 64R R Fault OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 La mesure ‘64R CL Input’ correspond à l’entrée de courant de boucle 0-20 mA mesurée par l’équipement. Elle permet de surveiller le signal de la boucle de courant entre la P391 et la P34x. L’équipement fournit une valeur forcée (‘Entr.Ana.invalid’ pour la face avant, 0 mA pour les communications à distance) si les données d’entrée de la boucle de courant ne sont pas valides. La mesure ‘64R Fault’ est la résistance de défaut calculée par l’équipement. L'équipement fournit des valeurs plafonnées si la mesure de la résistance de défaut va au-delà de la gamme prise en charge (par ex, de 50 ohms à 1 Mohms). La sélection des entrées analogiques de l’enregistreur de perturbographie inclut les voies ‘64R CL Input Raw’ et ‘64R R Fault Raw’ (valeurs non filtrées) ainsi que ‘64R R Fault’ (valeur filtrée). Ces grandeurs sont échantillonnées à la fréquence d’échantillonnage de l’enregistreur, 24 échantillons/période du réseau électrique. Valeur Rdéfaut forcée OP Valeur forcée ou plafonnée Signification de la valeur 9.999 MΩ Plafonnée L’infini (division par zéro évitée). 9.998 MΩ Forcé Données d’entrées CLIO non valides 9.997 MΩ Forcé Protection DF rotor désactivée. 9.996 MΩ Plafonnée R défaut dépasse la limite supérieure (1 MΩ) 0Ω Plafonnée R défaut au-dessous de la limite inférieure (50 Ω) Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-77 2. UTILISATION DES FONCTIONS COMPLÉMENTAIRES DE CONTRÔLECOMMANDE 2.1 Supervision des Transformateurs de tension (STP) La supervision des transformateurs de tension (STP) sert à détecter les anomalies dans les tensions alternatives d’alimentation de l’équipement. Ces anomalies peuvent provenir de défauts internes aux transformateurs de tension, de surcharges ou d’erreurs dans le câblage des équipements. C'est souvent le résultat de la fusion d'un ou plusieurs fusibles de protection des TP. Un défaut d'alimentation en tension de l'équipement de protection entraînera un mauvais fonctionnement du produit. La logique STP de l'équipement est conçue pour détecter ces défaillances et verrouiller automatiquement les éléments de protection dont la stabilité serait compromise. Une sortie d’alarme temporisée est également disponible. On peut considérer 3 types principaux d'anomalies d'alimentation en tension : Ils sont définis ci-dessous : 1. Perte de la tension sur une ou deux phases 2. Perte de tension sur les trois phases avec du courant de charge 3. Absence de tension sur les trois phases à la mise sous tension de la ligne La fonction STP de l'équipement fonctionne lorsqu'une tension inverse est détectée en l'absence de courant inverse. Il fonctionne donc en cas de perte de tension sur une ou deux phases. Le non-fonctionnement de la fonction STP est assuré, en cas de défaut, par la présence de courant inverse. L’emploi de grandeurs à composante inverse garantit son bon fonctionnement même si l’on utilise des transformateurs de tension à trois branches ou raccordés en "V". Éléments STP à courant inverse : Les seuils de courant inverse utilisés par l'élément sont Vi = 10 V (Vn = 100/120 V) ou 40 V (Vn = 380/480V) et Ii = 0.05 à 0.5 In réglable (0.05 In par défaut). 2.1.1 Perte de tension sur les trois phases avec du courant de charge En cas de perte de tension sur les trois phases de l'équipement, aucune tension inverse ne permet d’activer la fonction STP. Toutefois, en de telles circonstances, il se produira un effondrement des tensions des trois phases. Si cette baisse est détectée sans être accompagnée d’une variation des courants (indicateurs d'un défaut), alors l’élément STP est activé. Dans la pratique, l’équipement détecte la présence de signaux de courant de transition, qui représentent les variations du courant appliqué à l’équipement. Ces signaux sont générés par comparaison entre la valeur actuelle du courant et la valeur d’une période précédente. Dans des conditions normales de charge, la valeur du courant de transition est égale à zéro. En cas de défaut, le signal de courant de transition est généré et interdit le fonctionnement de la fonction STP. Les détecteurs de niveau de tension de phase sont fixes avec une retombée à 10 V (Vn = 100/120 V), 40 V (Vn = 380/480 V) et une montée à 30 V (Vn = 100/120 V), 120 V (Vn = 380/480 V). La sensibilité des éléments de transition de courant est fixe à 0.1 In. 2.1.2 Absence de tension sur les trois phases à la mise sous tension de la ligne Si un TP est laissé déconnecté par inadvertance avant la mise sous tension de la ligne, il y aura anomalie de fonctionnement des éléments de protection dépendant de la tension. L’élément STP précédent détecte une anomalie sur un TP triphasé par l’absence de trois tensions de phase sans changement de courant correspondant. Toutefois, à la mise sous tension de la ligne, l'intensité du courant doit changer (sous l'effet du courant de charge ou du courant capacitif de ligne, par exemple). Une autre méthode de détection de défaut de TP triphasé est donc nécessaire lors de la mise sous tension de la ligne. L'absence de tension mesurée sur les trois phases à la mise sous tension de la ligne peut avoir deux causes différentes. La première cause est la présence d’un défaut de TP triphasé. La deuxième cause est un défaut triphasé proche. Dans le premier cas, il faudrait bloquer la protection. Dans le second, un déclenchement s'impose. Pour faire la distinction entre ces deux conditions, un détecteur de seuil de courant (Déverr. STP I>) est utilisé pour neutraliser un OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-78 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 élément de blocage du STP s’il fonctionne. Cet élément doit être réglé au-dessus de toute intensité pouvant apparaître à la mise sous tension de la ligne (charge, courant capacitif de ligne, courant d'enclenchement de transformateur, etc.) mais en dessous du niveau de courant produit par un défaut triphasé proche. Si la ligne est fermée en présence d'une anomalie de TP triphasée, le détecteur de surintensité ne fonctionne pas et un élément du dispositif STP est activé. Toute fermeture en présence d'un défaut triphasé engendre le fonctionnement du détecteur de surintensité et neutralise la fonction de blocage de la protection par le STP. Cette logique n'est activée que dans les conditions de ligne sous tension (selon l'indication de la logique de phase hors tension de l'équipement) pour éviter tout fonctionnement dans les situations de réseau hors tension, c’est-à-dire absence de tension et pas de fonctionnement de l’élément de surintensité "Déverr. STP I>". LIGNE OUVERTE 1 & & POLE OUVERT 240ms 1 MAN RAZ OP STP_AUTO RAZ S 0 1 & V2> tSTP & & Q R 1 & 1 & S BLOC LENT BLOC RAPIDE Q R 1 & Mini DJ / STP OPTO STP_BLOCAGE & TOUTE TENSION FONCTION DEPENDANT & & INDICATION A Q R Q R ACCELERE IND 1 S 1 S & 20ms 0 P2226FRa Figure 67 : Logique de STP Pour commander la logique STP, il faut un certain nombre de détecteurs de niveau dédiés : IA>, IB>, IC>, ces détecteurs de niveau fonctionnent en moins de 20ms et leur réglage doit être supérieur au courant de charge. Ce réglage est défini comme le seuil de courant STP. Ces détecteurs de seuil fonctionnent à 100% du réglage et retombent à 95%. Ii>, ce détecteur de niveau fonctionne sur un courant inverse et dispose d'un réglage utilisateur. Ce détecteur de seuil fonctionne à 100% du réglage et retombe à 95%. ∆IA>, ∆IB>, ∆IC>, ces détecteurs de seuil fonctionnent sur des courants de phase superposés et ont un réglage fixe à 10% de la valeur nominale. Ces détecteurs obéissent à une stratégie de comptage telle qu'il faut des décisions de fonctionnement pendant 0.5 période avant qu'ils ne fonctionnent. VA>, VB>, VC>, ces détecteurs de seuil fonctionnent sur les tensions de phase et ont un réglage fixe, seuil de fonctionnement = 30 V (Vn = 100/120 V), 120 V (Vn = 380/480 V), seuil de retombée = 10 V (Vn = 100/120 V), 40 V (Vn = 380/480 V). Vi>, ce détecteur de seuil fonctionne sur une tension inverse, il a un réglage fixe de 10 V/40 V en fonction de la valeur nominale du TP (100/120 ou 380/480) avec une attraction à 100% du réglage et une retombée à 95%. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2.1.2.1 Entrées Nom de Signal 2.1.2.2 Description IA>, IB>, IC> Seuil de courant de phase (amplitudes de Fourier) Ii> Seuil Ii (amplitude de Fourier) ∆IA, ∆IB, ∆IC Échantillons de courant de phase (courant et un cycle précédent) VA>, VB>, VC> Signaux de tension de phase (amplitudes de Fourier) Vi> Tension inverse (amplitude de Fourier) Ligne ouverte Disjoncteur est ouvert sur toutes les phases (commande par contact auxiliaire ou logique de pôle ouvert). RAZ MAN STP Une remise à zéro de STP est exécutée via la face avant ou à distance. RAZ AUTO STP Un réglage permettant à la STP de se remettre automatiquement à zéro à l'échéance de cette temporisation. Mini DJ / STP Entrée TOR Pour provoquer à distance le blocage STP via une entrée optique. Toute fonction à commande de tension Les sorties de n'importe quelle fonction qui utilise la tension réseau, si l'un de ces éléments fonctionne avant la détection de STP, le fonctionnement de la STP est bloquée. Les sorties incluent les démarrages et les déclenchements. Accélération Ind Signal provenant d'une fonction à commande de tension à déclenchement rapide, utilisé pour accélérer les indications quand l'option d'indication seule est sélectionnée. Pôle ouvert Disjoncteur est ouvert sur une ou plusieurs phases (commande par contact auxiliaire ou logique de pôle ouvert). t STP Le réglage de temporisation de STP pour un fonctionnement à maintien. Sorties Nom de Signal 2.1.3 (OP) 5-79 Description STP Bloc-Rapide Utilisé pour bloquer les fonctions à commande de tension STP Bloc-Lente Utilisé pour bloquer tout signal de pôle ouvert. Signalisation STP Signal utilisé pour indiquer un fonctionnement de la STP Fonctionnement L'équipement répond au fonctionnement du dispositif STP de la manière suivante : Indication d'alarme uniquement (DDB 356 Alarme défail.TP) ; Blocage facultatif des éléments de protection dépendante de la tension (DDB 1024 STP Bloc-Rapide, DDB 1025 STP Bloc Lent) ; Conversion optionnelle des éléments DTS directionnel, maximum de courant directionnel et maximum de courant inverse directionnel en protection non directionnelle (disponible en mode de blocage uniquement). Ces réglages se trouvent dans la cellule des liens de fonctions dans les colonnes associées à l'élément de protection dans le menu. Les éléments de protection temporisés (maximum de courant inverse directionnel, DTS directionnel, puissance, puissance sensible, perte d'excitation) sont bloqués à l'expiration de la temporisation STP rattachée au fonctionnement de STP Bloc-Lente. Les éléments de protection à fonctionnement rapide (maximum de courant directionnel, déplacement du point neutre, protection de secours, minimum de tension, machine hors tension, glissement des pôles, surpuissance inverse) sont bloqués dès le fonctionnement de STP Blocage Rapide. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-80 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Remarque : Les fonctions de protection DTS directionnel et déplacement de tension du neutre sont uniquement bloquées par le STP (supervision des TP) si l'entrée de tension de neutre est réglée à "Calculé" et non pas "Mesuré". Les autres protections peuvent être bloquées individuellement en personnalisant les schémas logiques programmables, intégrant les signaux DDB 1024 STP Bloc.Rapide et DDB 1025 STP Bloc Lent dans la logique de la fonction de protection. Les éléments "Déverr. STP I>" ou "Déverr. STP Ii>" sont utilisés pour inhiber le blocage STP dans le cas d’un défaut survenant dans le réseau. Lorsqu’une anomalie a activé la fonction STP, il est peu souhaitable que d’autres défauts sur le réseau soient prioritaires sur cet élément. Celui-ci est donc verrouillé à échéance d'une temporisation réglable par l'utilisateur "Tempo STP". Le signal étant verrouillé, deux méthodes de réinitialisation sont alors disponibles. La première méthode est manuelle avec le dialogue opérateur sur la face avant (ou par l'intermédiaire du port de communication), dans la mesure où la condition STP a été supprimée. La deuxième méthode, en mode "Auto", consiste à rétablir les tensions triphasées au-dessus des réglages du détecteur de seuil de tension de phase, décrits précédemment. Une alarme STP est fournie à l’expiration de la temporisation STP (Tempo STP). Dans le cas où la fonction STP est réglée pour seulement émettre une signalisation, l’équipement risque d’être perturbé en fonction des éléments de protection activés. Dans ce cas, la signalisation STP est donnée avant l’expiration de la temporisation STP si un signal de déclenchement est émis. OP Lorsqu'un disjoncteur miniature (Mini DJ) est utilisé pour protéger les circuits d’alimentation d’un transformateur de tension, des contacts auxiliaires Mini DJ sont utilisés pour indiquer une ouverture triphasée. Comme cela a été précédemment décrit, la logique STP peut fonctionner correctement sans cette entrée. Néanmoins, cette fonction permet la compatibilité avec les pratiques utilisées. Le blocage nécessaire est assuré par la mise sous tension d'une entrée logique affectée au "Mini DJ ouvert" sur l'équipement. Lorsque des éléments directionnels à maximum de courant sont transformés en éléments de protection non directionnels pendant l’activation de l’élément STP, il faut s'assurer que le seuil de détection de courant de ces éléments est supérieur à l'intensité à pleine charge. Le blocage de la logique STP pour un certain nombre de conditions de défaut différentes est étudié ci-dessous, en supposant Vn = 100/120 V. 1. Défauts phase-terre L’élément Ii> doit détecter les défauts phase-terre et bloquer la logique STP lorsque le disjoncteur est fermé dans le cas d’alternateurs à neutre directement à la terre. Pour les réseaux à mise à la terre par impédance élevée, le seuil de Io, Ii et Vi sera très petit (<5%) pour un défaut à la terre. Pour un alternateur raccordé à la charge, s'il se produit un défaut à la terre proche lorsque la tension sur 1 phase est inférieure à 10 V et que la variation de courant sur la phase en défaut est supérieure à 10% In, la logique STP est bloquée. Par exemple, si le courant de charge est de 0.5 In et qu’il apparaît un défaut A-N, le courant dans la phase en défaut chutera à 1% In par exemple, pendant le défaut à la terre si bien que delta IA = 0.49 In, qui est supérieur à 0.1 In, le seuil de variation. Ainsi, Delta I = ON, Pôle ouvert = OFF, VA> = OFF (< 10 V) pour un défaut proche et STP est bloqué. Pendant le démarrage de la machine, si les contacts auxiliaires de DJ indiquent que le disjoncteur est ouvert, la logique STP est bloquée. Cependant, si un contact est utilisé pour indiquer que le disjoncteur est fermé pendant le démarrage de la machine, la logique STP sera alors active. Lorsqu’il apparaît un défaut A-N au cours du démarrage de la machine, que le disjoncteur est fermé et que la tension était supérieure à 30 V (VA>/VB>/VC>), si l’élément VA> chute (< 10 V) en raison du défaut et que la variation de courant est inférieure à 10% In (delta IA>), la logique STP pourrait mal fonctionner. Ainsi, si le courant de charge pendant la période de démarrage est supérieur à 0.1 In, il pourrait se produire un fonctionnement erroné de la logique STP dans le cas où l’équipement estime que le disjoncteur est fermé. A noter que si la logique STP fonctionne, elle bloquera la protection de tension de neutre calculée mais la protection de tension de neutre mesurée ne sera pas bloquée et déclenchera correctement lors d’un défaut à la terre. Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR OP/B76 (OP) 5-81 2. Défauts entre phases L’élément Ii> doit détecter les défauts phase-phase et bloquer la logique STP lorsque le disjoncteur est fermé. 3. Défauts triphasés Les détecteurs de seuil de variation de courant doivent détecter la variation du courant dans le cas d’un défaut triphasé proche lorsque le disjoncteur est fermé et bloquer la logique STP. Les détecteurs de seuil IA>/IB>/IC> doivent détecter un défaut triphasé lors de l’enclenchement du disjoncteur sur un défaut et bloquer la logique STP. 2.2 Supervision des Transformateurs de courant (STC) La fonction de supervision des transformateurs de courant repose sur la détection d'un courant résiduel calculé en l'absence d'une tension résiduelle calculée ou mesurée correspondante qui devrait normalement l'accompagner. La supervision des TC est configurable pour fonctionner à partir de la tension résiduelle mesurée aux bornes d'entrée VN (entrée VN1 pour P342/3/4/5) du TP ou à partir de la tension résiduelle calculée des 3 entrées de tension phase/neutre sélectionnée par "STC Entrée VN". Le raccordement des transformateurs de tension utilisé doit permettre de restituer la tension résiduelle au secondaire. Ainsi, cet élément ne doit être activé que lorsque le TP triphasé est du type à cinq colonnes, ou comporte trois unités monophasées avec point neutre étoile du primaire relié à la terre. Une tension résiduelle calculée ou mesurée est disponible. Il existe deux éléments de supervision des TCs, STC-1 et STC-2. Le courant de neutre calculé est égal à la somme vectorielle de IA, IB, IC pour STC-1 et à partir de IA-2, IB-2, IC-2 pour STC-2. La tension de neutre est mesurée ou calculée, au choix de l’utilisateur. STC-1 supervise les entrées de TC des courants IA, IB, IC qui sont utilisées par la protection différentielle à retenue et toutes les fonctions de protection puissance, impédance et les fonctions basées sur le maximum de courant. STC-2 supervise les entrées de TC des courants IA-2, IB-2, IC-2 qui sont utilisées par la protection différentielle à haute impédance ou la protection entre spires dans la P343/4/5. Le réglage activé/désactivé STC-2 indépendant permet d'éviter la génération d'alarmes inutiles par STC-2 lorsque la protection différentielle d’alternateur est désactivée. Pour des défauts entre spires, certains exploitants peuvent isoler la section d’enroulement présentant un défaut et remettre l’alternateur en service, générant ainsi des courants de phase déséquilibrés. Dans cette éventualité, la STC-2 peut devoir être désactivée ou désensibilisée pour éviter tout alarme ou blocage intempestif. Le fonctionnement de l'élément générera une alarme temporisée visible sur l'afficheur LCD et dans le journal des événements (plus DDB 357 : AlarmeDéfail.TC1, DDB 381 AlarmeDéfail.TC2), avec un blocage instantané (DDB 1026 : STC-1 Bloc, DDB 1074 STC-2 Bloc) pour l'inhibition des éléments de protection. Les éléments de protection fonctionnant à partir de grandeurs calculées (maximum de courant inverse, protection thermique à courant inverse, maximum de puissance inverse, protection contre la surcharge thermique, par exemple) sont toujours bloqués pendant le fonctionnement de l'élément de supervision STC-1. D'autres protections peuvent être bloquées de manière sélective en personnalisant la logique de configuration programmable (PLS) par intégration de DDB 1026 : STC-1 Bloc et de DDB 1074 : STC-2 Bloc dans la logique de protection. Si le blocage de la protection différentielle d’alternateur ou de la protection entre spires est requis par la supervision de TC, il doit s’effectuer dans la logique programmable en connectant DDB 1026 : STC-1 Bloc ou DDB 1074 : STC-2 Bloc à DDB 512 : Bloc. Diff gén. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-82 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 STC-1 STC-1 Bloc Réglage IN< STC1 IN> Tempo STC1 & AlarmeDéfail.TC1 Réglage VN< STC1 VN> Inhibit STC-2 STC-2 Bloc Réglage IN< STC2 IN> & Tempo STC2 AlarmeDéfail.TC2 Réglage VN< STC2 VN> Inhibit OP P2130FRd Figure 68 : Schéma logique de la supervision des transformateurs de courant (STC) 2.3 Surveillance de la position du disjoncteur Un opérateur travaillant à distance doit disposer d'informations fiables sur l'état du poste. Sans indication sur la position du disjoncteur (ouvert/fermé), l’opérateur n’est pas suffisamment informé pour décider les manœuvres à effectuer. L'équipement incorpore donc la supervision du disjoncteur, pour connaître la position du disjoncteur et pour transmettre une alarme si celle-ci n’est pas déterminée. 2.3.1 Principe de supervision de position de disjoncteur Les équipements MiCOM peuvent être réglés pour contrôler les contacts auxiliaires travail (normalement ouvert) (52a) et repos (normalement fermé) (52b) du disjoncteur. En conditions normales, ces contacts sont dans des états opposés. Si ces deux contacts sont détectés ouverts, ceci signifie une des situations suivantes : Anomalie de contacts auxiliaires / de câblage ; Anomalie de disjoncteur. Disjoncteur isolé. Si les deux contacts sont détectés fermés, une seule des deux conditions suivantes s’applique : Anomalie de contacts auxiliaires / de câblage ; Anomalie de disjoncteur. En présence d'une des conditions ci-dessus, une alarme se déclenche à l'issue d'une temporisation de 5 secondes. Un contact de sortie travail / repos peut être affecté à cette fonction, dans le cadre de la logique de configuration programmable (PSL). La temporisation est réglée afin d'éviter l’émission d’un ordre indésirable dans des conditions normales de commutation. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-83 Dans la colonne COMMANDE DJ du menu de l’équipement, se trouve un réglage nommé "Entrée état DJ". Cette cellule peut être réglée sur l’une des quatre options suivantes : Aucun 52A 52B 52A & 52B Lorsque "Aucun" est sélectionné, aucune position de disjoncteur ne peut être consignée. Cela affecte directement toute fonction de l'équipement utilisant ce signal, notamment la commande de disjoncteur et le réenclenchement automatique. Lorsque "52A" est sélectionné, l'équipement suppose la présence d'un signal 52B en l'absence de signal 52A. Dans ce cas, les informations sur la position du disjoncteur sont disponibles, mais aucune alarme ne se déclenche en cas de discordance. Cela s'applique réciproquement en cas de sélection du réglage "52B". Si "52A et 52B" sont sélectionnés, les informations sur la position du disjoncteur sont disponibles et une alarme se déclenche en cas de discordance, conformément au tableau suivant. Les entrées 52A et 52B sont affectées à des entrées logiques de l'équipement dans le cadre de la logique de configuration programmable (PSL). La logique de surveillance de l'état de disjoncteur est illustrée par la figure 69. Position de contact auxiliaire Position du disjoncteur Action 52A 52B Ouvert Fermé Disjoncteur ouvert Disjoncteur opérationnel Fermé Ouvert Disjoncteur fermé Disjoncteur opérationnel Fermé Fermé Anomalie Déclenchement d'alarme si la condition persiste pendant plus de 5 secondes Ouvert Ouvert Anomalie Déclenchement d'alarme si la condition persiste pendant plus de 5 secondes OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-84 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 REGLAGE [0711] Entrée état DJ G118-0 : Aucun G118-1 : 52A G118-2 : 52B G118-3 : 52A & 52B ET Pos.DJ 3ph(52-A) ET DJ fermé 3 ph OU ET OU DONNEES [000C] : Etat poste XOR Bit 0 : DJ1 ouvert Bit 1 : DJ1 fermé ET OU ET OP OU DJ ouvert 3 ph ET 5 Alarme Etat DJ ET 0 XOR Pos.DJ 3ph(52-B) P2227FRd Figure 69 : Surveillance de l'état de DJ 2.4 Logique Pôle ouvert La logique pôle ouvert peut être utilisée pour indiquer si une ou plusieurs phases de la ligne sont ouvertes. Elle peut servir à bloquer de manière sélective le fonctionnement des éléments minimum de fréquence, minimum de tension et puissance. La protection à minimum de tension sera bloquée par un état pôle ouvert à condition que le réglage "Inh pôle ouvert" soit activé. N'importe lequel des quatre éléments à minimum de fréquence peut être bloqué en réglant "Lien fonction F<". Les protections puissance et puissance sensible seront bloquées par un état pôle ouvert à condition que le réglage “Inh pôle ouvert” soit activé. L'état pôle ouvert peut être déterminé en surveillant l'état des contacts auxiliaires du disjoncteur ou en mesurant les courants et les tensions de ligne. L'état du disjoncteur est fourni par la logique "Surveillance état DISJ". Si un signal "DISJ ouvert" (DDB 1042) est émis, l'équipement émet automatiquement l'état pôle ouvert quelle que soit la mesure de courant ou de tension. L'état pôle ouvert est signalé de la même façon si la tension et le courant de ligne tombent tous deux au-dessous d'un seuil prédéfini. Cela est nécessaire pour qu'une indication pôle ouvert puisse toujours être donnée même en cas d'ouverture d'un disjoncteur amont. Les seuils à minimum de tension (V<) et à minimum de courant (I<) ont les seuil fixes de fonctionnement et de retombée suivants : Réglages Fonctionnement et retombée V< Fonctionnement et retombée I< Plage 10 V et 30 V (100/120 V) 40 V et 30 V (100/120 V) 0.05 In et 0.055 In Valeur de pas Fixe Fixe Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (OP) 5-85 S'il y a une ou plusieurs phases ouvertes, l'équipement indiquera la ou les phases ouvertes et émettra le signal Pôle ouvert (DDB 1045). Si toutes les phases sont ouvertes, le signal Pôle ouvert est accompagné du signal Ligne ouverte (DDB 1044). En cas de défaillance du TP, un signal issu de la logique STP (DDB 1025 – Bloc Lent) sert à bloquer les indications de pôle ouvert qui seraient générées par les protections à minimum de tension et de courant. Par contre, la logique STP ne bloquera pas les indications de pôle ouvert si celles-ci proviennent d'un signal "DISJ ouvert" (DDB 1042). Le schéma logique de l'état pôle ouvert est illustré ci-dessous : Ia< & 20ms t 0 1 Pôle A ouvert & 20ms t 0 1 Pôle B ouvert & 20ms t 0 1 Pôle C ouvert Va< Ib< Vb< Ic< Vc< OP Depuis la logique STP STP Bloc-Lent 1 Pôle ouvert & Ligne ouverte Depuis la logique de surveillance de position du disjoncteur DJ Ouvert P2186FRd Figure 70 : Logique Pôle ouvert 2.5 Surveillance des conditions d'utilisation des disjoncteurs Les équipements P34x enregistrent différentes statistiques sur les fonctionnements de déclenchement de chaque disjoncteur, afin de permettre une évaluation précise de l'état des disjoncteurs. Ces fonctionnalités de contrôle sont abordées dans le chapitre ci-dessous. 2.5.1 Principe de surveillance de l'usure des disjoncteurs Pour chaque opération de déclenchement du disjoncteur, l'équipement enregistre les statistiques décrites dans le tableau ci-dessous du menu de l'équipement. Les cellules du menu présentées ne donnent que des valeurs des compteurs. Dans ce cas, les valeurs mini./maxi. indiquent la plage des valeurs de comptage. Ces cellules ne sont pas réglables : P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-86 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Paramétrage par défaut fonctionnements du DJ {déclenchement triphasé} 0 Plage de réglage Maxi Mini 0 Valeur de pas 10000 1 Affiche le nombre total de déclenchements triphasés émis par l’équipement. Total somme IA 0 0 25000 In^ 1 Affiche le courant de défaut total cumulé interrompu par l'équipement pour la phase A. Total somme IB 0 0 25000In^ 1 Affiche le courant de défaut total cumulé interrompu par l'équipement pour la phase B. Total somme IC 0 0 25000In^ 1In^ Affiche le courant de défaut total cumulé interrompu par l'équipement pour la phase C. Temps fonct. DJ 0 0 0.5 s 0.001 Affiche le temps de fonctionnement calculé du disjoncteur. Temps de fonctionnement de disjoncteur = temps écoulé entre l'ordre de déclenchement de la protection et le moment où les éléments à minimum de courant indiquent que le disjoncteur est ouvert. RAZ Infos DJ Non Oui, Non Commande RAZ Infos Disj. remet à 0 les compteurs Opérations DJ et Total somme IA/IB/IC. OP Les compteurs ci-dessus peuvent être remis à zéro, notamment à la suite d'une opération de maintenance. Les compteurs de surveillance de manœuvres du disjoncteur sont incrémentés chaque fois que l'équipement lance une commande de déclenchement. Dans le cas de déclenchement par une commande extérieure, il est possible d'incrémenter ces compteurs. Pour cela, il faut affecter une des entrées logiques de l'équipement (dans le cadre de la logique de configuration programmable) pour permettre un déclenchement par ce dispositif externe. Le signal acheminé sur l'entrée logique est appelé "Décl externe 3ph", DDB 610. Remarque : En mode d'essai de mise en service, les compteurs de manœuvres des disjoncteurs ne sont pas incrémentés. 2.6 Changement de groupe de réglages Les groupes de réglages peuvent être changés, soit par 2 signaux DDB soit par une sélection dans le menu soit par le menu de ‘hotkey’. Si, dans la colonne CONFIGURATION, "Groupe Réglages - Sélect par DDB" est sélectionné, les signaux DDB 629 (SG Select 1x) et 628 (SG Select x1), dédiées à la sélection du groupe de réglages, peuvent être utilisés pour sélectionner le groupe de réglages comme montré dans le tableau ci-dessous. Ces signaux DDB peuvent être connectés à des entrées opto-isolées pour une sélection locale ou à des entrées de contrôle-commande pour une sélection à distance du groupe de réglages. Si "Groupe RéglagesSélect par Menu" est sélectionné dans la colonne CONFIGURATION, les commandes "Réglages actifs - Groupe 1/2/3/4" peuvent être utilisées pour sélectionner le groupe de réglages. Le groupe de réglage peut être changé via le menu de ‘hotkey’ à condition que l’option ‘Sélect par Menu’ de la cellule "Groupe Réglages" soit sélectionnée. SG Select 1x SG Select x1 Groupe de réglages sélectionné 0 0 1 1 0 2 0 1 3 1 1 4 Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Remarque : (OP) 5-87 Les groupes de réglages comprennent à la fois les réglages et les schémas logiques programmables. Les réglages sont propres à chaque groupe – ils ne sont pas partagés. Les réglages sont générés dans l'application Réglages et Enregistrements de MiCOM S1 Studio ou peuvent être entrés directement par le menu en face avant de l'équipement. Le réglage des schémas logiques programmables ne peut se faire qu'à l'aide de l' Editeur PSL de MiCOM S1 Studio, les fichiers générés ayant l'extension ".psl". Si l'installation a besoin d'une logique programmable particulière, il est indispensable que le fichier .psl approprié soit téléchargé (envoyé) vers l'équipement pour chacun des groupes de réglages à utiliser. Si l'utilisateur ne parvient pas à télécharger le fichier .psl requis pour un groupe de réglages à mettre en service, c'est la logique programmable par défaut qui est utilisée. Cela peut avoir des conséquences graves sur l'exploitation et la sécurité. 2.7 Entrées de contrôle-commande Les entrées de contrôle-commande fonctionnent comme des commutateurs logiciels qui peuvent être activés ou remis à zéro en local ou à distance. Ces entrées peuvent servir à déclencher n'importe quelle fonction entrant dans la logique programmable PSL. Il existe trois colonnes de réglages associées aux entrées de commande. Ces colonnes sont : CONTRÔLE ENTRÉES, CONF CTRL ENTREE et ETIQ CTRL ENTRÉE. La fonction de ces colonnes est décrite ci-dessous : Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Valeur de pas CONTROLE ENTREES Etat Ctrl Entrée 00000000000000000000000000000000 Entrée Command 1 Pas d'opération Pas d'opération, Enregistrer, Annuler Entrée Commande 2 à 32 Pas d'opération Pas d'opération, Enregistrer, Annuler Ces commandes d'entrée se trouvent dans le menu CONTROLE ENTREES. Dans la cellule "Etat Ctrl Entrée", il y a un mot de 32 bits qui représente les 32 entrées de commande. L'état des 32 entrées de commande peut se lire sur ce mot de 32 bits. Les 32 entrées de commande peuvent également être enregistrées ou annulées à partir de cette cellule en choisissant 1 pour régler l'entrée correspondante ou 0 pour l'annuler. L'enregistrement ou l'annulation d'une des 32 entrées de contrôle-commande peut également se faire à l'aide des cellules de menu individuelles ‘Entrée Command 1, 2, 3, etc.'. Les entrées de contrôle-commande sont disponibles par le menu de l'équipement (comme c'est expliqué plus haut) et aussi via les communications en face arrière. Dans l'éditeur des schémas logiques programmables, il existe 32 signaux d'entrée de contrôlecommande, DDB 1152 à 1183, pouvant être réglés à la valeur logique 1 ou à l'état activé, comme expliqué plus haut, pour exécuter les fonctions de contrôle-commande définies par l'utilisateur. Les états des entrées de commande sont conservés dans une mémoire non-volatile (sauvegardée par pile). Ceci permet de s'assurer que ces états seront restaurés à la remise sous tension de l'équipement. Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Valeur de pas CONF CTRL ENTREE Hotkey EnService 11111111111111111111111111111111 Entrée Command 1 Bloqué Bloqué, Impulsion Command Ctrl 1 SET/RESET SET/RESET, IN/OUT, EN Service/HS, ON/OFF Entrée Commande 2 à 32 Bloqué Bloqué, Impulsion Command Ctrl 2 à 32 SET/RESET SET/RESET, IN/OUT, EN Service/HS, ON/OFF OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-88 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Libellé du menu Paramétrage par défaut Plage de réglage Entrée Command 1 Entrée Command 1 Texte 16 caractères Entrée Commande 2 à 32 Entrée Commande 2 à 32 Texte 16 caractères Valeur de pas ETIQ CTRL ENTRÉE La colonne CONF CTRL ENTREE a plusieurs colonnes dont l'une permet à l'utilisateur de configurer les entrées de commande en ‘bloqué' ou ‘impulsion'. Une entrée de commande bloquée restera dans l'état défini jusqu'à la réception d'une commande de réinitialisation, par le menu ou via les communications série. Par contre, une entrée de commande à impulsion restera activée 10ms après la réception de la commande correspondante puis se réinitialisera automatiquement (pas de commande de réinitialisation nécessaire). Outre l'option bloqué / impulsion, cette colonne permet d'affecter les entrées de commande individuelles au menu des touches rapides "Hotkey" en sélectionnant ‘1’ pour la cellule "Hotkey En Service". Le menu hotkey permet d'activer, de réinitialiser ou d'impulser les entrées de commande sans avoir à passer par la colonne CONTROLE ENTREES. La cellule "Command Ctrl" permet aussi de modifier le texte SET / RESET, affiché dans le menu hotkey, et de choisir des options plus adaptées à une entrée de commande individuelle, comme "ON / OFF", "IN / OUT" etc. La colonne ETIQ CTRL ENTREE permet de modifier le texte associé à chaque entrée de commande. Ce texte sera affiché lorsque l'accès à une entrée de commande se fait par le menu hotkey ou il peut être affiché dans la logique programmable PSL. OP Remarque : A l'exception du fonctionnement à impulsion, l'état des entrées de commande est mémorisé dans la mémoire secourue par pile. En cas de coupure de l'alimentation auxiliaire, l'état de toutes les entrées est enregistré. Après le rétablissement de l'alimentation auxiliaire, l'état qu'avaient les entrées de commande avant la coupure, est rétabli. S'il n'y a pas de pile ou qu'elle est épuisée, les entrées de commande sont mises à l'état logique '0' quand l'alimentation auxiliaire est rétablie. 2.8 Colonne des donnée des schémas logiques programmables (PSL) La gamme d'équipements MiCOM P34x comporte une colonne de donnée liée au schéma logique programmable (PSL), qui pourrait être utilisée pour suivre les modifications des PSL. 12 fenêtres sont incluses dans la colonne de donnée de PSL, 3 pour chaque groupe de réglages. La fonction de chaque fenêtre est montrée ci-dessous : Grp LCP Ref Quand l'utilisateur télécharge un PSL dans l'équipement, il sera porté à saisir le groupe pour lequel le PSL sera affecté ainsi qu'une référence d'identification. Les 32 premiers caractères de cette référence seront affichés dans cette fenêtre. Les touches et peuvent être utilisées pour parcourir les 32 caractères puisque seulement 16 caractères peuvent être affichés en un seul moment. 18 Nov 2002 Cette fenêtre affiche la date et l'heure du téléchargement du PSL dans l'équipement. 08 :59 :32.047 Grp 1 Ident LCP 2062813232 C'est un nombre unique pour le PSL qui vient d'être saisi. Chaque modification de PSL donnera lieu à l'affichage d'un nombre différent. Remarque : Les fenêtres suivantes sont répétées pour les 4 groupes de réglages. Exploitation P34x/FR OP/B76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2.9 (OP) 5-89 Auto-acquittement de la LED de déclenchement La LED de déclenchement peut être acquittée quand les marqueurs du dernier défaut sont affichés. Les marqueurs sont automatiquement affichés après le déclenchement, ou peuvent être sélectionnés dans le menu d'enregistrement de défaut. Le reset de la LED de déclenchement et des enregistrements du défaut est effectué en appuyant sur la touche après la lecture des enregistrements du défaut. Réglant le paramètre "Sys liens fonct." (dans la colonne DONNEES SYSTEME) à "1" permettra à la LED de déclenchement de s'acquitter automatiquement (Automatic Reset). La remise à zéro aura lieu quand le circuit est réenclenché et le signal "Pôle Ouvert" (DDB 1045) a été remis à zéro pour trois secondes. Cependant, la remise à zéro sera interdite si le signal de "Démarrage" est actif après la fermeture du disjoncteur. S Q R Déc.3Ph (Déc. général) RAZ (Commande) RAZ (Entrée opto) PARAMETRE : RAZ AUTO ACTIVER DESACTIVER & LED Déclt 1 3s 0 Pôle ouvert Dém. général P2129FRa Figure 71 : Schéma de logique de la LED de déclenchement 2.10 Réinitialisation des LED programmables et des contacts de sortie Les LED programmables et les contacts de sortie peuvent être définis en “bloqué” dans le schéma logique programmable. S’il existe un enregistrement de défaut, la suppression de l’enregistrement en enfonçant la touche une fois que l’enregistrement a été lu effacera les LED et contacts de sortie éventuellement bloqués. S’il n’existe pas d’enregistrement de défaut, à condition que le signal émis vers la LED ou le contact de sortie soit revenu à zéro, les LED et les contacts peuvent être réinitialisés par l’une des méthodes suivantes. 2.11 1. Via la cellule du menu “VISU. ENREG.- Reset Indication" 2. Via le signal DDB 616 ‘RAZ relais/LEDs’ qui peut être affecté à une entrée opto-isolée ou à une entrée de contrôle-commande par exemple Synchronisation de l’horloge temps réel via les entrées logiques Dans les schémas de protection modernes, il est souvent souhaitable de synchroniser l'horloge temps réel des équipements de manière à ce que les événements provenant des différents équipements figurent dans l'ordre chronologique. Cela peut se faire en utilisant l'entrée IRIG-B (option) ou via l'interface de communication raccordée au système de contrôle-commande de poste. En plus de ces méthodes, la gamme P34x fournit la possibilité de synchroniser via une entrée opto-isolée en affectant celle-ci dans la logique programmable au signal DDB 621 (Synchro Horaire). L'émission d'impulsions sur cette entrée réglera l'horloge temps réel à la minute la plus proche si l'entrée des impulsions est à ± 3 s du temps de l’horloge de l’équipement. Si l’horloge temps réel est dans les 3 s de l’impulsion, l’horloge de l’équipement se mettra à l’heure correcte (elle ralentira ou accéléra sur une courte durée). La durée d'impulsion recommandée est de 20 ms à ne pas répéter plus d’une fois par minute. Voici un exemple de la fonction de synchronisation horaire : Temps de "Synchro Horaire" Temps corrigé 19 :47 :00 à 19 :47 :29 19 :47 :00 19 h 47 à 19 h 47 19 :48 :00 Remarque : Le format de l'heure est hh :mm :ss. OP P34x/FR OP/B76 Exploitation (OP) 5-90 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Pour éviter d'encombrer inutilement la mémoire d’événements par des événements de synchronisation horaire, il est possible d'ignorer les événements générés par l'entrée opto-isolée de synchronisation horaire. Pour cela, il faut choisir les réglages suivants : Libellé du menu Valeur CONTROLE ENREG Evt Entrées Opto Activé Evt Protection Activé DDB 63 -32 (Entrées Opto) Régler l'opto associée à “ Synchro Horaire” à '0' Pour augmenter la durée de reconnaissance de l'entrée opto-isolée de synchronisation horaire d'environ 10ms, le filtrage de l'entrée peut être désactivé. Ceci peut se faire en réglant le bit correspondant à 0 dans la cellule "Opto Defiltre" (colonne CONFIG OPTO). La désactivation du filtrage peut rendre l'entrée opto-isolée plus sensible aux parasites induits. Heureusement, les effets des parasites induits peuvent être minimisés en utilisant l'une des méthodes décrites au paragraphe 2.3.3 du chapitre "Logiciel embarqué (Firmware)" (P34x/FR FD). 2.12 OP Déclenchement général Dans la version logicielle 32, le signal DDB (DDB 626) “Déc. général" a été rendu indépendant du relais 3. Dans les versions logicielles précédentes, le signal “Déc. général” correspondait au fonctionnement du relais 3. Dans la version logicielle 32, DDB 626 est le signal “Déc. général” et on peut connecter à ce signal DDB n’importe quel contact de sortie utilisé pour le déclenchement, laissant le relais 3 librement configurable. Le signal “Déc. général” affecte les fonctions suivantes : • Actionnement de la LED Déclenchement • Déclenchement des compteurs de surveillance de l’état de DJ • Utilisation pour la mesure du temps de fonctionnement de DJ • Déclenchement de la logique de défaillance de disjoncteur • Utilisation dans la logique d’enregistrement des défauts Dans le schéma logique programmable par défaut, le relais 3 est toujours affecté aux signaux DDB 'Déc. général' et 'Enreg. CR.Défaut'. Si l’utilisateur souhaite recourir aux fonctions de maintenance de disjoncteur, fonction défaillance de DJ, etc., il doit affecter le ou les contacts de sortie attribués au déclenchement de la surveillance de disjoncteur au signal 'Déc. général'. Le ou les contacts de sortie affectés au déclenchement de la surveillance de disjoncteur doivent aussi être connectés au déclenchement de l’enregistrement des défauts 'Enreg. CR.Défaut', signal DDB 623. A noter que lorsque le relais 3 ou tout autre contact est utilisé pour générer le signal 'Déc. général', le contact ne doit pas être réglé sur 'bloqué' car 'Déc. général' sert à déclencher (sur la montée) et à réinitialiser (sur la retombée) la fenêtre d’enregistrement des défauts. Si 'Déc. général' était bloqué, la fenêtre d’enregistrement des défauts ne se réinitialiserait pas et l’utilisateur ne verrait pas d’enregistrement de défaut sur la face avant de l’équipement car ce dernier estimerait le défaut encore présent. La durée de maintien par défaut du relais 3 est de 100 ms. C’est la durée minimum pendant laquelle le contact est activé et utilisé pour les fonctions de déclenchement afin d’obtenir une bonne qualité du signal de déclenchement. A titre d’exemple, une durée de maintien de 100 ms signifie que si le signal de commande est activé pendant 10 ms, le contact de sortie restera activé 100ms et si le signal de commande est activé 200 ms, le contact de sortie le sera également pendant 200ms. Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2.13 P34x/FR OP/B76 (OP) 5-91 Touches de fonction (P345) L’équipement P345 offre aux utilisateurs 10 touches de fonction leur permettant de programmer n’importe quel opérateur de fonction de contrôle-commande telle que la réinitialisation des relais / LED / Alarmes bloqués, la sélection du groupe 2, etc. via la logique programmable PSL. Chaque touche de fonction est associée à une LED tricolore programmable qui peut être configurée pour donner l’indication souhaitée à l’activation de la touche de fonction. Ces touches de fonction peuvent servir à déclencher n'importe quelle fonction entrant dans la logique programmable PSL. Les commandes des touches de fonction se trouvent dans le menu "Touches de Fn" (voir le chapitre Réglages, P34x/FR ST). Dans la cellule de menu "Etat Touches Fn", il y a un mot de 10 bits qui représente les 10 commandes de touche de fonction ; leur état peut être lu sur ce mot de 10 bits. Dans l'éditeur des schémas logiques programmables, il existe 10 signaux d'entrée de contrôlecommande, DDB 256 à 265, pouvant être réglés à la valeur logique 1 ou à l'état activé, comme expliqué plus haut, pour exécuter les fonctions de contrôle-commande définies par l'utilisateur. La colonne “Touches de Fn” possède une cellule "Touche Fn. mode" qui permet à l’utilisateur de configurer les touches de fonction en ‘Normal’ ou ‘A bascule’. Dans le mode ‘A bascule’, la sortie du signal DDB de la touche de fonction reste à l’état défini jusqu’à ce qu’une commande de réinitialisation soit émise en pressant de nouveau la touche de fonction. En mode ‘Normal’, le signal DDB de la touche de fonction reste activé tant que la touche de fonction est enfoncée puis se réinitialise automatiquement. Une durée d’impulsion minimum peut être programmée pour une touche de fonction en ajoutant une temporisation d’impulsion minimum au signal de sortie DDB de la touche de fonction. La cellule “Etat Touches Fn” est utilisée pour activer/ouvrir ou désactiver dans la logique programmable les signaux de la touche de fonction correspondante. Le réglage ‘Fermé’ est spécialement prévu pour bloquer une touche de fonction, évitant ainsi toute nouvelle activation de la touche lorsqu’elle est à nouveau enfoncée. Cela permet aux touches de fonction qui sont réglées en mode ‘A bascule’ et leur signaux DDB actifs ‘hauts’, d’être verrouillés à l’état actif, empêchant ainsi tout nouvel enfoncement de désactiver la fonction associée. La fermeture d’une touche de fonction réglée en mode "Normal" entraîne la désactivation permanente des signaux DDB associés. Cette sécurité empêche l’activation ou la désactivation d’une fonction critique de l’équipement par l’enfoncement accidentel d’une touche de fonction. La colonne "Etiquette TF n" permet de modifier le texte associé à chaque touche de fonction. Ce texte sera affiché lorsque l'accès à une touche de fonction se fait par le menu "Touche de Fn" ou il peut être affiché dans la logique programmable PSL. L’état des touches de fonction est stocké dans la mémoire sauvegardée par pile. En cas de coupure de l'alimentation auxiliaire, l'état de toutes les touches de fonction est enregistré. Après le rétablissement de l'alimentation auxiliaire, l'état qu'avaient les touches de fonction avant la coupure, est rétabli. S'il n'y a pas de pile ou qu'elle est épuisée, les signaux DDB de touches de fonction sont mis à l'état logique 0 quand l'alimentation auxiliaire est rétablie. Il convient également de noter que l’équipement ne reconnaît qu’un enfoncement de touche de fonction à la fois et qu’une durée minimale d’enfoncement de touche d’environ 200 ms est requise pour que l’enfoncement de la touche soit reconnue dans la logique programmable. Cette sécurité évite les doubles enfoncements accidentels. OP P34x/FR OP/B76 (OP) 5-92 OP Exploitation MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 NOTES D’APPLICATIONS Date : Indice matériel : Version logicielle : Schémas de raccordement : 7 juillet 2008 J (P342/3/4) K (P345) A (P391) 33 10P342xx (xx = 01 à 17) 10P343xx (xx = 01 à 19) 10P344xx (xx = 01 à 12) 10P345xx (xx = 01 à 07) 10P391xx (xx = 01 à 02) AP P34x/FR AP/I76 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 AP Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-1 SOMMAIRE (AP) 61. INTRODUCTION 7 1.1 Protection des alternateurs 7 2. APPLICATION DES FONCTIONS DE PROTECTION INDIVIDUELLES 9 2.1 Ordre des phases 9 2.1.1 Description 9 2.2 Protection différentielle d'alternateur (87) 11 2.2.1 Guide de réglage de la protection différentielle à pourcentage de retenue 11 2.2.2 Guide de réglage de la protection différentielle à haute impédance 12 2.2.3 Protection contre les défauts "entre spires" 15 2.3 Maximum de puissance inverse (32NP) 21 2.3.1 Consignes de réglage du maximum de puissance inverse 21 2.4 Protection à maximum de courant phase (50/51) 21 2.4.1 Application du temporisateur de maintien 21 2.4.2 Guide de réglage de la protection à maximum de courant 22 2.5 Protection à maximum de courant inverse (46OC) 22 2.5.1 Guide de réglage de la protection à maximum de courant inverse 23 2.5.2 Contrôle directionnel du maximum de courant inverse 24 2.6 Protection de secours du réseau (51V/21) 24 2.6.1 Protection à maximum de courant dépendante de la tension 25 2.6.2 Protection à minimum d'impédance 29 2.7 Fonction de protection à minimum de tension (27) 30 2.7.1 Guide de réglage de la protection à minimum de tension 30 2.8 Protection à maximum de tension (59) 31 2.8.1 Guide de réglage de la protection à maximum de tension 31 2.9 Protection à maximum de tension inverse (47) 32 2.9.1 Guide de réglage 32 2.10 Protection à minimum de fréquence (81U) 33 2.10.1 Guide de réglage de la protection à minimum de fréquence 33 2.11 Protection à maximum de fréquence (81O) 34 2.11.1 Guide de réglage de la protection à maximum de fréquence 35 2.12 Protection contre le fonctionnement en fréquence anormale du turboalternateur (81 AB) 35 2.12.1 Guide de réglage 36 2.13 Fonction de protection contre la perte d'excitation (40) 36 2.13.1 Guide de réglage de la protection contre la perte d'excitation 37 2.14 Protection thermique à courant inverse (46T) 38 2.14.1 Guide de réglage de la protection thermique à courant inverse 40 2.15 Retour de puissance/maximum de puissance/faible puissance aval (32R/32O/32L) 41 AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2.15.1 Fonction de protection contre la faible puissance aval 41 2.15.2 Fonction de protection contre le retour de puissance 42 2.15.3 Protection contre le maximum de puissance (Surpuissance) 44 2.16 Fonction de protection contre les défauts à la terre du stator (50N/51N) 44 2.16.1 Consignes de réglage de la protection contre les défauts de terre de stator 45 2.17 Fonction de protection contre les surtensions résiduelles / déplacements de tension du neutre (59N) 46 2.17.1 Guide de réglage de la protection contre les surtensions résiduelles/ déplacements de tension du neutre 47 Fonction de protection sensible contre les défauts à la terre du stator (50N/51N/67N/67W) 47 2.18.1 Guide de réglage de la protection contre les défauts à la terre sensible 48 2.19 Protection de défaut terre restreinte (64) 49 2.20 Protection 100% masse stator (méthode de l'harmonique 3) (27TN/59TN) 53 2.20.1 Guide de réglage de la protection 100% masse stator 55 2.21 Protection 100% masse stator (méthode d’injection basse fréquence) (64S) 56 2.21.1 Guide de réglage de la protection 100% masse stator 57 2.21.2 Calculs du réglage du coefficient R 60 2.21.3 Méthodes pour déterminer les réglages R Série de 64S 65 2.22 Protection contre le flux excessif (24) 65 2.22.1 Guide de réglage de la protection contre le flux excessif 67 2.23 Protection contre la machine hors tension/mise sous tension accidentelle de la machine à l'arrêt (50/27) 68 2.23.1 Guide de réglage de la protection de la machine hors tension 68 2.24 Protection thermique à sonde de température (RTD) 69 2.24.1 Guide de réglage de la protection thermique via RTD 69 2.25 Protection contre le glissement des pôles de la P342 (78) 70 2.25.1 Protection contre le retour de puissance 70 2.25.2 Protection de secours du réseau 71 2.25.3 Protection contre la perte d'excitation 71 2.26 Protection contre le glissement des pôles de la P343/4/5 (78) 72 2.26.1 Introduction 72 2.26.2 Caractéristiques de perte de synchronisme 73 2.26.3 Caractéristiques du glissement de pôles d'alternateur 75 2.26.4 Impératifs généraux de la protection contre le glissement de pôles 76 2.26.5 Schéma lenticulaire 77 2.26.6 Consignes de réglage de la protection contre le glissement de pôles 78 2.27 Protection contre la surcharge thermique (49) 81 2.27.1 Introduction 81 2.27.2 Image thermique 81 2.27.3 Guide de réglage 82 2.28 Défaillance disjoncteur (50BF) 83 2.28.1 Principes de remise à zéro des temporisations de défaillance de disjoncteur 83 2.28.2 Réglages du seuil en courant de défaillance de disjoncteur 84 2.18 AP Applications Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-3 2.29 Protection contre l'amorçage de disjoncteur 85 2.30 Protection à maximum de courant à verrouillage 86 2.31 Entrées et sorties analogiques (Boucles de courant) 87 2.31.1 Entrées Analogiques (boucles de courant) 87 2.31.2 Consignes de réglage des entrées analogiques (boucles de courant) 88 2.31.3 Sorties Analogiques (boucles de courant) 88 2.31.4 Consignes de réglage des sorties analogiques (boucles de courant) 89 2.32 Protection Défaut terre rotor (64R) 90 2.32.1 Guide de réglage de la protection contre les défauts à la terre du rotor 90 3. APPLICATION DES FONCTIONS COMPLEMENTAIRES DE CONTROLE 92 3.1 Supervision des Transformateurs de tension (STP) 92 3.1.1 Réglage de l'élément de supervision de TP 92 3.2 Supervision des Transformateurs de courant (STC) 92 3.2.1 Réglage de l'élément de supervision de TC 93 3.3 Surveillance des conditions d'utilisation des disjoncteurs 93 3.3.1 Guide de réglage 93 3.4 Supervision du circuit de déclenchement (TCS) 94 3.4.1 Supervision de la filerie – schéma 1 94 3.4.2 Logique programmable – schéma 1 95 3.4.3 Supervision de la filerie – schéma 2 96 3.4.4 Logique programmable – schéma 2 96 3.4.5 Supervision de la filerie – schéma 3 97 3.4.6 Logique programmable – schéma 3 97 3.5 Raccordements de TP 98 3.5.1 TP montés en triangle ouvert (raccordement en V) 98 3.5.2 Mise à la terre d'un seul point des TP 98 4. SPÉCIFICATIONS DES TRANSFORMATEURS DE COURANT 99 4.1 Fonction différentielle de l'alternateur 99 4.1.1 Protection différentielle à retenue 99 4.1.2 Protection différentielle à haute impédance 100 4.2 Fonctions de protection à maximum de courant dépendante de la tension, perte d'excitation, surcharge thermique, glissement des pôles, minimum d’impédance et courant inverse 100 Entrée de courant résiduel de la fonction de protection contre les défauts à la terre sensible directionnelle 100 4.3.1 Transformateurs de courant de ligne 100 4.3.2 Transformateurs de courant à noyau tore (tore homopolaire) 101 4.4 Fonction de protection contre les défauts à la terre de stator 101 4.4.1 Protection défaut terre non directionnelle à temps constant / temps inverse 101 4.4.2 Protection défaut terre non directionnelle instantanée 101 4.5 Protection contre les défauts à la terre restreinte 102 4.3 AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-4 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 4.5.1 Basse Impédance 102 4.5.2 Haute impédance 102 4.6 Fonctions de protection contre la puissance amont et la faible puissance aval 102 4.6.1 Transformateurs de courant de protection 103 4.6.2 Transformateurs de courant de classe de mesure 103 4.7 Entrées 20Hz de la fonction de protection 100% masse stator 103 4.7.1 Transformateurs de courant de ligne 103 4.7.2 Transformateurs de mise à la terre 104 4.8 Conversion d'une classification de protection du transformateur de courant normalisée CEI 185 en tension de coude 104 4.9 Conversion d'une classification de protection du transformateur de courant normalisée CEI185 en tension nominale normalisée ANSI /IEEE 105 5. CALIBRE DE FUSIBLE DE L’ALIMENTATION AUXILIAIRE 106 FIGURES AP Figure 1 : Rotation normale et inversée des phases 10 Figure 2 : Protection contre les défauts "entre spires" utilisant des TC séparés 15 Figure 3 : Protection contre les défauts "entre spires" utilisant un tore avec deux enroulements primaires 16 Figure 4 : Protection différentielle à retenue transversale pour des machines à double enroulement 17 Figure 5 : Protection différentielle et "entre spires" pour les alternateurs 17 Figure 6 : Protection à maximum de courant pour les défauts "entre spires" 18 Figure 7 : Protection contre les défauts "entre spires" (VN2) et protection contre les défauts à la terre (VN1) par la mesure de la tension homopolaire 20 Figure 8 : Schéma logique programmable d’inter-verrouillage de la protection “entre spires” 21 Figure 9 : Courbe de décrémentation type du courant de défaut d'alternateur 24 Figure 10 : Transformation vectorielle de la tension pour un transformateur triangle-étoile 28 Figure 11 : Coordination de la fonction de protection à minimum de fréquence avec le délestage du réseau 34 Figure 12 : Couverture effective de la protection contre les défauts à la terre du stator 45 Figure 13 : Répartition de la composante d'harmonique 3 le long de l'enroulement de stator d'un grand alternateur, (a) fonctionnement normal, (b) défaut terre du stator au point neutre (c), défaut terre du stator aux bornes 54 Figure 14 : Raccordement de la protection à minimum et à maximum de tension d'harmonique 3 pour la protection 100% masse stator 55 Figure 15 : Schéma de circuit de la protection 100% masse stator avec transformateur de mise à la terre (triangle ouvert) ou transformateur de neutre 57 Raccordement 64S pour les alternateurs mis à la terre via un transformateur de mise à la terre 60 Figure 17 : Raccordement 64S pour les alternateurs mis à la terre via une résistance primaire 63 Figure 18 : Caractéristique du flux excessif à plusieurs seuils pour les grands alternateurs 66 Figure 16 : Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Figure 19 : (AP) 6-5 Schéma logique pour la caractéristique du flux excessif à plusieurs seuils pour les grands alternateurs 66 Figure 20 : Caractéristique du flux excessif à plusieurs seuils pour les petits alternateurs 67 Figure 21 : Schéma logique pour la caractéristique du flux excessif à plusieurs seuils pour les petits alternateurs 67 Caractéristiques de la fonction de protection contre la perte d'excitation (petit co-générateur) 71 Figure 23 : Réseau simplifié à deux machines. 74 Figure 24 : Points d'impédance apparents vus aux bornes de l'alternateur (point A) 74 Figure 25 : Protection contre le glissement de pôles en utilisant la caractéristique du blinder et de la lentille 77 Figure 26 : Caractéristique du schéma lenticulaire 78 Figure 27 : Protection contre le glissement de pôles en utilisant la caractéristique de blinder et de lentille 79 Figure 28 : Exemple d'une configuration réseau 80 Figure 29 : Protection contre l'amorçage du disjoncteur sur une machine directement raccordée au réseau 85 Protection contre l'amorçage du disjoncteur sur une machine indirectement raccordée au réseau 86 Figure 31 : Configuration à verrouillage pour jeu de barres simple (arrivée unique) 86 Figure 32 : Configuration à verrouillage pour jeu de barres simple (arrivée unique) 87 Figure 33 : Supervision de la filerie – schéma 1 94 Figure 34 : Schéma Logique programmable pour les schémas 1 et 3 de la supervision de filerie 95 Figure 35 : Supervision de la filerie – schéma 2 96 Figure 36 : Logique programmable de la supervision de la filerie – schéma 2 96 Figure 37 : Supervision de la filerie – schéma 2 97 Figure 22 : Figure 30 : AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-6 AP Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1. INTRODUCTION 1.1 Protection des alternateurs (AP) 6-7 Un alternateur constitue la partie électromécanique d'un processus général de conversion d'énergie dont le résultat est la production d'énergie électrique. Un moteur à pistons, ou un des nombreux types de turbines, est un générateur de force motrice d'entraînement mécanique de l'alternateur. Les centrales électriques utilisent différentes sources d'énergie, telles que les combustibles fossiles, les barrages hydroélectriques ou la fission nucléaire. Les différents types de production d'énergie sont adaptables à la production d'électricité de base, à la production pour la demande aux heures de pointe ou de réserve de puissance. La protection électrique doit rapidement détecter la présence de défauts électriques graves associés à la centrale de production et commander l'arrêt de celle-ci. La protection électrique peut aussi détecter des conditions d'exploitation anormales susceptibles d'endommager la centrale. Des conditions électriques anormales peuvent découler d'un défaut survenu à l'intérieur de la centrale elle-même, mais l'alternateur peut également subir une surcharge depuis l'extérieur. Les catégories de défauts et de conditions anormales détectables électriquement peuvent être répertoriées comme suit : (toutes les conditions ne doivent pas être détectées pour toutes les applications) Défauts électriques principaux • Défaillance d'isolement des enroulements du stator ou des raccordements Défauts électriques secondaires • Défaillance d'isolement du circuit d'excitation • Défaillance du circuit d'excitation • Maximum de tension non synchronisée Conditions anormales du générateur de force motrice ou du contrôle de l'alternateur • Défaillance du générateur de force motrice • Maximum de fréquence • Flux excessif • Excitation de machine hors tension • Amorçage de disjoncteur En relation avec le réseau • Alimentation d'un défaut non éliminé • Charge déséquilibrée prolongée ou élevée • Surcharge prolongée ou élevée • Perte de synchronisme • Maximum de fréquence • Minimum de fréquence • Maximum de tension synchronisée • Flux excessif • Minimum de tension De plus, divers types de protections mécaniques peuvent s'avérer nécessaires, tels que la détection de vibrations, la surveillance des fluides de lubrification et de refroidissement, la détection de température, etc. AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-8 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Les mesures à prendre à la suite du fonctionnement d'une protection électrique ou mécanique sont fréquemment classées comme suit : • Arrêt d'urgence • Arrêt non urgent • Simple alarme Un arrêt d'urgence s'imposera, par exemple, si un défaut entre phases survient entre les raccordements électriques de l'alternateur. Un arrêt non urgent pourrait être séquentiel, au cours duquel le générateur de force motrice peut être arrêté avant de délester électriquement l'alternateur afin d'éviter le passage en survitesse. Un arrêt non urgent peut être initié dans le cas d'une charge déséquilibrée permanent. Dans ce cas, il est souhaitable qu'une alarme soit activée avant que l'arrêt ne devienne nécessaire afin de permettre à l'opérateur d'intervenir et de résoudre le problème. En cas de déclenchement urgent, il peut être souhaitable de maintenir électriquement l'état d'arrêt par verrouillage de contacts de sortie de protection, qui nécessitera un réarmement manuel. En présence d'un arrêt non urgent, on pourra vouloir que les contacts de sortie soient à réarmement automatique, de telle sorte que la production d'énergie puisse être relancée dès que possible. AP L'équipement P342/3/4/5 permet de maintenir en service toutes les fonctions de protection sur une grande plage de fréquence de fonctionnement grâce à son système d'asservissement en fréquence (5 - 70 Hz). L'asservissement en fréquence de la P342/3/4/5 est particulièrement utile pour les centrales de pompage, dans lesquelles les machines synchrones peuvent fonctionner sur une alimentation à fréquence variable en mode pompage. De plus, dans le cas de centrales électriques à cycle combiné, il peut s'avérer nécessaire de réaliser l'excitation et la synchronisation d'un turboalternateur à vapeur et d'un turboalternateur à gaz opérant à une fréquence inférieure, avant la montée à la fréquence nominale et la synchronisation sur le réseau électrique. Lorsque les fonctions de protection de la P342/3/4/5 doivent opérer avec précision aux basses fréquences, il faudra utiliser des TC avec noyaux plus gros. En effet, les caractéristiques du TC devront être multipliées par fn/f, où f est la fréquence de service minimale requise et fn la fréquence de service nominale. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2. (AP) 6-9 APPLICATION DES FONCTIONS DE PROTECTION INDIVIDUELLES Les sections qui suivent décrivent le détail de chaque fonction de protection et où et comment elles peuvent être appliquées. On trouvera aussi un extrait des colonnes de menus respectifs indiquant comment les réglages de l’équipement sont réellement effectués. 2.1 Ordre des phases 2.1.1 Description La P340 dispose d’une fonction permettant de maintenir le bon fonctionnement de toutes les fonctions de protection même lorsque l’alternateur est en inversion de phase. Cette fonction est fournie par l’intermédiaire de réglages configurables par l'utilisateur, disponibles dans les quatre groupes de réglages. Par défaut, la rotation de phase pour la P340 est la rotation ABC dans le sens des aiguilles d’une montre. Certains réseaux électriques peuvent avoir une rotation des phases permanente ACB dans le sens inverse des aiguilles d'une montre. Dans les centrales de pompage, il est courant d’inverser deux phases pour effectuer le pompage, ceci à l’aide de sectionneurs d'inversion de phase. Cependant, selon la position des sectionneurs par rapport aux TP et aux TC, la rotation des phases peut ne pas affecter toutes les entrées de tension et de courant de l'équipement. Les rubriques ci-après décrivent quelques scénarios courants et leurs effets. Dans la description, le TC1 fournit des mesures de courant pour toutes les protections basées sur le courant (IA-1/IB-1/IC-1), tandis que le TC2 (IA-2/IB-2/IC-2) est utilisé uniquement pour la protection différentielle de l’alternateur. Pour les centrales de pompage, les réglages corrects du sens de rotation des phases peuvent être appliqués à un mode de fonctionnement particulier et à une configuration des phases particulière dans les différents groupes de réglages. La configuration des phases peut ensuite être définie en sélectionnant le groupe de réglages approprié, voir paragraphe 2.6 du document P34x/FR OP pour de plus amples informations sur la modification des groupes de réglages. Cette méthode de sélection de la configuration des phases évite d’avoir recours à une commutation externe des circuits de TC ou à la duplication des équipements avec des connexions aux différentes phases des TC. Les réglages de la rotation des phases doivent uniquement être modifiés lorsque la machine est déconnectée de manière à ce que les différences transitoires dans la rotation des phases entre l’équipement et le réseau électrique dues à la commutation des phases, n’entraînent pas le fonctionnement d’une des fonctions de protection. Pour s’assurer que les groupes de réglages ne sont modifiés que lorsque la machine est déconnectée, on peut verrouiller, dans le schéma logique programmable, la modification des groupes de réglages avec les signaux de mise en route du minimum de courant IA/IB/IC et avec un signal de mise en route du minimum de tension. 2.1.1.1 Cas 1 – Sectionneurs d’inversion des phases affectant tous les TC et TP L’inversion des phases affecte de la même manière toutes les mesures de tension et de courant, quelles que soient les deux phases qui sont permutées. C’est également équivalent à un réseau électrique dont les phases sont inversées en permanence. TC1 TC2 G x Sélecteurs d'inversion de phase P340 Cas 1 : Sélecteurs d'inversion de phase affectant tous les TC et TP Toutes les fonctions de protection qui utilisent la composante directe et inverse de la tension et du courant seront affectées (S/I Comp.Inverse et Surtension INV, Surcharge Thermique, Supervision de transformateur de courant). La protection directionnelle à minimum de courant est également affectée car le signal de retenue (Vbc, Vca, Vab) est inversé par le changement de rotation des phases. La protection différentielle d’alternateur n’est pas affectée car l’inversion des phases s’applique de la même manière au TC1 et au TC2. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-10 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Le rapport entre les tensions et les courants provenant du TC1 dans le cas d’une rotation normale des phases et dans celui d’une rotation inverse est illustré ci-dessous. Va Va Vc Ua b Uc a Ib Ib Ic Vb Vb Ubc Ordre des phases standard ABC Figure 1 : Ia Uca b Ua Ia Ic Ubc Vc Cas 1/4 Ordre des phases inversé ACB Rotation normale et inversée des phases Dans l’exemple ci-dessus, les réglages Config System - Normal ABC et Inverse ACB peuvent être utilisés dans 2 des groupes de réglages pour influer sur la rotation des phases en fonction de la position du sectionneur d’inversion des phases. 2.1.1.2 AP Cas 2 – Sectionneurs d’inversion des phases affectant uniquement TC1 L’inversion des phases affecte exclusivement TC1. Toutes les fonctions de protection qui utilisent les courants TC1 et les 3 tensions de phase (puissance, glissement des pôles, perte d’excitation, minimum d’impédance, maximum de courant dépendant de la tension, maximum de courant directionnel) seront affectées, car l’inversion modifie la relation de phase entre les tensions et les courants. La protection différentielle d’alternateur et la protection qui utilise le courant et la tension directs et inverses sont aussi affectées. TC1 TC2 G x Sélecteurs d'inversion de phase P343/4/5 Cas 2 : Sélecteurs d'inversion de phase affectant uniquement le TC1 Remarque : 2 approches sont possibles concernant l’utilisation des réglages "Config System" lorsque 2 phases sont permutées. Les paramètres peuvent être utilisés pour maintenir la vue de l’ordre de phase par l’alternateur ou la vue de l’ordre de phase par le réseau (ou le jeu de barres) pour un défaut d’alternateur. Par exemple, dans le cas 2, pour un défaut dans l’enroulement de la phase A de l’alternateur, l’équipement rapportera un défaut dans la phase B si le réglage d’inversion de TC1 est sur A-B échangé (vue par le réseau ou le jeu de barres de la phase en défaut). Pour un défaut de jeu de barres, la phase en défaut indiquée dans l’enregistrement de défaut sera correcte. Dans l’exemple ci-dessus, au lieu d’échanger les phases A-B de TC1, l’utilisateur a également la possibilité de définir A-B échangé pour Inverse CT2 et Inverse TP puis d’utiliser Inverse ACB comme réglage Ordre phase. Avec cette approche, les défauts internes (par ex. un défaut dans l’enroulement de la phase A) donneront l’information de phase correcte dans les enregistrements de défaut (vue de la phase en défaut par l’alternateur), tandis qu’un défaut de phase A externe sera présenté comme un défaut dans la phase B. Ainsi, pour obtenir un ordre des phases maintenant une vue alternateur d’un défaut dans l’alternateur, les TC/TP non affectés par la modification doivent avoir un réglage d'échange des phases correspondant à la commutation externe. De plus, puisque la rotation des phases de la machine a été affectée, il faut que le réglage d’inversion des phases soit appliqué en conséquence. Pour obtenir un ordre des phases maintenant la vue d’un défaut d’alternateur par Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-11 le réseau, les TC/TP affectés par la modification doivent avoir un réglage d'échange des phases correspondant à la commutation externe. L’élément puissance sensible est un élément de puissance monophasé utilisant le courant et la tension de la phase A. Si l'élément puissance sensible est utilisé et que seul le courant de la phase A a été échangé, le calcul de la puissance sera erroné puisque les entrées de tension et de courant ne proviendront plus de la même phase. C'est l'exemple du cas 2 où les phases A-B sont échangées et le TC sensible est côté alternateur du sectionneur. Il est possible de faire appel à une autre solution par laquelle les phases de TC2 et de TP sont échangées afin que la tension de la phase A (vue par l'alternateur) soit restaurée pour avoir le calcul correct de la puissance de la phase A. Ce problème ne peut pas être résolu avec l’autre approche pour laquelle les phases de TC1 sont échangées. Il faudra donc que la protection soit désactivée ou que les sectionneurs d'inversion de phase soient disposés de manière à ce que la phase A ne soit pas échangée ou que le TC de puissance sensible soit placé du même côté que le TP par rapport au sectionneur. 2.2 Protection différentielle d'alternateur (87) La défaillance des enroulements du stator ou de l'isolement des raccordements peut se traduire par de graves détériorations dans les enroulements et le circuit magnétique du stator. L'étendue de l'avarie sera fonction du niveau du courant de défaut et de la durée du défaut. La protection doit être appliquée afin de limiter l'importance de l'avarie afin de réduire les coûts de réparation. Dans le cas d'une centrale de production, l'isolation rapide de celle-ci par rapport au réseau peut s'avérer également nécessaire pour préserver la stabilité du réseau. Dans le cas des alternateurs d'une puissance nominale supérieure à 1 MVA, la protection différentielle de l'alternateur est une pratique courante. Cette forme de protection unitaire permet une détection sélective des défauts d'enroulements sans temporisation quand un courant de défaut élevé survient. La zone de protection, définie par les emplacements des TC, doit être configurée de manière à englober la protection d'autres éléments de la centrale, tels qu'un jeu de barres ou un transformateur élévateur. Un courant traversant élevé engendré par un défaut extérieur peut provoquer une saturation plus grande dans un TC que dans un autre, ce qui se traduira par une différence entre les courants secondaires délivrés par chaque TC. Il est indispensable de stabiliser la protection dans ce cas. Deux méthodes sont fréquemment utilisées. La première méthode consiste en une technique à pourcentage de retenue dans laquelle le réglage de l'équipement augmente en raison directe du courant traversant. La seconde consiste en une technique à haute impédance, dans laquelle l'impédance de l'équipement est telle que dans le cas d'un courant de défaut traversant maximum, le courant aux bornes de l'élément différentiel est insuffisant pour exciter l'équipement. La fonction de protection différentielle d'alternateur disponible sur l'équipement P343/4/5 peut être utilisée indifféremment dans le mode différentiel à retenue ou différentiel à haute impédance. Les deux modes de fonctionnement sont de qualité équivalente ; les utilisateurs peuvent préférer l'un ou l'autre. La protection différentielle d'alternateur peut aussi être utilisée dans la protection des défauts entre spires. Le principe de fonctionnement de chacun d'eux est décrit au chapitre Exploitation, P34x/FR OP. 2.2.1 Guide de réglage de la protection différentielle à pourcentage de retenue Pour sélectionner la protection différentielle à retenue, la cellule “Fonct. DIFF GEN” doit être réglée sur ‘Retenue %age’. Le seuil du courant différentiel, "DIFF GEN Is1", doit être réglé à une valeur faible afin de protéger la plus grande partie de l'enroulement de la machine possible. Un réglage de 5% du courant nominal de la machine est généralement considéré comme un seuil convenable. "DIFF GEN Is2", seuil au-dessus duquel le deuxième réglage de retenue est appliqué, doit être configuré à 120% du courant nominal de la machine. La pente de retenue initiale, "DIFF GEN k1", doit être réglée à 0% afin de détecter les défauts internes avec une sensibilité optimale. La deuxième pente de polarisation sera généralement réglée sur 150% afin de conférer une stabilité adéquate en présence de défauts externes. Ces réglages peuvent être augmentés quand la protection est assurée par des TC de faible précision. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-12 2.2.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Guide de réglage de la protection différentielle à haute impédance Pour sélectionner la protection différentielle à haute impédance, la cellule “Fonct. DIFF GEN” doit être réglée sur ‘Haute impédance’. Le seuil du courant différentiel, "DIFF GEN Is1", doit être réglé à une valeur faible afin de protéger la plus grande partie de l'enroulement de la machine possible. Un réglage de 5% du courant nominal de la machine est généralement considéré comme un seuil convenable. Il peut s'avérer nécessaire d'augmenter ce réglage quand la protection est assurée par des TC de faible précision. Un contrôle devra être effectué afin de vérifier que le courant de fonctionnement primaire de l'élément est inférieur au courant de défaut minimum pour lequel la protection doit fonctionner. Le courant de fonctionnement primaire (Iop) sera fonction du rapport du transformateur de courant, du courant de fonctionnement de l'équipement (DIFF GEN Is1), du nombre de transformateurs de courant montés en parallèle avec un élément de l’équipement (n) et du courant magnétisant de chaque transformateur de courant (Ie) à la tension de stabilité (Vs). Cette relation peut s'exprimer de trois manières : 1. Pour calculer le courant magnétisant maximum du transformateur de courant permettant d'atteindre un courant de fonctionnement primaire spécifique avec un courant de fonctionnement d'équipement particulier. Ιe < 2. AP 1 n ⎛ x⎜ Ιop ⎞ ⎝ Rapport TC - Diff gén REF > Ιs1 ⎟ ⎠ Pour calculer le réglage du seuil de courant maximum de l'équipement permettant d'atteindre un courant de fonctionnement primaire spécifique avec un courant magnétisant donné du transformateur de courant. Ιop ⎛ ⎞ ⎜ - nΙe ⎟ Diff gén Ιs1 < ⎜ Rapport TC ⎟ ⎝ ⎠ 3. Pour exprimer le courant de fonctionnement primaire de la protection pour un courant de fonctionnement d'équipement donné et en présence d'un niveau particulier de courant magnétisant. Ιop = (Rapport TC) x (Diff gén Ιs1 + nΙe) Dans le but de générer le courant de fonctionnement primaire exigé à partir des transformateurs de courant utilisés, un réglage de seuil de courant (DIFF GEN Is1) doit être choisi pour l'élément à haute impédance ainsi qu'il est exprimé de manière détaillée en (2) ci-dessus. Le réglage de la résistance de stabilisation (RST) doit être calculé selon la formule suivante, où le réglage est fonction du seuil de tension de stabilité exigé (Vs) et du réglage de seuil de courant de l'équipement (DIFF GEN Is1). Vs RST = Diff gén Ι s1 = 1.5 ΙF (RTC + 2RL) Diff gén Ιs1 Remarque : La formule précédente suppose une consommation négligeable de l'équipement UTILISATION DES RESISTANCES NON-LINÉAIRES "METROSIL" Les résistances Metrosil sont conçues pour limiter la tension de crête développée par les TC en présence de défauts internes à une valeur inférieure au niveau d'isolement des transformateurs de courant, de l'équipement et des fils de raccordement. Ces derniers sont normalement capables de supporter une tension crête de 3000 V. La formule suivante doit être utilisée pour estimer la tension crête transitoire qui pourrait être produite par un défaut interne. La tension de crête produite pendant un défaut interne sera fonction de la tension de coude du transformateur de courant et de la tension présumée qui seraient produites en présence d'un défaut interne en l'absence de saturation du transformateur de courant. Cette tension présumée sera fonction du courant secondaire maximum de défaut Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-13 interne, du rapport du transformateur de courant, de la résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant, de la résistance de la filerie entre le transformateur de courant et le point commun, de la résistance des fils de l'équipement et de la valeur de la résistance de stabilisation. Vp = Vf = 2 2Vk ( Vf - Vk ) I'f (RCT + 2RL + RST) Avec : Vp = Tension de crête aux bornes du TC lors d'un défaut interne. Vk = Tension de coude du transformateur de courant. Vf = Tension maximale qui serait produite en l'absence de saturation du TC. I‘f = Valeur maximale secondaire du courant de défaut interne. RTC = RL = RST = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant. Résistance maximale des conducteurs entre le transformateur de courant et l'équipement. Résistance de stabilisation de l'équipement. Quand la valeur donnée par les formules est supérieure à 3 000 V crête, il est nécessaire d'installer des résistances Metrosil. Elles seront montées aux bornes du circuit de l'équipement et auront pour tâche de shunter la sortie de courant secondaire du transformateur de courant à partir de l'équipement afin d'empêcher l'apparition de tensions secondaires très élevées. Les résistances Metrosil sont montées à l'extérieur et ont la forme de disques circulaires. Leurs caractéristiques de fonctionnement sont données par l'expression : V = CI 0.25 Avec : V = Tension instantanée appliquée à la résistance non linéaire (“Metrosil”) C = Constante de la résistance non linéaire (“Metrosil”) I = Courant instantané traversant la résistance non linéaire (“Metrosil”). Pour une tension sinusoïdale appliquée aux bornes de la résistance Metrosil, le courant efficace sera approximativement égal à 0.52 fois le courant de crête. Cette valeur de courant peut être calculée comme suit : ⎛ Vs (eff) x 2 ⎞ 4 Ι(eff) = 0.52 ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ C Avec : Vs(eff) = Valeur efficace de la tension sinusoïdale appliquée aux bornes de la résistance Metrosil. Ceci est dû au fait que la forme d'onde du courant à travers la résistance non linéaire (“Metrosil”) n'est pas sinusoïdale mais notablement déformée. Une résistance non linéaire (“Metrosil”) sera mise en œuvre de manière correcte si sa caractéristique est telle qu'elle est conforme aux exigences suivantes : 1. Au seuil de tension de l'équipement, le courant dans la résistance non linéaire (“Metrosil”) doit être aussi faible que possible, sans dépasser 30 mA eff. environ pour des transformateurs de courant calibre 1 A et 100 mA eff. environ pour des transformateurs de courant calibre 5 A. 2. Pour le courant secondaire maximum, la résistance non linéaire (“Metrosil”) doit limiter la tension à 1500 V eff. ou 2 120 V crête pendant 0.25 seconde. Pour des seuils de tension d'équipement plus élevés, il n'est pas toujours possible de limiter la tension de défaut à 1 500 V eff., par conséquent il pourra s'avérer nécessaire de tolérer des tensions de défaut plus élevées. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-14 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Le tableau suivant montre les types de résistances Metrosil qui seront nécessaires en fonction du courant nominal de l'équipement, du réglage de tension DTR, etc. Résistances Metrosil pour équipements dotés de TC 1 A Les résistances Metrosil pour TC de 1 A ont été conçues pour répondre aux exigences suivantes : 3. A la tension de réglage de l'équipement, le courant dans la résistance doit être inférieur à 30 mA eff. 4. Au courant de défaut interne secondaire maximum, la résistance Metrosil doit limiter la tension à 1500 V eff. si possible. Les résistances Metrosil qu'il est normalement recommandé d'utiliser avec des TC 1 A sont indiquées au tableau suivant : Caractéristique nominale Type de résistance Metrosil recommandée Réglage de tension de l'équipement C β Équipement monophasé Équipement triphasé Jusqu'à 125 V eff. 450 0.25 600A/S1/S256 600A/S3/1/S802 Entre 125 et 300 V eff. 900 0.25 600A/S1/S1088 600A/S3/1/S1195 Remarque : Les résistances Metrosil monophasées sont normalement livrées sans équerres de montage sauf demande expresse du client. AP Résistances Metrosil pour équipements dotés d'un TC de 5 A Les résistances Metrosil ont été conçues pour répondre aux exigences suivantes : 5. A la tension de réglage de l'équipement, le courant de la résistance "Metrosil" doit être inférieur à 100 mA eff. (les courants maximaux réels traversant les résistances sont indiqués, dans le tableau, au-dessous de la description de la résistance). 6. Au courant de défaut interne secondaire maximum, la résistance Metrosil doit limiter la tension à 1 500 V eff. pendant 0.25 seconde. À des tensions de réglage de l'équipement plus élevées, il n'est pas toujours possible de limiter la tension de défaut à 1500 V eff., par conséquent il pourra s'avérer nécessaire de tolérer des tensions de défaut plus élevées (indiquées par *, **, ***). Les résistances Metrosil qu'il est normalement recommandé d'utiliser avec des TC de 5 A et des équipements monophasés sont indiquées au tableau suivant : Courant secondaire de défaut interne Type de résistance METROSIL recommandée A eff. Jusqu'à 200 V eff. 250 V eff. 275 V eff. 300 V eff. 50 A 600 A/S1/S1213 C = 540/640 35 mA eff. 600 A/S1/S1214 C = 670/800 40 mA eff. 600 A/S1/S1214 C = 670/800 50 mA eff. 600 A/S1/S1223 C = 740/870* 50 mA eff. 100 A 600 A/S2/P/S1217 C = 470/540 70 mA eff. 600 A/S2/P/S1215 C = 570/670 75 mA eff. 600 A/S2/P/S1215 C = 570/670 100 mA eff. 600 A/S2/P/S1196 C =620/740* 100 mA eff. 150 A 600 A/S3/P/S1219 C = 430/500 100 mA eff. 600 A/S3/P/S1220 C = 520/620 100 mA eff. 600 A/S3/P/S1221 C = 570/670** 100 mA eff. 600 A/S3/P/S1222 C =620/740*** 100 mA eff. **2 200 V crête ***2 600 V crête Réglage de tension de l'équipement Remarque : *2 400 V crête Dans certaines situations, l'utilisation d'ensembles monodisque peut être acceptable, contacter Schneider Electric pour plus de détails. 7. Les résistances Metrosil qu'il est conseillé d'utiliser avec des TC de 5 A peuvent également être utilisées avec des relais de protection triphasés ; elles sont constituées de trois résistances monophasées montées sur le même axe central mais électriquement isolées les unes des autres. Pour commander ces résistances, veuillez indiquer "Type Metrosil triphasé", suivi de la référence du type monophasé. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 8. (AP) 6-15 Il est possible de livrer si besoin est des résistances Metrosil pour des tensions de réglage d'équipement plus élevées. Pour plus d’informations et de conseils sur le choix des résistances METROSIL, prière de contacter le Département Applications de Schneider Electric. 2.2.3 Protection contre les défauts "entre spires" Pour les alternateurs dont le circuit statorique possède des multiples enroulements, le risque des défauts entre spires est possible. A moins que ce défaut évolue en un défaut terre stator, il serait difficile de le détecter par les fonctions de protection conventionnelles. Les alternateurs de centrales hydrauliques ont généralement des circuits statoriques avec des enroulements multiples et des enroulements en parallèle. 2.2.3.1 Protection différentielle contre les défauts "entre spires" Un schéma différentiel utilisant des transformateurs de courant de type traversée est normalement utilisé pour la protection "entre spires" comme indiqué à la figure 2. Dans ce schéma, les circuits de chaque phase de l'enroulement statorique sont divisés en deux groupes égaux et les courants dans chaque groupe sont comparés. Une différence entre ces deux courants indique un déséquilibre causé par un défaut entre les spires. Puisqu'il existe normalement un certain déséquilibre de courant entre les différents enroulements, la protection doit être réglée de façon à être insensible à ce déséquilibre naturel, par contre elle doit déclencher pour un déséquilibre causé par une seule spire en défaut. Parfois, l'alternateur peut fonctionner avec des spires en défaut jusqu'à sa réparation. Dans ce cas, il s'avère nécessaire d'augmenter le seuil de déclenchement afin de permettre la continuité d'exploitation, tout en restant suffisamment sensible pour détecter un deuxième défaut. Les entrées des courants IA2/IB2/IC2 de la P343/4/5 peuvent être utilisées pour cette application, et chaque entrée possède des seuils indépendants (CC Spire Is_A, CC Spire Is_B, CC Spire Is_C). Il est donc possible d'augmenter le seuil de courant de la phase en défaut sans affecter la sensibilité de la protection sur les phases saines. Une temporisation est utilisée afin d'éviter le fonctionnement dû aux erreurs causées par le courant transitoire de TC qui se développe dans les cas des défauts externes. Le problème du courant transitoire de TC peut être éliminé en utilisant un tore à deux enroulements primaires comme indiqué à la figure 3. Cette méthode de protection "entre spires" va détecter les défauts phases et quelques défauts à la terre dans les enroulements du stator. Cependant, le temps de fonctionnement de la protection est lent. Il est donc nécessaire (et c'est une pratique commune) d'offrir une protection différentielle standard très rapide pour chaque phase ainsi qu'une fonction différentielle séparée pour la protection contre les défauts terre. Si l'utilisateur possède 2 protections P343/4/5 principales, les entrées des courants IA2/IB2/IC2 du premier équipement peuvent être utilisées pour la protection "entre spires" et les entrées des courants IA2/IB2/IC2 du deuxième équipement pour la protection différentielle standard de l'alternateur. Id IR IA2 IL Ii IB2 IC2 P2073FRa Figure 2 : Protection contre les défauts "entre spires" utilisant des TC séparés AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-16 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 i d i d i d P2074FRb Figure 3 : Protection contre les défauts "entre spires" utilisant un tore avec deux enroulements primaires 2.2.3.1.1 Guide de réglage de la protection différentielle pour les défauts "entre spires" Pour sélectionner la protection différentielle "entre spires", la cellule “Fonct. DIFF GEN” doit être réglée sur ‘Prot CC Spires’. AP Le seuil du courant différentiel, "CC Spires Is_A, CC Spires Is_B, CC Spires Is_C", doit être réglé à une valeur faible afin de protéger la plus grande partie possible de l'enroulement de la machine. Un réglage de 5% du courant nominal de la machine est généralement considéré comme un seuil convenable. Il peut s'avérer nécessaire d'augmenter ce réglage quand la protection est alimentée par des TC de faible précision. Le seuil de la temporisation "Tempo. CC Spires" doit être réglé afin d'éviter le fonctionnement dû aux erreurs transitoires des TC en cas de défauts externes. Un réglage typique serait égal à 0.1 seconde. 2.2.3.2 Application de la protection différentielle à retenue pour la protection contre les défauts "entre spires" Pour les applications de la protection contre les défauts "entre spires" et dans le cas où les trois phases du stator de l'alternateur seraient constituées de 2 ou plusieurs enroulements identiques (montés en parallèle), et si ces enroulements sortent séparément, la protection différentielle à retenue peut être utilisée en étant connectée aux TC côté ligne de 2 ou plusieurs enroulements, voir figure 4. Dans ce type d'application, un système de retenue doit être utilisé puisqu'il n'est pas possible de garantir par avance le partage exact du courant entre les enroulements. Une petite erreur dans la répartition des courants produirait une instabilité dans un système non retenue pour des courants traversants élevés. Des courants équilibrés dans les deux enroulements ne produisent pas de circulation du courant dans le circuit secondaire des TC, mais tout défaut interne (défaut entre spires inclus) produit un courant de circulation qui entraîne le fonctionnement de la protection. A noter que la protection différentielle à retenue de la P343/4/5 utilise les deux séries d'entrées courant (triphasées), et par conséquent, si cette fonction différentielle est utilisée pour la protection contre les défauts "entre spires", il n'y aurait plus d’autres fonctions de protection disponible dans l'équipement. Comme la protection différentielle, ainsi que toutes les autres fonctions présentes dans la P343/4/5 sont habituellement nécessaires à la protection de l'alternateur, en plus de la protection "entre spires", il est recommandé d'utiliser un équipement différentiel à retenue séparé pour assurer la protection contre les défauts "entre spires". Un autre schéma qui pourrait être utilisé avec ce type d'alternateur est indiqué à la figure 5. Cette configuration est un essai pour profiter de la protection "entre spires" et de la protection différentielle avec un nombre réduit de TC et d'équipements de protection. Cependant, cette disposition n'est pas aussi sensible que les autres schémas utilisant des protections différentielles Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-17 et "entre spires" distinctes. Le schéma figure 5 exige que le rapport du TC côté neutre soit égal à la moitié du rapport des TC côté phases. La sensibilité de la protection contre les défauts "entre spires" est limitée par le fait que les 2 rapports des TC doivent être choisis en fonction du courant nominal de l'alternateur. Une P343/4/5 peut être utilisée pour cette application avec les entrées IA/IB/IC connectées aux TC côté phases car ces entrées voient le courant nominal total. A noter que les entrées IA/IB/IC alimentent les fonctions de protection de courant, d'impédance et de puissance. Cependant, dans le cas d'un seul alternateur fonctionnant dans un réseau îloté, une protection de secours doit être utilisée avec des TC côté neutre de la machine afin assurer la détection des défauts internes dans les enroulements de l'alternateur. Il est donc recommandé pour ce type d'application d'utiliser une protection différentielle à retenue séparée pour la protection contre les défauts "entre spires". Une P342 avec d'autres TC côté neutre de l'alternateur peut être utilisé pour assurer les autres fonctions de protection. A Enroulements statoriques B C Eléments de retenue 87G 87G AP 87G Eléments Fonctionnels P2069FRa Figure 4 : Protection différentielle à retenue transversale pour des machines à double enroulement I P : 1A Défaut entre spires 87G 0,5x I P:1A CTís pour autres Fonctions de protection Nota : La caractéristique de la retenue de la protection différentielle doit être basse jusqu'à Iflc pour assurer une sensibilité aux défauts entre spires. P2070FRa Figure 5 : Protection différentielle et "entre spires" pour les alternateurs P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-18 2.2.3.3 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Application de la protection à maximum de courant pour la protection "entre spires" Une autre méthode qui pourrait être envisagée pour assurer la protection contre les défauts "entre spires" est d'utiliser la fonction de maximum courant de terre. Cela peut se faire en installant un TC seul comme indiqué à la figure 6. Dans ce cas, l'élément de protection (59N) ferait fonction d'une protection principale contre les défauts de terre dans le stator bien que la protection terre de stator basée sur le courant répondrait encore, dans certaines conditions, à des défauts terre stator. Cette forme de protection contre les défauts "entre spires", utilisant la fonction 51N (avec les éléments IN>1/2 ou ITS>1) offre la possibilité d'une plus grande sensibilité que par la technique décrite à la figure 6. Cela est du au fait que le choix du rapport du TC de neutre est arbitraire. Le seuil de courant de l'élément principal (IN>1/2 ou ITS>1) doit être réglé en fonction du rapport de TC sélectionné afin d'offrir une sensibilité primaire adéquate pour le courant de défaut "entre spires" minimal. Pour les mêmes raisons, la temporisation appliquée doit être réglée identique à celle recommandée pour les éléments de maximum de courant terre (IN>1/2 ou ITS>1) utilisés pour une protection contre les défauts terre de stator standard. AP Défaut 87G CTís pour autres fonctions de protection 51N P2071FRa Nota : La protection de défauts entre spires répondra à certains défauts à la terre. Figure 6 : 2.2.3.4 Protection à maximum de courant pour les défauts "entre spires" Protection contre les défauts "entre spires" par la fonction maximum de tension homopolaire Pour les alternateurs à simple enroulement, les défauts "entre spires" peuvent être détectés en surveillant la tension homopolaire aux bornes de la machine. Dans les conditions normales, la mesure de la tension homopolaire doit être égale à zéro mais l’apparition d’un court-circuit d'une ou de plusieurs spires entraînera la présence d'une tension homopolaire dans la f.é.m. générée. Cette méthode de protection "entre spires" peut être appliquée en utilisant la fonction de protection "Déplacement de tension du neutre" des P342/3/4/5, voir paragraphe 2.17. Les défauts à la terre externes produisent aussi une tension homopolaire dans une machine directement reliée. La majorité de la tension sera mesurée aux bornes de la résistance de mise à la terre, la chute du côté de l'alternateur étant petite et la composante de la tension homopolaire étant limitée à 1 ou 2%. Il est donc préférable de mesurer la chute de tension à travers les enroulements que de mesurer la tension homopolaire (tension simple) aux bornes de la ligne. Cela peut se faire en utilisant un transformateur de tension connecté côté ligne de l'alternateur, avec le point neutre de l'enroulement primaire connecté au neutre de l'alternateur, en amont de la résistance de la mise à la terre ou du transformateur de mise à la terre. Cette disposition est montrée à la figure 7. La tension homopolaire peut être directement mesurée par un transformateur de tension avec un enroulement à triangle ouvert connecté à l'entrée de tension de neutre, VN1 (VN>3/4), sur la P342/3 et VN1 (VN>3/4) ou VN2 (VN>5/6) sur la P344/5. Sinon, la tension homopolaire peut être calculée (VN>1/2) à partir des entrées phases de la tension, VA, VB, VC, de l'équipement. Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-19 L'harmonique 3 dans la f.é.m. peut dépasser le seuil réglé, cependant, il n'y a pas de danger de fonctionnement intempestif puisque l'harmonique 3 est filtrée par la technique de FOURIER dans l'équipement. Avec une machine directement raccordée, il est toujours possible qu'un défaut trop proche puisse générer une chute de tension homopolaire supérieure à celle produite par un court-circuit d'une spire. Il est donc nécessaire d'appliquer une temporisation courte à l'élément de déclenchement. Avec un bloc alternateur–transformateur, un défaut externe peut ne pas générer de courant homopolaire dans l'enroulement en triangle du transformateur. Il n'y aura donc pas de tension résiduelle produite par le transformateur de tension, et donc aucune temporisation n'est nécessaire pour l'élément de déclenchement. Avec ce type de raccordement de TP, la tension homopolaire mesurée par le transformateur de tension est faible pour des défauts externes. En outre, les sorties des secondaires des TP montés en étoile ne seront pas capables de mesurer correctement les tensions phase-terre (pour les défauts externes). Seules les tensions biphasées resteront précises. C'est pourquoi la protection sensible directionnelle contre les défauts à la terre et l'élément de supervision de TC, qui utilisent la tension homopolaire, pourraient ne pas fonctionner si l’entrée de polarisation VN est réglée sur ‘calculé’. Il faut soit régler l’entrée de polarisation VN sur ‘Mesuré’ soit désactiver ces fonctions lorsque le TP principal est utilisé pour la protection entre spires (‘Mesuré’ est l’entrée VN1 pour P342/3/4/5). Les protections à minimum et à maximum de tension peuvent être utilisées pour des mesures phase-phase avec ce type de raccordement de TP. La protection à minimum d'impédances et la protection à maximum de courant dépendant de la tension utilisent de toute manière les tensions biphasées, si bien que leur précision ne devrait pas être affectée. Les fonctions de protection qui utilisent des tensions phase-neutre sont la protection de puissance, la perte d'excitation et le glissement de pôles. Toutes sont destinées à détecter un fonctionnement anormal de l'alternateur dans des conditions triphasées équilibrées, c'est pourquoi la précision de ces fonctions de protection ne doit pas être affectée. Si l'élément 59N "déplacement de tension du neutre" est destiné à la protection 95% masse stator ainsi qu'à la protection contre les défauts "entre spires", un raccordement séparé du TP aux bornes de l'alternateur ou bien un transformateur de distribution au neutre de l'alternateur est nécessaire afin d'obtenir une tension homopolaire correcte. A noter que la fonction de "déplacement de tension du neutre" de l'équipement P342/3 peut utiliser soit la tension résiduelle mesurée à partir de l'entrée VN1, soit la tension résiduelle calculée à partir des 3 entrées de tensions phases. Donc, si la tension résiduelle calculée est utilisée pour la protection "entre spires", alors la tension résiduelle mesurée à partir d'un transformateur de distribution au point neutre de l'alternateur ne peut pas être utilisée pour une protection 95% masse stator, avec un seul relais. La P344/5 possède deux entrées spéciales pour le déplacement de tension du neutre, VN1 et VN2, ainsi qu’un élément de tension de neutre calculée. Ainsi, une entrée de tension de neutre peut être utilisée pour la protection entre spires et une autre pour la protection 95% masse stator, voir la Figure 7. Voir paragraphe 2.17 pour plus d'information sur la fonction "déplacement de tension du neutre" de la P342/3/4/5. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-20 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Direction du courant inverse pour un défaut interne VN2 AP VN1 P344 P1655FRa Figure 7 : Protection contre les défauts "entre spires" (VN2) et protection contre les défauts à la terre (VN1) par la mesure de la tension homopolaire 2.2.3.4.1 Inter-verrouillage des protections à maximum de puissance inverse et maximum de courant inverse avec la protection "entre spires" par la tension homopolaire Pour éviter le mauvais fonctionnement de l’élément tension de neutre (homopolaire) utilisé pour la protection “entre spires” en cas de défaut phase-phase ou de défaut à la terre externe, l’élément peut être verrouillé par un élément de puissance apparente inverse (Si = Ii x Vi, non directionnel) et un élément directionnel à maximum de courant inverse surveillant dans le sens opposé à la machine. Le signal de déclenchement est uniquement émis si tous les éléments VNx>, Si> et Ii> se mettent en route. Un exemple du schéma logique programmable de cet inter-verrouillage est illustré à la figure 8. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-21 Déc. VN2>1 Déc. Ii>1 & Déclenchement protection "entre-spires" Déc. Si>1 P1656FRa Figure 8 : Schéma logique programmable d’inter-verrouillage de la protection “entre spires” Pour de plus amples informations sur la protection contre la surpuissance inverse et la protection directionnelle à maximum de courant inverse, consulter les sections 2.3 et 2.5. 2.3 Maximum de puissance inverse (32NP) Pour la logique d’inter-verrouillage de la protection “entre spires”, un élément de maximum de puissance apparente inverse à un seuil Si>1 est disponible. 2.3.1 Consignes de réglage du maximum de puissance inverse Le seuil de détection de la puissance doit être réglé à une valeur supérieure à la puissance apparente inverse due au déséquilibre maximum à charge nominale sur le réseau. Ce réglage peut être établi en pratique pendant la phase de mise en service, en utilisant le menu MESURES de l’équipement pour afficher la valeur de la puissance apparente inverse en régime permanent et en augmentant cette valeur d’environ 20%. Cet élément est essentiellement appliqué pour fournir un signal d’inter-verrouillage à la protection “entre spires”. Il est donc associé à une temporisation de courte durée, inférieure au temps de fonctionnement de la protection "déplacement de tension du neutre". 2.4 Protection à maximum de courant phase (50/51) Un élément directionnel/non directionnel à maximum de courant à quatre seuils est disponible dans les équipements P34x. Cet élément peut être utilisé pour apporter au réseau une protection de secours temporisée et une protection à seuil élevé assurant un fonctionnement rapide en présence de défauts de machine. Les deux premiers seuils présentent une caractéristique temporisée qui est configurable soit en temps inverse (IDMT) soit en temps constant (DT). Le troisième et le quatrième seuil comportent une temporisation à temps constant que l'on peut régler à zéro pour obtenir un fonctionnement instantané. Chaque seuil peut être activé ou désactivé de manière sélective. Cet élément utilise les entrées d'équipement Ia, Ib et Ic et peut être alimenté par les TC côté bornes de sortie ou côté neutre de l'alternateur, selon l'application. 2.4.1 Application du temporisateur de maintien Cette fonction peut être utile dans certaines applications, lorsque par exemple on cherche à assurer la sélectivité avec des équipements électromécaniques à maximum de courant ayant des temps de retour spécifiques. Elle rendra également l'élément sensible à un glissement des pôles au cours duquel l'élément fonctionnera de manière cyclique au fur et à mesure que la machine franchit des pôles successifs. Le dispositif de maintien temporisé peut être également utilisé pour diminuer les temps d'élimination des défauts intermittents susceptibles de survenir. Quand le temps de retour de l'équipement à maximum de courant est instantané, l'équipement sera réinitialisé indéfiniment et dans l'incapacité de déclencher tant que le défaut ne sera pas permanent. Grâce au maintien temporaire, l'équipement intégrera les impulsions du courant de défaut, écourtant ainsi le temps d'élimination des défauts. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-22 2.4.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Guide de réglage de la protection à maximum de courant Le premier et le second seuil de protection à maximum de courant peuvent être sélectionnés en configurant “Fonction I>1/2” sur un des réglages inverse ou DT. Le premier et le deuxième seuil seront désactivés si “Fonction I>1/2” est réglé sur ‘Désactivé’. Le premier ou le second seuil peut assurer une protection de secours contre les défauts survenant sur l'alternateur et sur le réseau. Dans ce cas, il doit être coordonné avec la protection aval afin d'assurer une sélectivité pour les défauts du réseau, le réglage du seuil de courant (“Seuil I>1/2”) et la temporisation. "TMS I>1" – Pour les courbes CEI ; "TD I>1" – Pour les courbes US/IEEE ; "Tempo. I>1" – Pour le temps constant. Dans le but d'assurer la protection de secours de l'alternateur et du réseau, l'élément doit être alimenté par des TC reliés côté neutre de l'alternateur. Si des TC côté bornes de sortie sont utilisés, l'élément n'assurera que la protection du réseau, sauf si l'alternateur est monté en parallèle avec une seconde source d'alimentation. Le troisième et le quatrième seuil de la protection à maximum de courant peuvent être activés en réglant la cellule “Fonction I>3/4” sur DT afin de fournir une caractéristique de fonctionnement à temps constant. Le troisième et le quatrième seuil seront désactivés si “Fonction I>3/4” est réglé sur ‘Désactivé’. En présence de TC côté bornes de sortie, le troisième ou le quatrième seuil est configurable en protection à maximum de courant instantanée, assurant la protection contre les défauts internes de la machine. Le seuil de courant du troisième ou du quatrième seuil “Seuil I> 3/4” peut être réglé à 120% du courant de défaut maximum de l'alternateur, généralement 8 fois le courant à pleine charge. Le temps de réponse, “Tempo. I>3/4”, doit être réglé à zéro pour obtenir un fonctionnement instantané. L'élément sera donc insensible aux défauts externes car le courant de défaut produit par l'alternateur sera inférieur au réglage du seuil de courant. Concernant les défauts internes à la machine, le courant de défaut sera fourni par le réseau et sera supérieur au réglage de courant du deuxième seuil, provoquant une élimination rapide des défauts internes. AP La protection directionnelle à maximum de courant n’est généralement pas requise pour les alternateurs car les TC côté neutre de l’alternateur sont normalement utilisés pour la protection à maximum de courant mais elle est incluse par souci d’homogénéité avec les autres produits. 2.5 Protection à maximum de courant inverse (46OC) Dans les schémas traditionnels de protection à maximum de courant phase, les seuils doivent être réglés au-dessus des courants de charge maximum, ce qui limite la sensibilité de la protection. Beaucoup de schémas de protection utilisent aussi un élément de défaut à la terre, ce qui améliore la sensibilité aux défauts à la terre. Toutefois, certains défauts peuvent se produire et rester non détectés dans de telles configurations de protection. Toute condition de déséquilibre engendre un certain courant inverse. En conséquence, un élément à maximum de courant inverse peut fonctionner pour les défauts phase-phase et les défauts phase-terre. La partie suivante de ce chapitre décrit comment une protection à maximum de courant inverse peut être utilisée en coordination avec les éléments de protection à maximum de courant phase et terre standard dans le but de résoudre certaines difficultés d’application. • La protection à maximum de courant inverse offre une plus grande sensibilité aux défauts phase-phase où la protection à maximum de courant phase traditionnelle ne peut fonctionner. Une protection à minimum d’impédance et à maximum de courant dépendant de la tension est couramment utilisée pour assurer une protection de secours plus sensible contre les défauts de phase du réseau sur l’alternateur qu’une simple protection à maximum de courant. Mais la protection à maximum de courant inverse peut aussi servir de protection de secours sensible pour les défauts entre phases. Remarque : La protection à maximum de courant inverse ne fournira pas de protection de secours pour les défauts triphasés. • Dans certaines applications, le courant résiduel ne peut être détecté par la protection à maximum de courant terre en raison de la configuration du réseau. Par exemple, un relais Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-23 de protection terre branché sur le côté triangle d’un transformateur triangle-étoile est inefficace pour détecter les défauts terre côté étoile. 2.5.1 • Néanmoins, un courant inverse est présent des deux côtés du transformateur dans toute condition de défaut et quelle que soit la configuration du réseau. Un élément à maximum de courant inverse peut être utilisé pour fournir une protection temporisée de secours contre tout défaut asymétrique présent en aval. • Pour les machines tournantes, un courant inverse important peut constituer un risque du fait de l’échauffement du rotor qu’il entraîne. Un élément à maximum de courant inverse peut donc être utilisé comme secours de la protection thermique à courant inverse qui est normalement appliquée à une machine tournante, voir paragraphe 2.14. • Il peut aussi s'avérer nécessaire de déclencher simplement une alarme pour annoncer la présence de courant inverse sur le réseau. Une fois prévenues les personnes en charge de l'exploitation peuvent rechercher la cause du déséquilibre. • Un élément directionnel à maximum de courant inverse peut être utilisé pour empêcher le mauvais fonctionnement de la protection à maximum de tension homopolaire utilisé pour la protection "entre spires" dans le cas de défaut à la terre ou de défaut phase-phase dans le réseau, voir paragraphe 2.2.3.4. Guide de réglage de la protection à maximum de courant inverse Le seuil de détection de courant doit être réglé au-dessus du courant inverse dû au déséquilibre du réseau à charge maximale. Ce réglage peut être établi en pratique pendant la phase de mise en service, en utilisant le menu MESURES de l’équipement pour afficher la valeur du courant inverse et en augmentant cette valeur d’environ 20%. Quand l’élément de courant inverse doit fonctionner dans des cas particuliers de défauts asymétriques non éliminés, le réglage de seuil précis doit se baser sur une analyse individuelle des défauts du réseau en question, du fait des complexités en jeu. Cependant, pour assurer le fonctionnement de l'élément de protection, le seuil de courant doit être réglé à environ 20% audessous du plus bas courant de défaut inverse calculé pour un défaut éloigné particulier. Il convient de remarquer qu’en pratique, si aucune analyse de défaut n’est disponible, le réglage doit respecter le seuil minimum précédemment défini, en employant une temporisation appropriée pour la coordination avec les équipements en aval. Cela est essentiel pour éviter les interruptions d’alimentation inutiles dues au fonctionnement de cet élément par inadvertance. Le réglage correct de la temporisation de l'élément de cette fonction est vital. Il convient de remarquer également que cet élément est principalement utilisé comme une protection de secours d’autres équipements de protection ou pour générer une alarme ou qu’il est utilisé en association avec la protection "déplacement de tension du neutre" et la protection maximum de puissance inverse pour la protection "entre spires". Il serait donc généralement associé à une longue temporisation s’il était utilisé comme protection de secours ou comme alarme. Si cette protection est utilisée comme élément directionnel à maximum de courant inverse en association avec le déplacement de tension du neutre et le maximum de puissance inverse pour la protection "entre spires", il est souhaitable d’avoir une temporisation de courte durée (inférieure au temps de fonctionnement du déplacement du point neutre) pour assurer une stabilité vis-à-vis des défauts externes à la terre ou des défauts phase-phase. Lorsque la protection est utilisée comme secours ou comme alarme, il faut s’assurer que la temporisation est réglée au-dessus du temps de fonctionnement de tout autre équipement de protection susceptible de réagir sur un défaut déséquilibré à savoir : • Éléments à maximum de courant phase • Éléments de défaut à la terre • Protection de secours - maximum de courant dépendant de la tension / minimum d'impédance • Éléments de détection de conducteur coupé • Éléments de protection contre les surcharges thermiques influencées par les courants inverses AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-24 2.5.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Contrôle directionnel du maximum de courant inverse Pour savoir si un défaut phase-phase ou phase-terre est à l’intérieur ou à l’extérieur de la machine, on doit utiliser un élément directionnel. Ce contrôle de la direction s’effectue en comparant l’angle entre l’opposé de la tension inverse (-Vi) et le courant inverse (Ii). L’élément peut fonctionner au choix dans le sens aval ou amont. Un réglage d’angle caractéristique adapté à l’équipement (Ang. caract Ii>) est choisi pour obtenir une performance optimale. Ce réglage doit être égal au déphasage du courant inverse par rapport à la tension inverse opposée (-Vi), afin d’être au centre de la caractéristique directionnelle. L’angle apparaissant entre Vi et Ii dans des conditions de défaut dépend directement de l’impédance de source inverse du réseau. Cependant, les réglages typiques pour l’élément sont : • Pour un réseau de transport, le RCA doit être égal à –60°. • Pour un réseau de distribution, le RCA doit être égal à –45°. Pour que les éléments à maximum de courant inverse directionnels fonctionnent, l’équipement doit détecter une tension de polarisation supérieure au seuil minimum, à savoir "Régl. Vi pol Ii>". Ce seuil doit être réglé au-dessus de toute tension inverse à l’état stable. Ce réglage peut être établi pendant la phase de mise en service, en tenant compte des mesures des composantes inverses dans l’équipement. 2.6 AP Protection de secours du réseau (51V/21) Un alternateur est une source d'énergie électrique qui alimentera les défauts du réseau tant qu'ils n'auront pas été éliminés par la protection de réseau. La protection de secours doit être utilisée sur l'alternateur de manière à éliminer les défauts en cas de défaillance de fonctionnement de la protection ou des disjoncteurs installés en aval. En présence d'un défaut, le courant de défaut fourni par un alternateur variera ainsi que le montre la courbe de décrémentation de l'alternateur illustrée par la figure 9. La réponse au courant de défaut sera fonction du régulateur automatique de tension (AVR) monté sur la machine. Sur certains alternateurs, le courant de défaut active un circuit AVR 'd'appoint' qui maintient le courant de défaut à un niveau relativement haut. Si le régulateur de tension est en commande manuelle ou en l'absence de circuit d'appoint, le courant de défaut peut être fortement restreint et ralentir le fonctionnement de la protection de secours contre les défauts du réseau. Dans le pire des cas, le courant de défaut chutera au-dessous de la pleine charge nominale de la machine, ce qui empêcherait une simple protection à maximum de courant réglée au-dessus du courant de pleine charge de fonctionner. I Courant de pleine charge 0.25s 0.5s t P2162FRa Figure 9 : Courbe de décrémentation type du courant de défaut d'alternateur La protection de secours du réseau doit fonctionner rapidement en présence d'un défaut et ne doit pas être activée en charge. Pour atteindre ces deux objectifs, deux méthodes de protection de secours des réseaux sont couramment utilisées : Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-25 1. Protection à maximum de courant dépendante de la tension. La présence d'un défaut est détectée par un dispositif à minimum de tension et le réglage de l'équipement est effectué en conséquence. La protection à maximum de courant dépendante de la tension peut être activée dans le mode contrôlé par la tension (‘régulation de tension’) ou ‘retenue de tension’. 2. Protection à minimum d'impédance. Cet élément est configuré pour surveiller l'impédance du réseau aux bornes de la machine. L'élément fonctionnera si l'impédance mesurée chute au-dessous d'un seuil préréglé. La préférence du client définira le mode de fonctionnement. Toutefois, dans des circonstances particulières, une forme de protection peut présenter quelques avantages sur l'autre. Un unique élément de protection configurable en protection à maximum de courant dépendante de la tension ou en protection à minimum d'impédance est disponible dans l'équipement P34x pour la protection de secours des réseaux. Le principe de fonctionnement de l'élément est décrit dans les paragraphes suivants. La fonction utilise pour son fonctionnement les courants de phase mesurés par les entrées de mesure IA, IB et IC sur l'équipement. 2.6.1 Protection à maximum de courant dépendante de la tension La tension aux bornes de l'alternateur chutera en présence de défauts, par conséquent on peut utiliser un élément de mesure de tension pour contrôler le réglage du seuil de courant de cet élément. Sur détection d'un défaut, le réglage de seuil de courant sera réduit d'un facteur K. Ceci garantit l'élimination des défauts en dépit de la présence de la caractéristique de décrémentation de l'alternateur. Les tensions du réseau permettent de commander chaque élément de protection à maximum de courant de phase ainsi qu'il est indiqué ci-dessous. Courant de phase Tension de commande Ia Vab Ib Vbc Ic Vca Un élément à maximum de courant non directionnel à seuil unique est disponible. L'élément comporte une caractéristique de temporisation réglable en temps inverse (IDMT) ou en temps constant (DT). L'élément peut être alimenté par les TC situés côté bornes de sortie ou côté neutre de l'alternateur. Si une protection à maximum de courant dépendante de la tension est sélectionnée, l'élément est configurable dans un des deux modes, protection à maximum de courant contrôlé par la tension ou à retenue de tension. Quand l'alternateur est directement raccordé à un jeu de barres, il est préférable d'utiliser la protection à maximum de courant contrôlé par la tension. 2.6.1.1 Guide de réglage de la fonction de protection à maximum de courant contrôlé par la tension La protection à maximum de courant contrôlé par la tension peut être sélectionnée en configurant “Fonction secours” à ‘Rég. en tension’. La protection est désactivée si "Fonction secours" est réglée sur 'Désactivé'. Le réglage de seuil de courant, “Rég I>SI dép V ”, doit être configuré afin d'obtenir une valeur de fonctionnement primaire supérieure au courant de charge maximum de l'alternateur. Le facteur de multiplication du réglage de seuil de courant, "Rég k S/I dép V", gère le réglage de la fonction de protection en présence de tensions basses. Il doit être réglé de manière à fonctionner pour un courant primaire inférieur à 50% du courant de défaut minimum stabilisé lors d'un défaut polyphasé à l'extrémité éloignée d'un départ quand l'alternateur est la source unique. Ceci garantit que l'élément assurera une protection de secours adéquate en présence d'un défaut non éliminé sur ce départ. La caractéristique du défaut protégé par contrôle de tension doit être coordonnée avec la protection du départ en présence d'un défaut sur celui-ci pour une charge minimale de la centrale. La caractéristique de fonctionnement, “S/I régulée en V” et la temporisation (“TMS S/I dép V” pour les courbes CEI ; “T Dial S/I dép V” – pour les courbes US/IEEE ; “Car. S/I dép V” pour le temps constant) doivent être sélectionnés en conséquence. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-26 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 En présence de sources montées en parallèle, un défaut de départ distant peut ne pas provoquer une baisse de tension suffisante pour activer la caractéristique du défaut. Pour ce type d'application, on pourra utiliser une protection à minimum de tension temporisée pour éliminer le défaut (voir le paragraphe 2.7). On pourrait également utiliser une protection thermique à courant inverse (voir le paragraphe 2.14). Le réglage de la tension de commutation entre caractéristiques de charge et de défaut, “Rég V<1 SI dép. V”, doit être plus grand que la tension aux bornes lors d'un défaut lorsqu'une protection de secours est nécessaire. Dans le cas d'un réseau avec une mise à la terre directe du neutre, l'élément peut être rendu insensible aux défauts à la terre en garantissant que le réglage de tension est inférieur à 57% Vn (tension minimale entre phases pour un simple défaut entre phase et terre). Un réglage typique serait égal à 30% Vn. Un réglage de tension supérieur à 57% Vn autorisera le changement de la caractéristique de fonctionnement de l'équipement pour les défauts de phase-phase et phase-terre. Des réglages plus précis peuvent être calculés en liaison avec les équations suivantes. Le courant de défaut minimum d'un défaut polyphasé éloigné sur un départ peut être calculé comme suit. Ce calcul repose sur l'application d'une excitation à vide et l'absence d'une action de forçage de champ ou de régulation automatique de tension pendant le défaut. En Défaut triphasé : Ιf = Défaut entre phases : Ιf = AP (nRf)2 + (Xs + nXf)2 3En (2nRf)2 + (Xs + X2 + 2nXf)2 Avec : If = Courant primaire minimum de l'alternateur vu pour un défaut polyphasé à l'extrémité du départ En = F.é.m. interne entre phase et neutre de l'alternateur à vide Xs = Réactance synchrone longitudinale de l'alternateur X2 = Réactance inverse de l'alternateur Rf = Résistance directe du départ Xf = Réactance directe du départ n = Nombre d'alternateurs en parallèle La tension stabilisée détectée par l'équipement en présence d'un défaut externe peut être calculée comme suit : Défaut triphasé : Défaut entre phases : Vφ-φ = Vφ -φ = 3 ((nRf)2 + (nXf)2) En (nRf)2 + (Xs + nXf)2 2En 3 ((nRf)2 + (nXf)2) (2nRf)2 + (Xs + 2nXf)2 Le multiplicateur du réglage de seuil de courant, “Rég k SI dép V ”, doit être configuré de manière à ce que “Rég k SI dép V ” x “Rég I> S/I dép V” soit inférieur à If calculé ci-dessus. Le réglage de tension, “Rég V<1 SI dép V”, doit être plus grand que Vφ-φ calculé ci-dessus. La protection à maximum de courant à contrôle de tension possède un temporisateur de maintien. Le réglage du maintien temporisé à une valeur non nulle retarde la réinitialisation des temporisateurs de l'élément de protection pendant cette période. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2.6.1.2 (AP) 6-27 Transformation vectorielle de la tension à utiliser avec les transformateurs triangle-étoile Pour améliorer la sensibilité de la protection à maximum de courant dépendante de la tension et de la protection à minimum d’impédance pour les défauts HT entre phases alimentés par un transformateur élévateur Yd1 ou Yd11, la transformation du signal de tension adéquat devra être sélectionnée dans le cadre des réglages de l'équipement P34x. Dans le passé, ces signaux de correction de tension étaient transmis sur la base de la mesure de la tension entre phase et neutre ou en utilisant un transformateur de tension auxiliaire triangle/étoile. Une telle approche ne peut pas être adoptée avec l'équipement P34x car ses entrées de tension sont communes aux autres fonctions de protection et de mesure qui seraient affectées de manière indésirable par la correction du signal de tension. Quand l'alternateur est raccordé à un jeu de barres par l’intermédiaire d’un transformateur élévateur triangle-étoile, un défaut franc entre phases sur le jeu de barres haute tension (HT) ne se traduira que par une chute de tension partielle entre phases aux bornes de l'alternateur. Les fonctions à maximum de courant dépendant de la tension et à minimum d’impédance (51V/21) peuvent ne pas être assez sensibles pour détecter de tels défauts. D’un autre côté, un défaut phase-terre du côté HT conduirait à une faible tension phase-phase du côté triangle, et la protection (51V/21) risque de ne pas répondre convenablement. De tels défauts doivent être traités par la protection de défaut terre HT. Pour permettre à la fonction à maximum de courant dépendante de la tension d’être correctement coordonnée avec les autres équipements du réseau, dans le cas où il existe un transformateur élévateur triangle-étoile, une fonction de transformation vectorielle de la tension interne est fournie. Cela permet à la protection 51V/21 d’utiliser des tensions calculées ayant le même déphasage que les tensions du côté HT. Si l’option de réglage “Triangle-étoile” est sélectionnée pour “Rotation vecteur”, les dépendances vis-à-vis de la tension des trois éléments à minimum de courant et à minimum d’impédance sont les suivantes. Remarque : les dépendances vis-à-vis de la tension correspondent à un transformateur élévateur Yd11, mais les amplitudes de tension s’appliquent également aux applications à transformateur élévateur Yd1, Yd5 ou Yd7. Pour Ia ou Za V = amplitude (Vab - Vca)/√3 Pour Ib ou Zb V = amplitude (Vbc - Vab)/√3 Pour Ic ou Zc V = amplitude (Vca - Vbc)/√3 AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-28 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 YD1 A > B > X > Y > Idéf. C < << Z < A Tension utilisée avec Idéf. IC Vyz = 1 (VBC - VCA) V 3 X C B Z Y Idéf.3ph x 3 2 Idéf.3ph YD11 B < X >> > > A < Y > Idéf. C AP Z < X A Tension utilisée avec Idéf. IB Vyz = 1 (VBC - VAB) V 3 Idéf.3ph x 3 2 Idéf.3ph B C Z Y P1657FRa Figure 10 : Transformation vectorielle de la tension pour un transformateur triangle-étoile 2.6.1.3 Guide de réglage de la fonction de protection à maximum de courant à retenue de tension La protection à maximum de courant à retenue de tension peut être sélectionnée en réglant "Fonction secours" sur 'A ret de tension'. La protection est désactivée si "Fonction secours" est réglée sur 'Désactivé'. Les critères de performances sur lesquels doivent reposer les réglages de la fonction de protection à maximum de courant à retenue de tension sont identiques à ceux du mode de régulation en tension décrits en 2.5.1.2 et 2.7.1.4. La coordination avec la protection aval doit être assurée quand l'équipement est réglé à la sensibilité maximale, c'est-à-dire pour des tensions inférieures au réglage “Rég V<2 SI dép V”. Le seuil de courant, la caractéristique et la temporisation peuvent être sélectionnés selon la procédure décrite pour la fonction de régulation de tension décrite en 2.6.1.1 La fonction de protection à maximum de courant à retenue de tension doit être en mesure de répondre à un défaut éloigné sur une ligne d'évacuation. Quand l'alternateur est relié via un transformateur élévateur, aucune valeur homopolaire n'apparaîtra sur la protection pour des défauts à la terre HT. Par conséquent, il serait normal d'utiliser une protection thermique à courant inverse ou une protection à maximum de courant inverse comme protection de secours dans ce cas. Les éléments thermiques à courant inverse et les éléments à maximum de courant inverse assureront également une protection de secours pour les défauts entre phases. C'est la raison pour laquelle on ne tiendra compte que de la détection d'un défaut triphasé éloigné avec la machine protégée comme source unique. En présence d'un défaut triphasé éloigné, il est possible de calculer le niveau de courant et de tension à l'emplacement de la protection. On doit s'assurer que le réglage de seuil de courant de l'équipement, “Rég k SI dép V ” x “Rég I> S/I dép V”, est configuré à moins de 50% du courant de défaut. On doit également vérifier que le seuil de tension, “Rég V<2 SI dép V”, est réglé à une valeur supérieure à la tension mesurée à l'endroit où se trouve la protection. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-29 Il ne sera pas nécessaire de réduire encore le réglage de seuil de courant pour les défauts plus proches, qui généreraient des courants plus élevés et des tensions plus faibles. Réduire le réglage du seuil de courant pour des défauts plus proches risquerait d'accroître la difficulté de coordination avec la protection à maximum de courant locale du départ (si celle-ci ne pose pas déjà problème). Le courant primaire stabilisé et les valeurs de tensions mesurées pour un défaut triphasé à l'extrémité de la ligne sont calculés comme suit : Avec : If = Courant primaire minimum de l'alternateur vu pour un défaut polyphasé en bout de départ En = F.é.m. interne entre phase et neutre de l'alternateur à vide Xs = Réactance synchrone longitudinale de l'alternateur X2 = Réactance inverse de l'alternateur Xt = Réactance du transformateur élévateur Rf = Résistance directe du départ Xf = Réactance directe du départ n = Nombre d'alternateurs en parallèle Toutes les valeurs mentionnées ci-dessus correspondent au côté alternateur du transformateur. Le réglage de seuil de tension supérieur, “Rég V<1 SI dép V”, doit être fixé au-dessous du niveau minimum de tension entre phases corrigé pour un défaut à la terre HT aux bornes afin de s'assurer que l'élément est insensible au défaut. En cas de mise à la terre HT directe, cette tension serait égale au minimum à 57% de la tension de fonctionnement nominale. La protection à maximum de courant à retenue de tension est disponible avec une temporisation de maintien décrite au paragraphe 2.6.1.1. Le réglage de la temporisation de maintien à une valeur non nulle retarde la réinitialisation des temporisateurs de l'élément de protection pendant cette période. 2.6.2 Protection à minimum d'impédance La protection à minimum d'impédance est une alternative à la protection à maximum de courant dépendante de la tension et lui est souvent préférée en raison de sa facilité de réglage. La temporisation à temps constant peut être difficile à coordonner avec les protections à maximum de courant à temps inverse en aval mais sa coordination avec la protection de distance sera plus facile. La fonction minimum d'impédance est basée sur la mesure des tensions biphasées et du courant entre phase et neutre. Cela assurera l'immunité de la protection contre les défauts terre du côté basse tension du bloc alternateur-transformateur ou d'une machine directement raccordée aux jeux de barres. L'objectif principal est l'obtention d'une protection de secours contre les défauts biphasés et triphasés. La protection à maximum de courant de terre doit permettre l'élimination des défauts à la terre. La protection à minimum d'impédance comporte deux seuils de protection. Pour les applications de bloc alternateur-transformateur, un seuil peut être utilisé pour protéger le transformateur élévateur et l'autre pour assurer une protection plus éloignée dans le réseau électrique et fournir 2 zones de protection. 2.6.2.1 Guide de réglage de la protection à minimum d'impédance La protection à minimum d'impédance peut être sélectionnée en réglant "Fonction secours" sur 'Sous-impédance'. La protection est désactivée si "Fonction secours" est réglée sur 'Désactivé'. Étant donné que les tensions biphasées sont utilisées pour la mesure de l'impédance, le réglage de cette dernière doit être multiplié par un facteur √3 afin de prendre en considération cet aspect pour les machines directement connectées ainsi que pour les machines indirectement connectées (par transformateur). Pour les machines connectées aux jeux de barres via un transformateur élévateur triangle-étoile, l’option de réglage “Triangle-étoile” doit être sélectionnée par le réglage : “Rotation vecteur”, voir paragraphe 2.6.1.2. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-30 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Le réglage d'impédance du premier seuil, "Réglage Z<1", doit être configuré à 70% de l'impédance de charge maximale. Ceci laisse une marge suffisante pour les surcharges de courte durée, les variations de tension, etc., tout en assurant une protection de secours adéquate contre les défauts de l'alternateur, du bloc alternateur-transformateur et du jeu de barres. ⎛ Vph - n ⎞ ⎟ ⎝ Ιflc x 1.2 ⎠ Par exemple Z<1 = 3 x 0.7 x ⎜ autorisant une surcharge de 20% du courant de pleine charge de l'alternateur Le deuxième seuil d'impédance, "Réglage Z<2", pourrait être réglé à 50% - 60% de l'impédance du bloc alternateur-transformateur. Ce seuil peut alors servir à obtenir un fonctionnement plus rapide dans le cas de défauts plus proches de l'alternateur. La temporisation, "Temporisation Z<1", doit autoriser la coordination avec les équipements à maximum de courant aval et avec la protection de distance ainsi qu'avec la zone 2 de la protection à minimum d'impédance. La temporisation, “Temporisation Z<2”, doit autoriser la coordination avec la protection contre les défauts de phase BT de l'alternateur et du transformateur. La protection à minimum d'impédance possède un maintien temporisé décrit au paragraphe 2.6.1.1. Le réglage du maintien temporisé, "tReset Z<", à une valeur non nulle retarde la réinitialisation des temporisateurs de l'élément de protection pendant cette période. 2.7 Fonction de protection à minimum de tension (27) La protection à minimum de tension n'est pas une souvent spécifiée pour la protection des alternateurs. Toutefois, les éléments à minimum de tension sont parfois utilisés comme éléments de verrouillage pour d'autres fonctions de protection, telles que la perte d'excitation. Sur la P34x, ce type de verrouillage peut être mis en œuvre via la logique de configuration d'équipement. La protection à minimum de tension est également utilisable en protection de secours quand il peut s'avérer difficile d'assurer une sensibilité adéquate avec des éléments à maximum de courant dépendant de la tension / minimum d'impédance / maximum de courant inverse. AP Dans le cas d'un alternateur isolé ou d'un groupe d'alternateurs isolés, une baisse de tension prolongée peut se produire pour un certain nombre de raisons. L'une d'elle pourrait être la défaillance de l'équipement de régulation automatique de tension (AVR). Quand on utilise un transformateur auxiliaire pour alimenter les auxiliaires de l'alternateur, tels que pompes de remplissage de chaudière, ventilateurs, pompes de lubrification, etc., une baisse de tension prolongée pourrait affecter défavorablement les performances de la machine. Si une telle situation est susceptible de se produire, l'application d'une protection à minimum de tension temporisée pourrait être étudiée. 2.7.1 Guide de réglage de la protection à minimum de tension Le choix pour le seuil 1 est : 'IDMT' (pour fonctionnement temporisé à temps inverse) ; 'DT' (pour fonctionnement temporisé à temps constant) ou 'Désactivé' dans la cellule "Fonction V<1". Le seuil 2 est à temps constant uniquement et est Activé/Désactivé dans la cellule "Etat V<2". La temporisation ("TMS V<1" – pour la courbe IDMT ; "Temporisat. V<1", "Temporisat. V<2" – pour le temps constant) doit être réglée en conséquence. La protection à minimum de tension est configurable pour fonctionner avec des tensions entre phases ou entre phase et neutre selon la sélection effectuée dans “Mode mesure V<”. Le fonctionnement monophasé ou triphasé est sélectionnable dans “Mode opérate V<1”. Quand 'Toute phase' est sélectionné, l'élément fonctionnera si la tension de l'une des phases chute au-dessous du seuil. Quand 'Triphasé' est sélectionné, l'élément fonctionnera quand les tensions "Triphasées" sont toutes inférieures au seuil. Si la fonction de protection à minimum de tension doit être utilisée en protection de secours, le réglage de tension, "Régl. tens. V<1", doit être réglé au-dessus de la tension entre phases en régime permanent détectée par l'équipement pour un défaut triphasé à l'extrémité éloignée de n'importent quels départs raccordés au jeu de barres de l'alternateur. Il faudra tenir compte de la contribution en courants de défaut des alternateurs montés en parallèle, qui tendront à maintenir la tension de l'alternateur à un niveau élevé. Si l'élément est configuré pour fonctionner entre phases, la réponse aux tensions des défauts à la terre peut être minimisée, ce qui correspond à un réglage de “Mode mesure V<” à ‘Phase-Phase’. Pour autoriser la détection de tout défaut entre phases, "Mode opérat V<" doit être réglé sur 'Toute phase'. Les équations de calcul déterminant les tensions biphasées détectées par l'équipement dans de telles circonstances sont fournies au paragraphe 2.6.1.1. Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-31 La caractéristique de fonctionnement serait normalement réglée à temps constant, soit "Fonction V<1" sur 'Temps constant'. La temporisation, "Temporisat. V<1", doit être réglée aux fins de coordination avec les protections aval et la protection de secours réseau de l'équipement, si elle est activée. En plus, la temporisation doit être suffisamment longue afin d'éviter des opérations intempestives de la protection à minimum de tension pour des chutes de tension transitoires. Ceux-ci peuvent survenir pendant l'élimination des défauts éloignés dans le réseau ou par le démarrage de machines locales. La temporisation nécessaire sera généralement supérieure à 3 s - 5 s. Le deuxième seuil est utilisable comme seuil d'alarme pour signaler à l'utilisateur la présence de tensions anormales et lui permettre d'apporter les corrections nécessaires. Ceci peut s'avérer utile si la machine est exploitée avec le système AVR (régulateur de tension automatique) en mode manuel. Quand l'équipement est utilisé pour assurer la protection requise au raccordement de l'alternateur en parallèle avec le réseau local d'électricité (Exigences de la directive G59 au Royaume-Uni), la compagnie locale d'électricité peut conseiller des réglages pour cet élément. Ces réglages doivent empêcher l'alternateur d'exporter de l'énergie sur le réseau alors que la tension est hors des limites contractuelles imposées à la compagnie d'électricité. Pour empêcher le fonctionnement d'un seuil de minimum de tension lors d'un arrêt normal de l'alternateur, une logique de "pôle hors tension" est incluse dans l'équipement. Cette opération est facilitée en réglant "Pôle HT Inh V" sur 'Activé'. Elle garantit que lors de la détection d'un pôle hors tension (tous les courants de phase sont inférieurs au seuil de minimum de courant ou le disjoncteur est ouvert, selon la détection effectuée par un opto-coupleur et le PSL), l'élément à minimum de tension sera inhibé. 2.8 Protection à maximum de tension (59) Une surtension aux bornes de l'alternateur peut se produire quand il tourne sans être raccordé à un réseau électrique ou quand il alimente un réseau électrique îloté. Cette surtension peut se produire en cas de défaut sur le régulateur automatique de tension ou si un opérateur commet une erreur sur le régulateur de tension configuré en mode manuel. La protection à maximum de tension doit être configurée pour empêcher d'éventuelles avaries de l'isolation de l'alternateur, un flux excessif prolongé de la centrale ou des dommages aux charges du réseau électrique. Quand un alternateur est synchronisé sur un réseau électrique avec d'autres sources, une surtension peut se produire si l'alternateur est légèrement chargé alors qu'il débite un de courant capacitif élevé sur le réseau. Une surtension est également susceptible de se produire suite à la séparation d'une partie du réseau, entraînant pour l'alternateur la perte brutale de sa charge, tout en demeurant raccordé à une partie du réseau électrique d'origine. Le régulateur automatique de tension et le régulateur de vitesse de la machine doivent réagir rapidement afin de corriger les causes de la surtension. Toutefois, la protection à maximum de tension est recommandée afin d'assurer la protection contre une éventuelle défaillance du régulateur de tension ou si le régulateur a été configuré en mode manuel. Dans le cas des centrales hydrauliques, le temps de réponse du régulateur de vitesse peut être si long que des survitesses transitoires atteignant 200% de la vitesse nominale peuvent se produire. Même si le régulateur de tension réagit, une telle survitesse peut engendrer une surtension transitoire de l'ordre de 150%. Une haute tension de ce niveau peut rapidement provoquer une détérioration de l'isolation. 2.8.1 Guide de réglage de la protection à maximum de tension Le seuil 1 est sélectionnable soit dans la configuration ‘IDMT’ (pour réponse temporisée à temps inverse), soit dans la configuration ‘DT’ (pour réponse temporisée à temps constant), soit dans la configuration ‘Désactivé’ dans la cellule “Fonction V>1”. Le seuil 2 a une caractéristique temporisée à temps constant et est Activé/Désactivé dans la cellule "Etat V>2". La temporisation ("TMS V>1" – pour la courbe IDMT ; "Temporisat. V>1", "Temporisat. V>2" – pour le temps constant) doit être réglée en conséquence. La protection à maximum de tension est configurable pour fonctionner avec des tensions entre phases ou entre phase et neutre selon la sélection effectuée dans “Mode mesure V>”. Le fonctionnement monophasé ou triphasé est sélectionnable dans “Mode opérate V>”. Quand ‘Toute phase’ est sélectionné, l'élément fonctionnera si la tension d’une phase quelconque dépasse le seuil. Quand ‘Triphasé’ est sélectionné, l'élément fonctionnera quand les trois tensions seront supérieures au seuil. Les alternateurs peuvent généralement supporter une surtension de 5% en permanence. Les durées de tenue aux surtensions doivent être indiquées par le constructeur de l'alternateur. AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-32 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Pour empêcher le fonctionnement pendant les défauts à la terre, l'élément doit fonctionner avec les tensions entre phases ; à cette fin, “Mode mesure V>1” peut être réglé sur ‘Phase-Phase’ avec “Mode opérate V>1” réglé sur ‘Triphasé’. Le seuil de surtension, “Régl. tens. V>1”, doit être généralement réglé entre 100% et 120% de la tension nominale entre phases vue par la protection. La temporisation, "Temporisat. V>1", doit être réglée afin d'éviter tout déclenchement intempestif de la fonction de protection temporisée à maximum de tension qui serait provoqué par des surtensions transitoires non dangereuses pour la centrale, par exemple à la suite d'une perte de charge alors que l'AVR et le régulateur de vitesse fonctionnent normalement. La temporisation typique applicable serait de 1 s à 3 s avec une temporisation plus longue pour les réglages des seuils de tension inférieurs. Le deuxième seuil peut être utilisé pour assurer une protection instantanée de haut niveau contre les surtensions. Le réglage de seuil type à appliquer, “Régl. tens. V>2”, serait compris entre 130 et 150% de la tension nominale entre phases détectée par l'équipement, en conformité avec les recommandations du constructeur de l'installation. Pour obtenir un fonctionnement instantané, la temporisation “Temporisat. V>2” doit être réglée à 0 s. Quand l'équipement est utilisé pour assurer la protection requise au raccordement de l'alternateur en parallèle avec le réseau local d'électricité (Exigences de la directive G59 au Royaume-Uni), la compagnie locale d'électricité peut conseiller des réglages de l'élément. Ces réglages doivent empêcher l'alternateur d'exporter de l'énergie sur le réseau alors que la tension est hors des limites contractuelles imposées à la compagnie d'électricité. Si un fonctionnement entre phase et neutre est sélectionné, on prendra soin de vérifier que l'élément sera sélectif par rapport aux protections aval pendant les défauts à la terre lorsque la tension entre phase et neutre risque de croître fortement. 2.9 AP Protection à maximum de tension inverse (47) Lorsqu’une ligne arrive sur un jeu de barres qui alimente des machines tournantes (des moteurs à induction par exemple), il est essentiel que la rotation des phases et l’équilibre de la source d’alimentation soient parfaits. Une mauvaise rotation de phase amènerait les machines connectées à tourner dans le mauvais sens. Pour certaines machines hydrauliques, deux phases peuvent être permutées pour permettre à la machine de tourner dans un sens différent afin de jouer le rôle de générateur ou de moteur de pompage d’eau. Toute condition de déséquilibre sur l’alimentation de l’arrivée engendre la présence de la composante inverse de tension de phase. En cas de mauvaise rotation de phase, la tension d’alimentation est à 100% inverse. Pour de telles applications, l’équipement P34x comporte un élément à maximum de tension inverse. Cet élément surveille la rotation de la tension d’entrée ainsi que son amplitude (généralement à partir d’un transformateur de tension connecté à un jeu de barres). Cet élément peut être utilisé pour vérifier, dans le cas de machines hydrauliques, que la rotation des phases correspond au mode de fonctionnement sélectionné pour la machine, le mode générateur ou le mode moteur. L’élément à maximum de tension inverse peut également être utilisé pour fournir un contrôle supplémentaire et indiquer dans le schéma logique programmable la présence d’un défaut phaseterre ou phase-phase pour la protection à maximum de courant dépendante de la tension. Dans cette application, la protection à maximum de tension inverse peut être accélérée lorsque le disjoncteur est fermé. En règle générale, le temps de fonctionnement du démarrage de l’élément à maximum de tension inverse est temporisé (le temps de fonctionnement typique est <60ms) pour éviter le fonctionnement intempestif lors de la fermeture du fait de la non-simultanéité des pôles. Cependant, lorsque le disjoncteur est fermé, il est inutile de ralentir le démarrage de la protection (le temps de fonctionnement accéléré typique est inférieur à 40 ms). Le signal Vi> Accélérer : DDB 554 connecté au signal DJ fermé 3 ph : DDB 1043 peut être utilisé pour accélérer le démarrage de la protection. 2.9.1 Guide de réglage L’intérêt étant normalement mis sur la détection d’une rotation de phase incorrecte (au lieu de rechercher les petits déséquilibres), aucun réglage sensible n’est nécessaire. De plus, il faut s’assurer que le réglage est supérieur à toute tension inverse permanente pouvant être présente en raison de déséquilibres dans les TP de mesure, de tolérances de l’équipement, etc. En règle générale, le réglage est établi à environ 15% de la tension nominale. Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-33 Il convient de remarquer que les niveaux de tension inverse (Vi) permanente sont affichés dans la colonne “Mesures 1” du menu de l’équipement intitulé “Amplitude Vi”. S’il faut utiliser des réglages plus sensibles, ils peuvent être déterminés pendant la phase de mise en service en visualisant le niveau effectivement présent. Le temps de fonctionnement de cet élément dépend largement de l’application. Un réglage typique serait de l’ordre de 5 s. 2.10 Protection à minimum de fréquence (81U) Le fonctionnement à minimum de fréquence d'un alternateur se produira quand la charge du réseau électrique dépassera la capacité puissance motrice d'entraînement d'un alternateur ou d'un groupe d'alternateurs îloté. La surcharge du réseau électrique peut survenir quand celui-ci se subdivise et si une partie de la charge qui demeure raccordée à un groupe d'alternateurs 'îlotés' est supérieure à leur capacité. De telles situations peuvent être compensées par un délestage automatique. Dans ce cas, le fonctionnement à minimum de fréquence serait un état transitoire. En cas d'échec du délestage, les alternateurs doivent être pourvus d'une protection de secours à minimum de fréquence. A tension nominale, un minimum de fréquence peut se traduire par un flux excessif sur un alternateur et son installation électrique connexe. Toutefois, les points les plus critiques seraient liés aux efforts imposés aux pales des turbo-alternateurs à grandes vitesses, plus particulièrement les groupes mus par la vapeur. Quand la rotation ne s'effectue pas à la fréquence nominale, les pales peuvent entrer dans des résonances anormales qui, si elles se prolongent, peuvent aboutir à des ruptures des disques de turbine. De tels effets peuvent être cumulatifs et par conséquent une utilisation à des fréquences éloignées des valeurs nominales doit demeurer aussi limitée que possible afin d'éviter la mise en œuvre prématurée d'inspections ou de révisions générales des installations. Le fonctionnement à minimum de fréquence est difficile à gérer car peu de mesures autres que l'arrêt de l'alternateur peuvent être prises au niveau de la centrale en cas de surcharge. 2.10.1 Quatre seuils de protection à minimum de fréquence distincts à temps constant sont disponibles. Deux autres seuils de protection à maximum de fréquence peuvent être reconfigurés en protection à minimum de fréquence par re-programmation de la logique de configuration programmable (PSL). Outre la capacité d'initier un déclenchement de l'alternateur, la protection à minimum de fréquence est également configurable pour provoquer un délestage local le cas échéant. Une logique de configuration fixe sélectionnable permet de désactiver chaque seuil de protection à minimum de fréquence quand le DJ de sortie est ouvert afin d'éviter tout déclenchement inutile de charge. Guide de réglage de la protection à minimum de fréquence Chaque seuil de protection à minimum de fréquence est sélectionnable en 'Activé' ou 'Désactivé' dans les cellules "Etat F<x". Le seuil de détection de fréquence, "Réglage F<x" et les temporisations "Temporis. F<x" de chaque seuil doivent être sélectionnés en conséquence. La fonction de protection doit être configurée de manière à ce que les limites de fréquence-temps déclarées pour le groupe ne soient pas transgressées. D'une manière générale, un minimum de fréquence de 10% doit être supportable en permanence. Pour les installations de production d'électricité industrielle où la production et la consommation peuvent être sous contrôle commun, la fonction de protection à minimum de fréquence de l'équipement P34x peut être utilisée pour initier le délestage des réseaux locaux. Quatre seuils de minimum de fréquence/délestage sont disponibles. Le dernier seuil de protection à minimum de fréquence doit être affecté au déclenchement de l'alternateur. Quand un dispositif de délestage séparé est fourni, la protection à minimum de fréquence doit être coordonnée avec lui. Cela garantira que le déclenchement de l'alternateur ne se produira pas en cas de réussite du délestage provoqué par une surcharge du réseau. Deux seuils de protection à minimum de fréquence peuvent être configurés ainsi que le montre la figure 11, afin d'assurer la coordination avec un système de délestage à seuils multiples. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-34 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Fréquence fn A F1< B C F2< Zone interdite à la turbine t2 t1 Temps A Réponse du réseau lors d'un délestage minimum pour reprise de fréquence B Réponse du réseau en fréquence lors d'un délestage insuffisant C Caractéristique optimale de la protection à minimum de fréquence AP P2047FRa Figure 11 : Coordination de la fonction de protection à minimum de fréquence avec le délestage du réseau Pour interdire le fonctionnement d'un seuil à minimum de fréquence lors d'un arrêt normal de l'alternateur, une logique "pôle HT" est intégrée à l'équipement. Ceci est permis pour chaque seuil en réglant le bit correspondant dans la cellule "Lien fonction F<". Par exemple, si "Lien fonction F<" est réglé sur 0111, les seuils 1, 2 et 3 de la protection à minimum de fréquence seront bloqués lors de l'ouverture du disjoncteur de l'alternateur. Un blocage sélectif des seuils de la protection à minimum de fréquence appliquant ce principe permettra d'activer un seul et unique seuil de protection pendant la synchronisation ou une exploitation autonome afin de prévenir tout excès de flux dans la machine non synchronisé. Quand la machine sera synchronisée et le disjoncteur fermé, tous les seuils de protection en fréquence seront activés et assureront un délestage à seuils multiples si besoin. Quand l'équipement est utilisé pour assurer la protection requise au raccordement de l'alternateur en parallèle avec le réseau local d'électricité (Exigences de la directive G59 au Royaume-Uni), la compagnie locale d'électricité peut conseiller des réglages de l'élément. Ces réglages doivent empêcher l'alternateur d'exporter de l'énergie sur le réseau alors que la fréquence est hors des limites contractuelles imposées à la compagnie d'électricité. Quand la charge extérieure locale dépasse la capacité de l'alternateur, une protection à minimum de fréquence peut être utilisée pour assurer une protection contre le "Manque de production". 2.11 Protection à maximum de fréquence (81O) Le fonctionnement en surfréquence d'un alternateur survient quand la puissance mécanique appliquée à l'alternateur est supérieure à la charge électrique et aux pertes mécaniques. Le fonctionnement en surfréquence le plus courant survient après une perte de charge conséquente. Quand il se produit une accélération de la vitesse de rotation, le régulateur de vitesse doit réagir rapidement afin de réduire la puissance mécanique d'entrée et de rétablir la vitesse de rotation normale dans les meilleurs délais. La protection à maximum de fréquence peut être nécessaire comme fonction de protection de secours afin de palier la défaillance du régulateur de vitesse ou de la commande de fermeture des vannes suite à une surfréquence due à une perte de charge ou au cours d'une utilisation non synchronisée. Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-35 Le fonctionnement en surfréquence modérée d'un alternateur n'est pas aussi potentiellement dangereux pour l'alternateur et les autres installations électriques qu'un fonctionnement en sousfréquence. Des mesures peuvent être prises au niveau de la centrale pour redresser la situation sans nécessairement arrêter l'alternateur. Un fonctionnement en surfréquence élevée d'un groupe électrogène à grande vitesse peut endommager l'installation, ainsi qu'il est décrit au paragraphe 2.15, à cause des grandes forces centrifuges imposées aux pièces tournantes. Deux seuils de protection à maximum de fréquence temporisés indépendants sont disponibles. 2.11.1 Guide de réglage de la protection à maximum de fréquence Chaque seuil de protection à maximum de fréquence est sélectionnable dans le mode Activé ou Désactivé dans les cellules "Etat F>x". Le réglage de détection de fréquence "Réglage F>x" et les temporisations "Temporis. F>x" de chaque seuil doivent être sélectionnés en conséquence. Les réglages de maximum de fréquence de la P34x doivent être choisis en coordination avec les excursions normales transitoires qui suivent la perte de la pleine charge. Le fabricant de l'alternateur doit indiquer le comportement prévisible en présence de surfréquence transitoire qui doit être conforme aux normes internationales de réponse des régulateurs de vitesse. Le réglage de maximum de fréquence typique est de 10% au-dessus de la valeur nominale. Quand l'équipement est utilisé pour assurer la protection requise au raccordement de l'alternateur en parallèle avec le réseau local d'électricité (Exigences de la directive G59 au Royaume-Uni), la compagnie locale d'électricité peut conseiller des réglages de l'élément. Ces réglages doivent empêcher l'alternateur d'exporter de l'énergie sur le réseau alors que la fréquence est hors des limites contractuelles imposées à la compagnie d'électricité. 2.12 Protection contre le fonctionnement en fréquence anormale du turboalternateur (81 AB) Les alternateurs sont conçus pour un fonctionnement durant leur vie dans une bande de fréquence donnée. Un fonctionnement en dehors de cette zone "normale" peut causer des contraintes mécaniques sur les pales des turbines en raison de leur résonance naturelle et réduire ainsi la durée de vie de l'alternateur. Les fabricants de turbine indiquent des durées limites cumulées pour un fonctionnement en fréquence anormale, généralement sous la forme d’une durée de fonctionnement admissible à l’intérieur d’une bande de fréquence particulière. Cela nécessite la mesure de durées cumulées afin d’enregistrer le temps passé en fonctionnement à une vitesse anormale à l’intérieur de chaque bande. Ces capacités limite des turboalternateurs s’appliquent généralement aux turboalternateurs à vapeur. Les équipements P34x comportent six bandes de protection contre le fonctionnement anormal des alternateurs. Chaque bande possède ses propres réglages de fréquence limite et sa mesure du temps cumulé. Le fonctionnement à l'intérieur de chaque bande est surveillé et le temps ajouté au chronomètre cumulatif est sauvegardé dans une mémoire RAM sauvegardée par pile. Ceci garantit qu’en cas de perte de l’alimentation auxiliaire de l’équipement, l’information n’est pas perdue. Chaque bande possède un réglage individuel de temporisation de bande morte. Pendant cette temporisation de bande morte, la fréquence peut rester à l’intérieur de la bande de fréquence sans déclencher la mesure du temps cumulé. Cette temporisation permet de confirmer l’entrée en résonance des pales lors de conditions de minimum de fréquence, évitant ainsi du cumuler le temps inutile. Il ne contribue donc pas au cumul du temps. Le guide IEEE pour la protection des centrales électriques contre les fréquences anormales (IEEE C37.106) recommande que ce temps soit d'environ 10 périodes. Remarque : la temporisation n'a aucun effet sur le déclenchement des signaux de démarrage. Par conséquent, les signaux de démarrage peuvent être utilisés pendant la mise en service et la maintenance (en modifiant provisoirement le réglage des temporisations ou en utilisant un groupe de réglages différent dans lequel cette valeur est élevée) afin de tester la montée et la retombée des seuils de la bande de fréquence sans cumuler le temps. Le temps cumulé s’arrêtera et tous les signaux de démarrage seront réinitialisés si Fréquence introuvable DDB 1068 est activé. Il est généralement recommandé que la protection contre le fonctionnement de turboalternateur à des fréquences anormales soit en service à chaque fois que l’unité est synchronisée au réseau, ou pendant qu’elle est séparée du réseau mais alimente une charge auxiliaire. Un signal d’interdiction est disponible pour empêcher le cumul du temps lorsque l'alternateur est déconnecté, autrement dit lorsque le disjoncteur est ouvert. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-36 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 La sortie du déclenchement est verrouillée et peut uniquement être réinitialisée en présence de l'une des conditions suivantes : 2.12.1 1. Le temps cumulé est remis à zéro, ou 2. La bande correspondante est désactivée, ou 3. Toute la protection contre le fonctionnement à des fréquences anormales est désactivée, ou 4. Le signal DDB 'Inh Turbine F' est activé. Guide de réglage La tenue de l'alternateur à des vitesses anormales est normalement donnée par le constructeur. Des réglages par défaut sont fournis en tant que guide de réglage de la protection. Le guide IEEE pour la protection des centrales électriques contre les fréquences anormales (IEEE C37.106) recommande que la temporisation soit d'environ 10 périodes. Cette temporisation permet d'établir d’abord l’entrée en résonance des pales pendant les conditions de minimum de fréquence, évitant ainsi du cumuler le temps. Les signaux de déclenchement de l’élément peuvent être utilisés en tant qu’alarme d’opérateur ou pour arrêter l'alternateur. 2.13 AP Fonction de protection contre la perte d'excitation (40) Une perte d'excitation totale peut survenir consécutivement à un déclenchement accidentel du circuit d'excitation, à une ouverture de circuit ou à un court-circuit survenant sur le circuit CC d'excitation, au contournement d'une bague collectrice ou à la défaillance de la source d'alimentation de l'excitation. La protection contre la perte d'excitation de la P34x consiste en deux éléments, un élément d'impédance doté de deux seuils temporisés et d'un élément d'alarme à facteur de puissance. Quand l'excitation d'un alternateur synchrone est défaillante, sa f.é.m. interne se dégrade. Ceci provoque la chute de la puissance active de la machine et d'un accroissement du niveau de puissance réactive absorbée du réseau électrique. Au fur et à mesure de la chute de puissance active de la machine, le système d'entraînement mécanique peut faire accélérer la machine de telle sorte qu'il se produira un glissement de pôle progressif qui la fera tourner à une vitesse super synchrone. Ceci se traduit par l'induction de courants à fréquence de glissement dans le corps du rotor, dans les enroulements de l'amortisseur et dans les enroulements d'excitation. Les courants basse fréquence induits par glissement dans le rotor engendrent alors un flux de rotor. La machine est alors excitée par le réseau électrique et fonctionne donc en alternateur asynchrone. L'aptitude à atteindre cet état stabilisé sera fonction de la caractéristique vitesse/couple réelle de la machine quand elle fonctionne en alternateur asynchrone et de la capacité du réseau électrique à fournir la puissance réactive nécessaire sans chute de tension importante. La stabilité de fonctionnement comme alternateur asynchrone peut être obtenue pour un glissement lent (0.1 à 0.2% au-dessus de la vitesse synchrone), en particulier dans le cas de machines à pôles saillants. La machine peut être capable de fournir une puissance active (peutêtre égal à 20-30% de la valeur nominale) tout en absorbant une puissance réactive du réseau électrique (génération sous un facteur de puissance à déphasage avant élevé). Cet état pourrait être probablement maintenu pendant plusieurs minutes sans que le rotor ne subisse de dommages et peut ne pas être détectable par des éléments classiques à caractéristique d'impédance par perte d'excitation. La P34x comporte cependant un élément d'alarme à facteur de puissance lié à la protection contre la perte d'excitation qui peut fonctionner quand l'alternateur fonctionne dans ces conditions. Les machines à rotor cylindrique ont un rendement nettement inférieur quand elles fonctionnent en alternateur asynchrone en présence d'une défaillance de l'excitation. Il est très probable qu'elles seront poussées au-delà du couple maximum de leur caractéristique de vitesse/couple d'alternateur asynchrone. Si le couple maximum de l'alternateur asynchrone est dépassé, la machine peut se stabiliser à un niveau de glissement beaucoup plus élevé (peut-être 5% audessus de la vitesse synchrone). Dans ce cas, la machine absorbera un courant réactif très élevé du réseau électrique et un courant d'enroulement de stator de l'ordre de 2.0 p.u. pourra être atteint. Les courants de rotor par glissement de fréquence risquent d'endommager le noyau ou l'enroulement du rotor si la situation se prolonge. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-37 Le fonctionnement en alternateur asynchrone dans des conditions de perte d'excitation repose sur la capacité du réseau à fournir la puissance réactive nécessaire à la machine. Dans la négative, la tension du réseau chutera et le réseau deviendra instable. Ceci peut se produire si un gros alternateur tournant à haut régime subit une perte d'excitation quand il est raccordé à un réseau relativement faible. Pour assurer un déclenchement rapide dans cette situation, un des éléments à impédance peut être utilisé avec une brève temporisation. Ce dispositif peut déconnecter rapidement la machine afin de préserver la stabilité du réseau. Cet élément doit comporter un petit diamètre afin d'empêcher le déclenchement en présence de perte de synchronisme. Le deuxième élément à impédance, configuré avec un plus grand diamètre, peut détecter la perte d'excitation en présence de faibles charges. Ce deuxième élément doit être temporisé afin de prévenir tout fonctionnement en présence de perte de synchronisme. Les éléments à impédance de protection contre la perte d'excitation sont également pourvus d'une temporisation de retour réglable (retombée retardée). Cette temporisation est configurable de manière à éviter un déclenchement retardé pouvant être provoqué par un fonctionnement cyclique de l'élément de mesure de l'impédance pendant la période de glissement polaire qui suit la perte d'excitation. Cette temporisation sera réglée avec précautions car elle pourrait augmenter la probabilité de déclenchement intempestif par la fonction de protection contre la perte d'excitation en présence de perte de synchronisme stable. La temporisation de déclenchement de l'élément à impédance doit par conséquent être augmentée lors du réglage de la temporisation de retour. La temporisation de retour est également réglable afin qu'il soit possible d'utiliser la fonction de protection contre la perte d'excitation pour détecter un glissement polaire de l'alternateur quand l'excitation n'est pas entièrement perdue, après l'élimination temporisée d'un défaut de réseau voisin par exemple. Ce sujet est décrit de manière détaillée au paragraphe 2.25. 2.13.1 Guide de réglage de la protection contre la perte d'excitation Chaque seuil de protection de perte d'excitation est sélectionnable dans le mode 'Activé' ou 'Désactivé' dans les cellules "Etat P. Excit. 1", "Etat P. Excit. 2". L'élément d'alarme à facteur de puissance est sélectionnable dans le mode Activé ou Désactivé dans la cellule “Etat Alm P. Excit”. 2.13.1.1 Élément à impédance 1 Pour détecter rapidement une perte d'excitation, le diamètre de la caractéristique d'impédance de la perte d'excitation ("Prt. Excit.1 Xb1") doit être réglé aussi grand que possible, sans entrer en conflit avec l'impédance qui serait détectable dans des conditions de stabilité normales ou pendant une perte de synchronisme stable. Quand un alternateur est exploité avec un angle de rotor inférieur à 90° sans jamais utiliser de facteur de puissance à déphasage avant, il est recommandé de configurer le diamètre de la caractéristique d'impédance, "Prt. Excit.1 Xb1", à une valeur égale à la réactance synchrone à axe direct de l'alternateur. Le décalage caractéristique, “Prt. Excit.1 -Xa1” doit être réglé à une valeur égale à la moitié de la réactance transitoire longitudinale (0,5Xd’) en ohms secondaires. "Prt.Excit.1 Xb1" = Xd "Prt.Excit.1 -Xa1" = 0.5 Xd’ Avec : Xd = Réactance synchrone longitudinale de l'alternateur en ohms Xd' = Réactance transitoire longitudinale de l'alternateur en ohms Quand on utilise un équipement de régulation de tension très rapide, il peut être possible d'exploiter des alternateurs à des angles de rotor pouvant atteindre 120°. Dans ce cas, le diamètre de l'impédance caractéristique, “Prt. Excit.1 Xb1”, doit être réglé à 50% de la réactance synchrone longitudinale (0,5Xd) et le décalage, “Prt. Excit.1 – Xa1" doit être réglé à 75% de la réactance transitoire longitudinale (0,75Xd'). "Prt.Excit.1 Xb1" = 0.5 Xd "Prt.Excit.1 -Xa1" = 0.75 Xd’ La temporisation de la protection contre la perte d'excitation, "Tempo P. Excit. 1", doit être réglée de manière à minimiser le risque de fonctionnement de la fonction de protection pendant les oscillations de puissance stables consécutives aux perturbations ou à la synchronisation du AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-38 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 réseau. Toutefois, on devra s'assurer que la temporisation n'est pas trop longue afin d'éviter toute détérioration thermique de l'enroulement du stator ou du rotor. Un enroulement de stator typique doit pouvoir supporter un courant de 2.0 p.u. pendant 15 s environ. De plus, il peut s'écouler un certain temps avant que l'impédance mesurée aux bornes de l'alternateur entre dans la caractéristique de la protection. Une temporisation inférieure à 10 s sera généralement configurée. Le retard minimum acceptable pour éviter tout incident de faux déclenchement dû à des oscillations de puissances stables avec les réglages d'impédance précités sera de l'ordre de 0.5 s. La temporisation de retour réglable (retombée retardée), “Tpo Verr PExcit1”, sera généralement réglée à 0 s pour permettre un retour instantané du seuil. Un réglage différent de 0 s permettra d'assurer une fonction d'intégration en prévision des cas d'entrée et de sortie cycliques de l'impédance dans et hors de la caractéristique. Ceci peut permettre la détection de glissements des pôles, pour de plus amples informations, voir le paragraphe 2.25. Quand on utilise des réglages différents de 0 s, la temporisation de détection de la protection, “Tempo P. Excit. 1”, doit être augmentée afin de prévenir tout défaut de fonctionnement en présence d'oscillations de puissances stables. 2.13.1.2 Élément à impédance 2 Le deuxième élément à impédance est configurable en mode de fonctionnement rapide en cas de perte d'excitation en présence de charges élevées. Le diamètre de la caractéristique, "Prt.Excit.2 Xb2", doit être réglé à 1 p.u. Le décalage caractéristique, "Prt. Excit.2–Xa2" doit être réglé à une valeur égale à la moitié de la réactance transitoire longitudinale (0.5Xd'). Prt.Excit2 Xb2 = AP kV2 MVA Prt.Excit2 -Xa2 = 0.5 Xd’ Ce réglage détectera une perte d'excitation de la pleine charge à environ 30% de la charge. La temporisation, "Tempo P. Excit. 2", peut être rendue instantanée, soit 0 s. La temporisation de retour réglable (retombée retardée), “Tpo Verr Pexcit2”, sera généralement réglée à 0 s pour permettre un retour instantané du seuil. Un réglage différent de 0 s permettra d'assurer une fonction d'intégration en prévision des cas d'entrée et de sortie cycliques de l'impédance dans et hors de la caractéristique. Ceci peut permettre la détection de glissements des pôles, pour de plus amples informations, voir le paragraphe 2.25. Quand on utilise des réglages différents de 0 s, la temporisation de détection de la protection, “Tempo P. Excit. 2”, doit être augmentée afin de prévenir tout défaut de fonctionnement en présence d'oscillations de puissance stables. 2.13.1.3 Élément à facteur de puissance Les machines à pôles saillants peuvent fonctionner en permanence comme alternateurs à induction délivrant une énergie significative et le fonctionnement dans de telles conditions peut ne pas être détectable par une caractéristique d'impédance. L'alarme à facteur de puissance peut être utilisée pour avertir l'opérateur de la présence d'une perte d'excitation dans ces conditions. Le réglage angulaire, “Ang Alm P. Excit”, doit être supérieur à tout angle d'exploitation de la machine en fonctionnement normal. Un réglage typique de 15° est recommandé, qui équivaut à un facteur de puissance de 0.96 en avance de phase. La valeur de temporisation de l'élément à facteur de puissance, “Tpo Alm P. Excit”, doit être supérieure à la valeur de temporisation de l'élément à impédance (“Tempo P. Excit. 1”). Ceci a pour but de prévenir tout fonctionnement de l'élément d'alarme dans des conditions transitoires telles que les oscillations de puissance. Il permet aussi d'assurer une discrimination dans le cas où une condition de perte d'excitation ne pourrait pas être détectée par les éléments de perte d’excitation à impédance conventionnels. 2.14 Protection thermique à courant inverse (46T) Une charge déséquilibrée produit une circulation de courants directs et inverses. Le déséquilibre de charge peut être dû à une charge monophasée, à des charges non-linéaires (comportant des circuits électroniques de puissance ou des fours à arcs, etc.), à des défauts asymétriques non éliminés ou répétitifs, au fonctionnement de fusibles, à un cycle de déclenchement / réenclenchement monophasé dans le réseau de transport, à la rupture de conducteurs aériens et aux défaillances asymétriques de sectionneurs. Toute composante de courant inverse dans le stator induira dans le rotor un flux tournant en sens inverse au double de la vitesse synchrone. Ce flux induira des courants de Foucault à fréquence double dans le rotor, pouvant provoquer Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-39 une surchauffe du corps du rotor, des enroulements principaux du rotor, des enroulements de l'amortisseur, etc. Quand une machine peut supporter en continu un certain niveau élevé de courants inverses (Ii amp) (cas des machines à pôles saillants), il ne sera pas indispensable d'activer la fonction de protection thermique à courant inverse. La fonction de protection à courant inverse peut toutefois constituer une meilleure méthode de réponse à un défaut asymétrique non éliminé éloigné du jeu de barres de l'alternateur. Ainsi qu'il est mentionné au paragraphe 2.6.1.3, il peut s'avérer difficile de régler la fonction de protection à maximum de courant dépendante de la tension pour détecter un défaut éloigné et assurer la coordination avec la protection de secours du départ en présence d'un défaut triphasé proche. Pour des niveaux élevés de courant inverse, l'échauffement dû aux courants de Foucault peut être considérablement supérieur au taux de dissipation de la chaleur. C'est pourquoi, virtuellement, toute la chaleur acquise durant la période de déséquilibre sera conservée dans le rotor. Avec cette hypothèse, la température atteinte dans les différents organes critiques du rotor dépendra de la durée du déséquilibre (t secondes) et du niveau du courant inverse (Ii par unité). Cette température est proportionnelle à Ii2t. Les alternateurs synchrones ont une valeur déclarée de constante de capacité thermique (Kg) par unité de Ii2t afin de définir leur capacité de tenue de courte durée au courant inverse, voir tableau 1, colonne 3. Les différents organes du rotor ont différentes valeurs de capacité thermique de courte durée, et le point le plus critique (avec la valeur le moins élevée de I22t) doit former la base de calcul de ce paramètre pour le constructeur des alternateurs. Plusieurs types d'équipements traditionnels de protection thermique à courant inverse pour des alternateurs ont été conçus avec une caractéristique de fonctionnement à temps extrêmement inverse (Ii2t), Lorsque le temps de fonctionnement de la caractéristique dépend uniquement de la valeur instantanée du courant inverse présent. Cette caractéristique doit être réglée pour s'adapter à la capacité thermique déclarée par le fournisseur de l'alternateur. Elle est satisfaisante quand on considère les effets des valeurs élevées du courant inverse. Pour des niveaux intermédiaires de courant inverse, le taux d'échauffement est moins rapide. En conséquence, la dissipation thermique doit être considérée. L'expression de base de t = = K/Iicmr n'intègre pas les effets de la dissipation thermique ni le faible niveau du courant inverse. Ce dernier se traduit par une augmentation de la température du rotor qui reste dans les limites de conception des machines. Un niveau existant, acceptable de courant inverse (Ii<Iicmr), a pour effet de réduire le temps pour atteindre la température critique si le niveau de courant inverse doit croître au-delà de Iicmr. L'image thermique à courant inverse de la P34x est conçue pour résoudre ces problèmes en modélisant les effets de faibles courants inverses permanents. Quand l'alternateur protégé subit une réduction du courant inverse, la température des organes métalliques du rotor diminue. L'équipement est muni d'un réglage séparé de capacité thermique (RAZ K Ii>2) utilisé quand l'on détecte une diminution de I2. L'élément de protection à courant inverse réagira aux défauts entre phase et terre et aux défauts entre phases du réseau. Par conséquent, l'élément doit être configuré en coordination avec les protections contre les défauts à la terre et entre phases en aval. Afin de contribuer à la coordination avec les équipements aval, un temps de réponse minimum fixe de la caractéristique de fonctionnement peut être réglé. Le réglage du temps minimum fixe doit comporter une marge suffisante entre le fonctionnement de la protection thermique inverse et une protection externe. La marge de temps de coordination choisie doit être conforme aux procédures généralement pratiquées par le client en matière de coordination de protection de secours. Concernant les niveaux de courant inverse qui ne sont que légèrement supérieurs aux réglages de l'élément de détection thermique, on constatera un écart notable entre la caractéristique courant/temps de la protection thermique de courant inverse de la P34x et la simple caractéristique Ii²t. C'est la raison pour laquelle un réglage de temps de déclenchement de protection de courant inverse maximum est prévu. Ce réglage de temps maximum limite également le temps de déclenchement de la protection de courant inverse pour des niveaux de déséquilibre pouvant comporter une incertitude quant à la tenue thermique de la machine. Un seuil d'alarme de maximum de courant inverse est prévu afin d'informer l'opérateur en temps utile d'un état de déséquilibre susceptible de provoquer le déclenchement de l'alternateur. Ceci peut permettre de prendre les mesures correctives requises pour réduire le déséquilibre de la charge. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-40 2.14.1 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Guide de réglage de la protection thermique à courant inverse Les seuils d'alarme et de déclenchement de la protection thermique à courant inverse sont sélectionnables dans le mode ‘Activé’ ou ‘Désactivé’, dans les cellules “Alarme IiTherm>1” et “Décl. IiTherm>2” respectivement. Les machines synchrones seront capables de supporter un certain niveau de courant inverse de stator en continu. Toutes les machines synchrones feront l'objet d'une déclaration de valeur de courant inverse maximum (I2cmr p-u) par le constructeur. Pour les diverses catégories d'alternateurs, les niveaux minimaux acceptables de courant inverse ont été spécifiés par des normes internationales telles que CEI 60034-1 et ANSI C50.13-1977 [1]. Les chiffres de la norme CEI 60034-1 sont donnés dans le tableau 1. I2/In maximum pour un fonctionnement en continu (I2/In)2t maximum pour un fonctionnement en présence de défaut, Kg Refroidissement indirect 0.08 20 Stator et/ou excitation à refroidissement direct (interne) 0.05 15 Type d'alternateur Pôle saillant : Rotor cylindrique synchrone Rotor à refroidissement indirect AP Refroidissement par air 0.1 15 Refroidissement par hydrogène 0.1 10 0.08 * 8 ** 5 5 Rotor à refroidissement direct (interne) 350 > 900 > 1250 ≤ ≤ ≤ ≤ 350 MVA 900 MVA 1 250 MVA 1 600 MVA 0.05 ** Pour ces alternateurs, la valeur de (I2/In) t est calculée comme suit : 2 Sn - 350 Ιi Ιn = 0.8 - 4 3 x 10 ** Pour ces alternateurs, la valeur de (I2/In)2t est calculée comme suit : 2 ⎛ Ιi ⎞ ⎜ ⎟ t = 8 - 0.00545 (S - 350) n ⎜ Ιn ⎟ ⎝ ⎠ où Sn est la puissance nominale en MVA Tableau 1 : Niveaux minimaux de tenue aux courants inverses de la norme CEI 60034-1. Pour obtenir une protection thermique correcte, le réglage de seuil de courant de l'équipement thermique, “Régl. IiTherm>2”, et le réglage de la capacité thermique, “k IiTherm>2”, doivent être configurés comme suit : ⎛ Ιflc ⎞ ⎟ x Ιn ⎜ Ιp ⎟ ⎝ ⎠ Ιitherm > 2 régl. = Ι2cmr x ⎜ 2 ⎛ Ιflc ⎞ ⎟ Ιi >therm 2 k = Kg x ⎜ ⎜ Ιp ⎟ ⎝ ⎠ Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-41 Avec : Iicmr = Tenue maximale de l'alternateur par unité Ii. Kg = Constante(s) de capacité thermique de l'alternateur ; voir le Tableau 1 pour plus de précisions Iflc = Courant primaire à pleine charge de l'alternateur (A) Ip = Courant primaire nominal du transformateur de courant (A) In = Courant nominal de la protection (A) Sauf indication contraire, le réglage de la constante de capacité thermique utilisé lorsque Ii diminue, "RAZ k IiTherm>2", doit être égal au réglage de la constante de temps principale, "k IiTherm>2". Le constructeur de la machine pourra conseiller une constante de temps de capacité thermique particulière de refroidissement pour l'alternateur protégé. Le seuil de courant du seuil d'alarme, “Régl. IiTherm>1”, doit être réglé au-dessous du seuil de déclenchement thermique, “Régl. IiTherm>2”, afin de garantir que l'alarme fonctionnera avant le déclenchement. Un réglage typique d'alarme pourrait être 70% de seuil de déclenchement du courant. Le réglage de temps du seuil d'alarme, “Tempo. IiTherm>1”, doit être choisi afin de prévenir tout fonctionnement pendant l'élimination d'un défaut sur le réseau et d'assurer que des alarmes indésirables ne seront pas générées pendant l'exploitation normale. Une valeur de 20 s sera un réglage typique de cette temporisation. Pour contribuer à la coordination avec les équipements aval, un temps de réponse minimum défini, “tMIN IiTherm>2”, peut être configuré pour la caractéristique de fonctionnement. Le réglage du temps minimum défini doit comporter une marge suffisante entre le fonctionnement de la protection thermique inverse et une protection externe. La marge de temps de coordination choisie doit être conforme aux procédures généralement pratiquées par le client en matière de coordination de protection de secours. Un temps de réponse maximum de la caractéristique thermique à courant inverse, “tMAX IiTherm>2” est configurable. Ce temps constant est utilisable pour assurer que le seuil thermique de la machine n'est jamais dépassé. 2.15 Retour de puissance/maximum de puissance/faible puissance aval (32R/32O/32L) 2.15.1 Fonction de protection contre la faible puissance aval Quand la machine est en mode générateur, et que le disjoncteur d'alternateur est ouvert, la charge électrique appliquée à l'alternateur est coupée. Ceci peut entraîner une survitesse de l'alternateur si la puissance mécanique d'entraînement n'est pas rapidement réduite. Les gros turbo-alternateurs dotés de rotors à faible inertie ne comportent pas une grande tolérance de survitesse. La vapeur piégée dans la turbine en aval d'une vanne qui vient de se fermer peut rapidement conduire à une survitesse. Pour réduire les risques de détérioration par survitesse pour ce type de groupe, on choisit parfois de verrouiller le déclenchement non urgent du disjoncteur de l'alternateur et du circuit d'excitation par un contrôle de faible puissance aval. Ceci permet d'assurer que le disjoncteur du groupe ne s'ouvrira que lorsque la puissance de sortie sera suffisamment basse pour éliminer tout risque de survitesse. Le temps du déclenchement électrique jusqu'à la disparition de la force motrice d'entraînement peut être considéré comme acceptable pour les déclenchements de protection 'non urgents', dans le cas par exemple d'une protection contre les défauts à la terre de stator pour un alternateur avec point neutre mis à la terre via une haute impédance. Dans le cas des déclenchements 'urgents', par exemple pour une protection différentielle de courant de stator, le verrouillage de faible puissance aval ne doit pas être utilisé. Considérant la faible probabilité de déclenchements 'urgents', le risque de survitesse et ses éventuelles conséquences doivent être acceptés. La protection contre la faible puissance aval peut être configurée pour verrouiller le déclenchement de protection 'non urgent' à l'aide de la logique de configuration de l'équipement. Elle est également configurable afin de comporter un contact pour le verrouillage extérieur du déclenchement manuel, si on le désire. Pour éviter que les équipements ne génèrent des alarmes et des signalisations indésirables, l'élément de protection contre la faible puissance aval peut être désactivé quand le disjoncteur s'ouvre via la logique 'Pôle HT'. La protection contre la faible puissance aval peut être utilisée pour assurer une protection contre la perte de charge quand la machine est en mode moteur. Elle peut être utilisée par exemple AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-42 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 pour protéger une machine qui pompe qui se désamorce ou bien pour stopper un moteur en cas de défaillance dans la transmission mécanique. Une application typique serait les alternateurs fonctionnant en moteur dans les stations de pompage où il est nécessaire d'éviter le désamorçage qui peut causer des cavitations sur les pales et la roue. En mode moteur, il est préférable que l'équipement commute vers un autre groupe de réglages dans lequel la fonction de faible puissance aval est activée et correctement paramétrée et le mode de fonctionnement réglé sur Moteur. 2.15.1.1 Guide de réglage de la faible puissance aval Chaque seuil de protection de puissance peut être sélectionné pour fonctionner comme seuil de faible puissance aval en réglant la cellule “Fonction Puiss1/Fonct.Puis.1 Sen” ou “Fonction Puiss2/Fonct.Puis.2 Sen” sur ‘Puiss dir basse. Si dans des applications il est requis de verrouiller le déclenchement "non urgent" de la protection, le seuil de la fonction de protection contre la faible puissance aval, “Réglage P<1/Régl. P<1 Sens.” ou “Réglage P<2/Régl. P<2 Sens.”, doit être inférieur à 50% du niveau de puissance qui pourrait provoquer une survitesse transitoire dangereuse lors d'une perte de charge électrique. Le constructeur du groupe électrogène doit être consulté pour connaître le réglage nominal de la machine protégée. Dans ce cas, le mode de fonctionnement doit être réglé sur "Générateur". Si requis pour les applications de perte de charge, le seuil de la fonction de protection contre la faible puissance aval "Réglage P<1/ Régl. P<1 Sens" ou "Réglage P<2/ Régl. P<2 Sens", dépend du réseau, cependant, une valeur typique de réglage du seuil est de 10 - 20% au-dessous de la charge minimale. Par exemple, pour une charge minimale de 70%Pn, le seuil doit être réglé à 63% - 56%Pn. Dans ce cas, le mode de fonctionnement doit être réglé sur "Moteur". Pour verrouiller le déclenchement "non urgent" de la protection, la temporisation associée à la fonction de protection contre la faible puissance aval, “Tempo. puiss1/Tempo Puis.1 Sen” ou “Tempo. puiss 2/Tempo. Puis.2 Sen”, pourrait être mise à zéro. Toutefois, un certain retard est souhaitable afin d'interdire tout déclenchement électrique non urgent si des fluctuations de puissance sont provoquées par la brusque fermeture d'une vanne ou d'une buse de vapeur. Une temporisation typique de 2 s est recommandée à cette fin. AP Pour les applications de perte de charge, la temporisation associée, "Tempo. puiss1/Tempo puis1 Sens" ou "Tempo. puiss2/ tempo puis2 Sens", est dépendante de l’application mais elle est normalement réglée supérieure au temps entre le démarrage du moteur et l’établissement de la charge. Quand la puissance nominale ne peut pas être atteinte durant le démarrage (par exemple quand le moteur démarre à vide) et que le temps de fonctionnement de la protection requis est inférieur au temps d'établissement de la charge, il est nécessaire d'inhiber la protection de puissance durant cette période. Ceci peut se faire avec les PSL en utilisant une logique ET avec un temporisateur monostable commandé par le démarrage du moteur et qui bloque la protection de puissance pour le temps demandé. La temporisation de retour, “Tempo. DO puiss1” ou “Tempo. DO puiss2”, sera normalement réglée à zéro quand elle sera sélectionnée pour commander des éléments de faible puissance aval. Pour éviter que les équipements ne génèrent des alarmes et des signalisations indésirables, l'élément de protection contre la faible puissance aval peut être désactivé quand le disjoncteur s'ouvre via la logique 'pôle HT'. Ceci est commandé en réglant les cellules d'inhibition de protection de puissance quand le disjoncteur est ouvert (pôle hors tension), "Pôle HT Inh P1" ou "Pôle HT Inh P2" sur 'Activé'. 2.15.2 Fonction de protection contre le retour de puissance En fonctionnement normal, un alternateur est conçu pour fournir de l'énergie au réseau connecté. Si la source de force motrice de l'alternateur tombe en panne, un alternateur monté en parallèle avec une autre source d'alimentation électrique commencera à se comporter en 'moteur'. Cette inversion de débit de puissance due à la perte de la source de force motrice est détectable par l'élément de retour de puissance. Les conséquences du fonctionnement d'un alternateur en moteur et le niveau de puissance absorbé sur le réseau électrique seront fonctions du type de la source de force motrice. Les niveaux caractéristiques de puissance motrice et les dommages pouvant résulter d'un fonctionnement en moteur sur divers types de centrales sont répertoriés dans le tableau suivant. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Générateur de force motrice Moteur Diesel (AP) 6-43 Puissance du fonctionnement en moteur 5% - 25% Détériorations possibles Risque d'incendie ou d'explosion du carburant non brûlé Le niveau du fonctionnement en moteur dépend du taux de compression et de la rigidité de l'alésage des cylindres. Une déconnexion rapide est nécessaire afin de limiter la perte de puissance et le risque de détériorations. Turbine à gaz 10% – 15% (arbre double) >50% (arbre simple) Sur certains groupes à entraînement par boîtier réducteur, les détériorations peuvent être dues à une inversion de couple sur les dents des pignons. La charge du compresseur sur les machines à arbre simple conduit à une grande puissance de fonctionnement en moteur par comparaison avec les machines à arbre double. Une déconnexion rapide est nécessaire afin de limiter la perte de puissance ou les détériorations. Turbines hydrauliques 0.2 - >2% (Pales émergées) >2.0% (Pales immergées) Une cavitation des pales et de la roue peut se produire en présence d'un fonctionnement prolongé en moteur. La puissance est faible quand les pales sont au-dessus du niveau de l'eau dans le canal de fuite. Les détecteurs de flux hydraulique sont souvent le principal moyen de détection de la parte d'entraînement. Une déconnexion automatique est recommandée en cas d'exploitation sans surveillance. Turbines à vapeur 0.5% - 3% (Groupes avec condensation) 3% - 6% (Groupes sans condensation) Des détériorations par contraintes thermiques peuvent être infligées aux pales de turbine basse pression quand le débit de vapeur n'est plus disponible pour dissiper les pertes de ventilation. Les détériorations peuvent survenir rapidement en présence de groupes sans condensation ou en cas de perte de vide sur les groupes à condensation. La protection contre le retour de puissance peut être utilisée comme méthode secondaire de détection et uniquement pour commander une alarme. Tableau présentant la puissance du fonctionnement en moteur et les détériorations pouvant être infligées à divers types de générateurs de force motrice. Dans certaines applications, le niveau de retour de puissance résultant de la défaillance de la source de force motrice peut fluctuer. Ceci peut se produire en cas de panne de moteur diesel. Pour prévenir l'initialisation et la remise à zéro cyclique de la temporisation du déclenchement principal, entraînant une défaillance de déclenchement, une temporisation de réinitialisation réglable est prévue ("Tempo. DO puiss1 / Tempo. DO puiss2"). Cette temporisation devra être réglée à une valeur supérieure à la période pendant laquelle le retour de puissance pourrait chuter au-dessous du réglage de puissance (“Réglage P<1 / Régl. P<1 Sens.”). Ce réglage devra être pris en compte lors du réglage de la temporisation de déclenchement principale. Il convient également de noter qu'un retard de réinitialisation supérieur à la moitié de la période de d'oscillations de puissance d'un réseau quelconque pourrait provoquer le fonctionnement de la protection contre le retour de puissance pendant les oscillations. La protection contre le retour de puissance est également utilisable pour verrouiller l'ouverture du disjoncteur de groupe pour un déclenchement 'non urgent', ainsi qu'il est décrit au paragraphe 2.16.1. Les verrouillages par retour de puissance sont préférés aux verrouillages par faible puissance aval par certains exploitants. 2.15.2.1 Guide de réglage de la protection contre le retour de puissance Chaque seuil de protection de puissance peut être sélectionné pour fonctionner comme seuil de retour de puissance en réglant la cellule “Fonction Puiss1 / Fonct.Puis.1 Sen” ou “Fonction Puiss2 / Fonct.Puis.2 Sen” sur ‘Inverse'. Le seuil de la fonction de protection de retour de puissance, “Réglage -P>1 / Régl. –P>1 Sens.” ou “Réglage -P>2 / Régl. –P>2 Sens.”, doit être inférieur à 50% du niveau de puissance du AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-44 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 fonctionnement en moteur, les valeurs caractéristiques du niveau de retour de puissance des alternateurs étant données dans le tableau précédent. Pour les applications où il faut détecter la perte de la force motrice ou bien pour fournir un verrouillage pour le déclenchement "non urgent" de la protection, le mode de fonctionnement de la protection contre le retour de puissance doit être réglé en "Générateur". La fonction de protection contre le retour de puissance doit être temporisée afin d'éviter les faux déclenchements ou les alarmes générées pendant les perturbations du réseau électrique ou à la suite de la synchronisation. Un réglage de temporisation, “Tempo. puiss1 / Tempo Puis.1 Sen” ou “Tempo. puiss2 / Tempo Puis.2 Sen” doit généralement être appliqué. La temporisation de réinitialisation, "Tempo. DO puiss1" ou "Tempo. DO puiss2", sera normalement réglée à zéro. Quand des réglages supérieurs à zéro sont appliqués à la temporisation de réinitialisation, le réglage de la temporisation de détection peut nécessiter une augmentation afin de s'assurer qu'un faux déclenchement ne sera pas provoqué en cas d'oscillations de puissance stables. 2.15.3 Protection contre le maximum de puissance (Surpuissance) La protection contre le maximum de puissance est utilisable comme indication de surcharge, comme protection de secours en cas de défaillance du régulateur de vitesse et de l'équipement de contrôle et sera réglée au-dessus de la valeur de puissance nominale maximale de la machine. 2.15.3.1 Guide de réglage de la protection contre le maximum de puissance Chaque seuil de protection de puissance peut être sélectionné pour fonctionner comme seuil de maximum de puissance en réglant la cellule “Fonction Puiss1 / Fonct.Puis.1 Sen” ou “Fonction Puiss2 / Fonct.Puis.2 Sen” sur ‘Surpuissance". AP Le seuil de la fonction de protection à maximum de puissance, “Réglage P>1 / Régl. P>1 Sens.” ou “Réglage P>2 / Régl. P>2 Sens.”, doit être supérieur à la valeur de puissance nominale de la machine à pleine charge. Un réglage de temporisation, “Tempo. puiss1 / Tempo Puis.1 Sen” ou “Tempo. puiss2 / Tempo Puis.2 Sen” doit être appliqué. Le mode de fonctionnement doit être réglé en "Moteur" ou en "Générateur" selon le mode de fonctionnement de la machine. La temporisation de réinitialisation, "Tempo. DO puiss1" ou "Tempo. DO puiss2", sera normalement réglée à zéro. 2.16 Fonction de protection contre les défauts à la terre du stator (50N/51N) Les alternateurs basse tension seront à neutre direct, toutefois pour limiter les dommages qui pourraient résulter des défauts à la terre, une pratique courante consiste à raccorder les alternateurs HT à la terre via une impédance. Cette impédance peut être montée du côté secondaire d'un transformateur de distribution de mise à la terre. L'impédance de mise à la terre est choisie afin de limiter le courant de défaut à la terre au courant de pleine charge ou moins. Le pourcentage d'enroulement qui peut être protégé par un équipement de protection contre les défauts à la terre de stator est limité. Concernant les défauts à la terre proches du neutre de l'alternateur, la tension de défaut sera faible, et par suite la valeur du courant de défaut sera considérablement réduite. En pratique, environ 95% de l'enroulement du stator peut être protégé. Concernant les défauts survenant sur les derniers 5% de l'enroulement, le courant de défaut à la terre est si faible qu'il est indétectable par ce type de protection contre les défauts à la terre. Dans la plupart des applications, cette limitation est acceptée car il est très peu probable qu'un défaut à la terre apparaîtra sur les derniers 5% de l'enroulement, où la tension par rapport à la terre est faible. Le pourcentage d'enroulement couvert par la protection du défaut à la terre peut être calculé ainsi que le montre la figure 12 ci-dessous. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-45 V x If Is R I f = xV/R x min = I s R/V % de couverture = (1- x min ) x 100% P2168FRa Figure 12 : Couverture effective de la protection contre les défauts à la terre du stator Un élément non directionnel à deux seuils est disponible. Le premier seuil a une temporisation à temps inverse ou à temps constant et peut comporter une temporisation de retour afin d'améliorer la détection des défauts intermittents. Le deuxième seuil comporte une caractéristique de temps constant configurable à 0 s pour exécuter un fonctionnement instantané. Quand la mise à la terre par impédance ou par transformateur de distribution est utilisée, le deuxième seuil de protection est utilisable pour détecter un amorçage aux bornes de l'impédance de mise à la terre. Le deuxième seuil est également utilisable pour assurer une protection instantanée quand la sélectivité avec la protection du réseau n'est pas nécessaire. Voir les consignes de réglage pour de plus amples informations. Chaque seuil de protection peut être bloqué en activant le signal DDB correspondant via le PSL (DDB 514, DDB 515). Ceci permet d'intégrer la protection contre les défauts à la terre dans les configurations de protection de jeu de barres ainsi qu'il est décrit au paragraphe 2.28 ou de l'utiliser pour améliorer la sélectivité avec les équipements montés en aval. L'élément de protection contre les défauts à la terre du stator est alimenté par l'entrée IN TC de l'équipement. Cette entrée doit être alimentée depuis un TC monté sur la liaison de mise à la terre de l'alternateur de telle sorte que l'élément assure une protection contre les défauts à la terre pour l'alternateur et une protection de secours en cas de défauts du réseau. Il est également possible d'alimenter l'élément depuis un TC monté du côté secondaire du circuit de terre d'un transformateur de distribution. 2.16.1 Consignes de réglage de la protection contre les défauts de terre de stator Le premier seuil de protection de défaut à la terre est sélectionnable en réglant "Fonction IN>1" sur un réglage soit à temps inverse, soit à temps constant. Le premier seuil est désactivé si "Fonction IN>1" est réglé sur 'Désactivé'. Le deuxième seuil de protection de défaut à la terre est sélectionnable en réglant "Fonction IN>2" sur 'Activé'. Le deuxième seuil est désactivé si "Fonction IN>2" est réglé sur 'Désactivé'. AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-46 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Pour une machine directement raccordée à la terre, la protection contre les défauts à la terre du stator est coordonnée avec toutes les protections contre les défauts à la terre aval. Le premier réglage de seuil de courant, "Seuil IN>1", sera généralement réglé à moins de 33% de la contribution au défaut à la terre de la machine ou du courant de pleine charge, selon la valeur la plus basse. La caractéristique de temporisation de l'élément (sélectionnée via "Fonction IN>1" et "Tempo. IN>1", "TMS IN>1" ou "TD IN>1") doit être réglée en respectant une sélectivité avec toutes les protections contre les défauts à la terre aval. Quand l'élément doit protéger 95% de l'enroulement de l'alternateur, on doit utiliser un réglage de seuil de courant égal à 5% du courant de défaut à la terre limité. Quand une mise à la terre par impédance ou par transformateur de distribution est utilisée, le deuxième seuil peut être utilisé pour détecter un amorçage de l'impédance de mise à la terre. Dans ce cas, le deuxième réglage de seuil de courant, "Seuil IN>2", est réglable à environ 150% du courant de défaut à la terre limité et la temporisation, "Tempo. IN>2", sera réglée à 0 s afin d'assurer un fonctionnement instantané. Pour une machine raccordée au réseau via un transformateur élévateur, il n'est pas nécessaire de coordonner l'élément de protection contre les défauts à la terre du stator avec les protections contre les défauts à la terre du réseau. Dans ce cas, le premier seuil doit être réglé à 5% du courant de défaut à la terre limité afin d'assurer la protection à 95% de l'enroulement de la machine. La caractéristique de temporisation du seuil doit être coordonnée avec les fusibles des transformateurs de tension en cas de défauts à la terre dans les TP. Un courant de défaut à la terre transitoire d'alternateur peut également apparaître lors d'un défaut à la terre côté haute tension dû à la capacité inter-enroulements du transformateur. Dans ces conditions, une bonne sélectivité est assurée en utilisant une temporisation à temps constant compris entre 0.5 et 3 s. L'expérience a montré qu'il est possible de monter un élément de protection instantané contre les défauts à la terre de stator sur une machine à raccordement indirect si un réglage de seuil de courant de ≥10% du courant de défaut à la terre limité est utilisé. Par conséquent, le deuxième seuil est configurable pour assurer cette protection instantanée. AP 2.17 Fonction de protection contre les surtensions résiduelles / déplacements de tension du neutre (59N) Sur un réseau électrique triphasé sain, la valeur nominale de la somme de trois tensions (entre phase et terre) est nulle, car c'est la somme vectorielle de trois vecteurs équilibrés déphasés de 120°. Toutefois, quand un défaut à la terre survient sur le circuit primaire, cet équilibre est rompu et une tension 'résiduelle' est générée. Celle-ci peut être mesurée, par exemple, aux bornes du secondaire d'un transformateur de tension possédant un raccordement secondaire en "triangle ouvert". Par suite, un équipement de mesure de tension résiduelle permettra d'assurer une protection contre les défauts à la terre sur un réseau de ce type. Il convient de noter que cette condition provoque une montée de la tension de neutre par rapport à la terre que l'on désigne couramment par “déplacement de tension du point neutre” (NVD). D'autre part, si le réseau est mis à la terre par une impédance ou par un transformateur de distribution, le déplacement de la tension du neutre peut être mesuré directement sur la liaison de terre via un unique transformateur de tension de phase. Ce type de protection est utilisable pour assurer la protection contre les défauts à la terre que l'alternateur soit relié à la terre ou non, et quelle que soit la forme de mise à la terre et le niveau de courant de défaut à la terre. Concernant les défauts proches du neutre de l'alternateur, la tension résiduelle résultante sera faible. Par conséquent, comme pour la protection contre les défauts à la terre de stator, seuls 95% de l'enroulement du stator peuvent être protégés de façon fiable. Il convient de noter que lorsque l'on applique une protection contre les surtensions résiduelles à un alternateur à raccordement direct, cette tension sera générée en présence d'un défaut à la terre survenant en n'importe quel point de ce tronçon du réseau et par suite la protection NVD doit être coordonnée avec les autres protections contre les défauts à la terre. La fonction de protection contre le déplacement de la tension du neutre des équipements P342/3 consiste en deux seuils calculés et en deux seuils mesurés de protection à maximum de tension de neutre dotés de temporisations réglables. La P344/5 possède en outre deux seuils mesurés de protection à maximum de tension de neutre ainsi qu’une seconde entrée de tension de neutre spéciale. Deux seuils sont intégrés aux éléments calculés et mesurés afin qu’ils puissent répondre à des applications qui exigent à la fois des seuils d'alarme et des seuils de déclenchement, un réseau Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-47 isolé par exemple. Il est fréquent dans ce cas que la conception du réseau lui permette de supporter les surtensions de phases saines associées pendant un certain nombre d'heures après un défaut à la terre. Dans ces applications, une alarme est générée peu de temps après la détection de l'état, ce qui permet de signaler la présence d'un défaut à la terre sur le réseau. Ceci laisse le temps aux exploitants du réseau de localiser et d'isoler le défaut. Le deuxième seuil de la protection peut délivrer un signal de déclenchement si l'état de défaut persiste. 2.17.1 Guide de réglage de la protection contre les surtensions résiduelles/ déplacements de tension du neutre Le seuil 1 est sélectionnable comme 'IDMT' (caractéristique de fonctionnement à temps inverse), 'Temps constant' (caractéristique de fonctionnement à temps constant) ou 'Désactivé', dans la cellule "Fonction VN>1". Le seuil 2 fonctionne avec une caractéristique à temps constant et est Activé/Désactivé dans la cellule "Etat VN>2". La temporisation ("TMS VN>1" – pour la courbe IDMT ; "Temporisat. V>1", "Temporisat. V>2"- pour le temps constant) doit être sélectionnée en conformité avec les procédures normales de coordination entre équipements pour assurer une discrimination correcte des défauts du réseau. La protection contre les surtensions résiduelles est configurable pour fonctionner à partir de la tension mesurée aux bornes d'entrée VN (P342/3), VN1 et VN2 (P344/5) du TP en utilisant les éléments de protection VN>3/4 (P342/3), VN>3/4 et VN>5/6 (P344/5) ou la tension résiduelle calculée des entrées de tension phase/neutre sélectionnée par les éléments de protection VN>1/2. Pour une machine à raccordement direct, la protection contre les déplacements de tension du neutre doit être coordonnée avec les protections contre les défauts à la terre aval. Pour assurer la coordination, le réglage de tension de la fonction de protection contre les surtensions résiduelles / déplacements de tension du neutre doit être réglé à une valeur plus élevée que le réglage effectif de la protection ampèremétrique contre les défauts à la terre installée dans la même zone de défaut à la terre. Le réglage de tension effectif d'une protection ampèremétrique contre les défauts à la terre peut être calculé d'après les équations suivantes : Veff = (Ipoc x Ze) / (1/3 x V1/V2) pour un TP avec un triangle ouvert Veff = (Ipoc x Ze) / (V1/V2) pour des TP monophasés couplés en étoile Avec : Veff = Réglage de tension effectif de la protection à commande de courant Ipoc = Courant de fonctionnement primaire de la protection à commande de courant Ze = Impédance de mise à la terre V1/ V2 = Rapport TP : On doit également s'assurer que le réglage de tension de l'élément est réglé au-dessus de la tension résiduelle permanente présente sur le réseau. Une valeur de 5 V constitue un réglage typique de la protection contre les surtensions. Le deuxième seuil de protection est utilisable comme seuil d'alarme sur les réseaux non reliés à la terre ou à très haute impédance qui peuvent fonctionner pendant une durée appréciable en présence d'un défaut à la terre. Quand l'alternateur est relié au réseau via un transformateur élévateur, la coordination avec les protections contre les défauts à la terre du réseau n'est pas nécessaire. Dans ces applications, le réglage de tension de déplacement du neutre doit être à 5% de la tension nominale. Cela doit assurer la protection de 95% de l'enroulement du stator. 2.18 Fonction de protection sensible contre les défauts à la terre du stator (50N/51N/67N/67W) Si un alternateur est mis à la terre via une haute impédance, ou en cas de défaut à la terre très résistant, le niveau de défaut à la terre sera considérablement limité. En conséquence, la protection contre les défauts à la terre utilisée exige à la fois une caractéristique et une plage de réglage de sensibilité adéquates pour être efficace. Un élément de défaut à la terre sensible est intégré à cette fin dans l'équipement P34x avec une entrée TC spécifique qui permet des réglages de seuils de courant à des valeurs très basses. Une autre application possible de l'entrée de défaut à la terre sensible est la protection d'un réseau à terres multiples où il est avantageux de mettre en œuvre un équipement de défaut à la AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-48 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 terre directionnel aux bornes de la machine. L'équipement directionnel, fonctionnant par la circulation de courant dans la machine, sera stable pour les défauts externes mais il pourra fonctionner rapidement pour les défauts dans l'alternateur quand le courant de défaut provient du réseau. Quand plusieurs machines sont montées en parallèle, il est fréquent qu'une seule machine soit reliée à la terre. Ceci permet d'éviter la circulation de courants d'harmonique 3 qui pourraient échauffer la machine. Ceci peut constituer le seul et unique raccordement à la terre pour cette partie du réseau. Dans de tels cas, la protection non directionnelle contre les défauts à la terre pourrait être appliquée aux bornes des machines non reliées à la terre, sachant qu'un alternateur non relié à la terre ne peut pas générer de courant de défaut à la terre. Toutefois, puisque n'importe quelle machine peut être reliée à la terre, il est prudent d'appliquer une protection directionnelle aux bornes de toutes les machines. Il existe également un risque de voir un courant de déséquilibre transitoire provoquer le fonctionnement d'un équipement de protection de défaut à la terre non directionnel, alimenté par ses bornes pour un défaut de phase extérieur, d'où un niveau de protection accru par les éléments directionnels. Quand ils sont mis en œuvre de cette manière, les éléments de défaut à la terre directionnels fonctionneront en présence de défauts sur les machines non reliées à la terre mais pas sur les machines reliées à la terre. Par conséquent, des protections contre les défauts à la terre de stator ou contre les surtensions résiduelles/NVD supplémentaires doivent être utilisées pour protéger la machine reliée à la terre. Ce type de configuration assurera une protection stable et rapide contre les défauts à la terre de toutes les machines, quel que soit l'alternateur relié à la terre. Un élément de protection sensible à seuil unique et temps constant contre les défauts à la terre est intégré dans l'équipement P34x, cet élément étant configurable pour fonctionner avec une caractéristique directionnelle si besoin est. Quand on utilise une mise à la terre par bobine Petersen, on peut recourir à une protection directionnelle wattmétrique contre les défauts à la terre ou une caractéristique Icosφ. Les réglages permettant à l'élément de fonctionner en équipement wattmétrique sont également fournis. Pour les réseaux isolés, il est fréquent d'utiliser la caractéristique Isinφ. Se reporter au Guide technique de la P140, P14x/FR T, paragraphe 2.7 pour plus de détails sur l'application d'une protection directionnelle contre les défauts à la terre pour les réseaux isolés et les réseaux avec une bobine de Petersen. AP 2.18.1 Guide de réglage de la protection contre les défauts à la terre sensible La mise en fonctionnement de la protection sensible contre les défauts à la terre est sélectionnable en configurant la cellule "Options DTS/DTR". La protection DTS est sélectionnée en réglant "Fonction ITS>1" sur 'Activé'. Pour assurer la protection sensible contre les défauts à la terre ou la protection sensible directionnelle contre les défauts à la terre, la cellule "Options DTS/DTR" doit être réglée sur 'DTS'. Pour assurer la protection cosφ ou sinφ contre les défauts à la terre, la cellule “Options DTS/DTR” doit être réglée sur ‘DTS Cos(PHI)' ou 'DTS Sin(PHI)’. Les options DTS cosφ et DTS sinφ ne sont pas disponibles avec la protection de défaut terre restreinte à faible impédance. Pour assurer la protection wattmétrique contre les défauts à la terre, configurer la cellule "Options DTS/DTR" à 'Wattmétrique'. Les autres options de "Options DTS/DTR" se rapportent à la protection de défaut terre restreinte ; pour de plus amples informations, se reporter au paragraphe 2.19. Le caractère directionnel de l'élément est configuré par le réglage "Direction ITS>". Si "Direction ITS>" est réglé sur 'Direction. Aval'', l'élément fonctionnera avec une caractéristique directionnelle et quand le courant circulera vers l'aval, c'est-à-dire quand il entrera dans la machine alors que l'équipement est raccordé comme l'indique le schéma de câblage standard de l'équipement. Si "Direction ITS>" est réglé sur 'Direction. Amont', l'élément fonctionnera avec une caractéristique directionnelle et quand le courant circulera vers l'amont, c'est-à-dire quand il sortira de la machine vers le réseau. Si "Direction ITS>" est réglé sur 'Non directionnel'', l'élément fonctionnera en simple protection à maximum de courant. Si une des options directionnelles est choisie, des cellules supplémentaires de sélection de l'angle caractéristique de la caractéristique directionnelle et du seuil de tension de polarisation apparaîtront. Le seuil de courant de fonctionnement de la fonction de protection sensible contre les défauts à la terre, "Seuil ITS>1", doit être réglé pour fonctionner avec un courant primaire jusqu'à 5% ou moins de la contribution minimale en courant de défaut à la terre lors d'un défaut aux bornes d'un alternateur. Le réglage de l'angle caractéristique de l'élément directionnel, “Ang. caract ITS”, doit coïncider autant que possible avec l'angle d'impédance homopolaire en amont du point de relayage. Si cette impédance est dominée par une résistance de mise à la terre, par exemple, le réglage de Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-49 l'angle sera égal à 0°. Sur les réseaux isolés ou reliés à la terre par une très haute impédance, le courant de défaut à la terre mesuré par un élément SDEF sera principalement capacitif. Par la suite, le RCA sera réglé à -90°. Le réglage du seuil de tension de polarisation, "Régl VNpol ITS>", doit être choisi de manière à donner une sensibilité équivalente à celle du seuil du courant de fonctionnement. Ce niveau de courant peut être converti en tension résiduelle ainsi qu'il est décrit pour la protection contre les surtensions résiduelles au paragraphe 2.17. Quand l'élément est réglé en non directionnel, le réglage de la temporisation à temps constant "Tempo. ITS>1" doit être configuré en coordination avec les équipements aval susceptibles de fonctionner en présence de défauts à la terre externes. Dans le cas d'un alternateur raccordé de manière indirecte, l'élément DTS doit être coordonné avec les fusibles du TP de mesure afin d'éviter un fonctionnement en cas de défaut du TP. Dans les applications directionnelles où l'élément est alimenté par la connexion résiduelle des TC de phase, une brève temporisation est souhaitable afin d'assurer la stabilité en présence de défauts à la terre extérieurs ou de défauts entre phases. Une temporisation de 0.5 s suffira à assurer la stabilité dans la plupart des applications. Quand un TC à tore homopolaire dédié sera utilisé dans les applications directionnelles, un réglage instantané pourra être utilisé. 2.19 Protection de défaut terre restreinte (64) Les défauts à la terre survenant dans l'enroulement ou aux bornes de la machine peuvent être de d'amplitude limitée, soit en raison de l'impédance présente sur la liaison de terre soit en raison du pourcentage d'enroulement du stator impliqué dans le défaut. Ainsi qu'il est exposé au paragraphe 2.15, il est fréquent d'utiliser des protections contre les défauts terre stator alimentés par un simple TC sur la liaison de terre de la machine – cet agencement permettant d'assurer une protection temporisée contre un défaut survenant dans l'enroulement du stator ou aux bornes. Sur les machines plus puissantes, généralement >2 MW, sur lesquelles il est possible de monter des TC de phase aux extrémités neutres et aux bornes de l'enroulement du stator, on peut monter une protection différentielle de phase. Sur les machines de faible puissance, toutefois, on ne peut disposer que d'un seul groupe de TC de phase, ce qui rend la protection différentielle de phase inutilisable. Sur les petits alternateurs, la protection différentielle contre les défauts à la terre est applicable afin d'obtenir un déclenchement instantané pour tout défaut à la terre de stator ou de bornes. Dans la pratique, la zone de fonctionnement de la protection différentielle contre les défauts à la terre est limitée aux défauts situés dans la zone entre les TC alimentant l'équipement, d'où la désignation de protection terre restreinte contre les défauts à la terre donnée à ce type d'élément. Lors de l'application d'une protection différentielle DTR, certains moyens adéquats peuvent être employés pour stabiliser la protection en présence de défauts externes, assurant ainsi que l'équipement ne fonctionnera que pour des défauts de l'enroulement ou des connexions du transformateur. Deux méthodes sont couramment utilisées ; à pourcentage de retenue (basse impédance) ou à haute impédance. La technique à pourcentage de retenue fonctionne en mesurant le niveau de courant traversant qui circule et modifie la sensibilité de l'équipement en conséquence. La technique à haute impédance assure que l'impédance du circuit de l'équipement est suffisamment élevée pour que la tension différentielle susceptible d'apparaître en présence de défauts externes soit inférieure à la tension requise pour activer le courant de réglage à travers l'équipement. La protection DTR intégrée à l'équipement P34x est configurable pour fonctionner en élément différentiel à haute impédance ou en élément différentiel à basse impédance (à retenue). Il convient de noter que les spécifications des TC pour la protection DTR sont décrites dans le Chapitre 4. 2.19.1.1 Guide de réglage de la protection DTR à retenue à faible impédance Pour sélectionner la protection DTR à retenue à faible impédance, "Option DTS/DTR" doit être réglé sur 'Lo Z RDT'. Si la protection DTR est nécessaire en complément de la protection sensible contre les défauts à la terre, “Option DTS/DTR” doit être réglé sur ‘Lo Z RTD + DTS’ ou ‘Lo Z RDT + Wattmét’ (si la protection wattmétrique contre les défauts à la terre est requise). Deux réglages de polarisation sont programmés dans la caractéristique DTR de l'équipement P34x. Le niveau de polarisation "IREF> k1" est appliqué jusqu'aux courants traversants de "IREF> Is2", qui est normalement réglé à la valeur du courant nominal de la machine. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-50 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 "IREF> k1" doit être normalement réglé à 0% pour présenter une sensibilité maximale aux défauts internes. Toutefois, si un courant différentiel de déséquilibre est généré dans des conditions normales par une inadaptation des TC, alors "IREF> k1" peut être augmenté en conséquence afin de compenser l'écart. La retenue "IREF> k2" est appliquée aux courants traversants supérieurs à "IREF> Is2" et peut être généralement réglée à 150% pour assurer une retenue adéquate aux défauts externes. Le facteur d'échelle du courant de neutre qui compense automatiquement les différences entre les rapports des TC de phase et de neutre repose sur l'hypothèse que l'équipement a été programmé avec les rapports de TC corrects. On doit par conséquent s'assurer que ces rapports de TC ont été saisis dans le menu RAPPORTS TC de l'équipement pour que la configuration fonctionne correctement. Le réglage de courant différentiel "IREF> Is1" sera généralement paramétré à 5% du niveau de limitation de courant de défaut à la terre. 2.19.1.2 Consignes de réglage de la protection DTR à haute impédance A partir de la cellule “Options Sens E/F”, ‘Hi Z RDT' doit être sélectionné de manière à activer la protection RDT à haute impédance. La seule cellule de réglage visible à ce stade est "IREF> Is", qui est programmable avec le réglage de courant différentiel requis. Cette valeur sera généralement réglée pour donner un courant de fonctionnement primaire de soit 30% du niveau minimum de défaut à la terre pour un réseau à neutre résistant, soit entre 10 et 60% du courant nominal pour un réseau à neutre direct. AP Le courant de fonctionnement primaire (Iop) sera fonction du rapport de transformation du transformateur de courant, du seuil en courant de l'équipement (“IREF> Is”), du nombre de transformateurs de courant montés en parallèle avec un équipement (n) et du courant magnétisant (Ie) de chaque transformateur de courant sous la tension de stabilité (Vs). Cette relation peut s'exprimer de trois manières : 1. Pour calculer le courant magnétisant maximum du transformateur de courant permettant d'atteindre un courant de fonctionnement primaire spécifique avec un courant de fonctionnement d'équipement particulier. Ιe < 2. 1 n Ιop ⎛ - Diff Gén REF > Ιs1 ⎜ Rapport TC ⎝ x⎜ ⎞ ⎟ ⎟ ⎠ Pour calculer le réglage de seuil de courant maximum de l'équipement pour obtenir un courant de fonctionnement primaire spécifique avec un courant magnétisant donné du transformateur de courant. Ιop ⎛ ⎞ - nΙe ⎟ ⎜ Rapport TC ⎟ ⎝ ⎠ ΙREF Ιs1 < ⎜ 3. Pour exprimer le courant de fonctionnement primaire de la protection pour un courant de fonctionnement d'équipement donné et en présence d'un niveau particulier de courant magnétisant. Iop = (Rapport TC) x (IREF> Is1 + nIe) Pour obtenir le courant de fonctionnement primaire requis avec les transformateurs de courant utilisés, un réglage de seuil de courant "IREF> Is" doit être choisi pour la protection à haute impédance comme le montre l'expression (ii) ci-dessus. La valeur de la résistance de stabilisation (RST) doit être calculée de la manière suivante, où le paramétrage est fonction du réglage de tension de stabilité (VS) requis et du réglage de seuil de courant "IREF> Is" de l'équipement. Vs RST = ΙREF > Ιs1 = ΙF (RTC + 2RL) ΙREF > Ιs1 Remarque : L'équation ci-dessus suppose négligeable l'impédance de la protection. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-51 La résistance de stabilisation fournie est réglable en continu jusqu'à sa résistance maximale déclarée. UTILISATION DES RESISTANCES NON-LINÉAIRES "METROSIL" Les résistances Metrosil sont conçues pour limiter la tension de crête développée par les TC en présence de défauts internes à une valeur inférieure au niveau d'isolement des transformateurs de courant, de l'équipement et des fils de raccordement. Ces derniers sont normalement capables de supporter une tension crête de 3 000 V. La formule suivante doit être utilisée pour estimer la tension crête transitoire qui pourrait être produite par un défaut interne. La tension de crête produite pendant un défaut interne sera fonction de la tension de coude des transformateurs de courant et de la tension présumée qui serait produite en présence d'un défaut interne en l'absence de saturation de transformateur de courant. Cette tension présumée sera fonction du courant secondaire maximum de défaut interne, du rapport du transformateur de courant, de la résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant, de la résistance des fils de connexion du transformateur de courant au point commun, de la résistance des fils de connexion de la protection et de la valeur de la résistance de stabilisation. 2 2 Vk (Vf - Vk ) Vp = Vf = I'f (RCT + 2RL + RST) Avec : Vp = Tension de crête développée par le TC lors d'un défaut interne Vk = Tension de coude du transformateur de courant Vf = Tension maximale qui serait produite en l'absence de saturation du TC I‘f = Valeur maximale secondaire du courant de défaut interne RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant RL = Résistance maximale des conducteurs entre le transformateur de courant et la protection RST = Résistance de stabilisation de la protection. Quand la valeur donnée par les formules est supérieure à 3000 V crête, il est nécessaire d'utiliser des résistances Metrosil. Elles seront montées aux bornes du circuit de la protection et auront pour tâche de shunter la sortie de courant secondaire du transformateur de courant à partir de l'équipement afin d'empêcher l'apparition de tensions secondaires très élevées. Les résistances Metrosil sont montées à l'extérieur et se présentent sous la forme de disques annulaires. Leurs caractéristiques de fonctionnement sont conformes à l'expression : V = CI 0.25 Avec : V = Tension instantanée appliquée à la résistance non linéaire (“Metrosil”) C = Constante de la résistance non linéaire (“Metrosil”) I = Courant instantané traversant la résistance non linéaire (“Metrosil”) Pour une tension sinusoïdale appliquée aux bornes de la résistance Metrosil, le courant efficace sera approximativement égal à 0.52 fois le courant de crête. Cette valeur de courant peut être calculée comme suit : Ι(eff) ⎛ Vs (eff) x 2 ⎞ 4 = 0.52 ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ C Avec : Vs(rms) = Valeur efficace de la tension sinusoïdale appliquée aux bornes de la résistance Metrosil AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-52 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Ceci est dû au fait que la forme d'onde du courant à travers la résistance non linéaire (“Metrosil”) n'est pas sinusoïdale mais notablement déformée. Une résistance non linéaire (“Metrosil”) sera mise en œuvre de manière satisfaisante si sa caractéristique est telle qu'elle est conforme aux exigences suivantes : 1. Au point de réglage en tension de la protection, le courant dans la résistance non linéaire (“Metrosil”) doit être aussi faible que possible, sans dépasser approximativement 30 mA eff. pour des transformateurs de courant de 1 A et approximativement 100 mA eff. pour des transformateurs de courant de 5 A. 2. Pour le courant secondaire maximum, la résistance non linéaire (“Metrosil”) doit limiter la tension à 1 500 V eff. ou 2 120 V crête pendant 0.25 seconde. Pour des réglages de tension de l'équipement plus élevés, il n'est pas toujours possible de limiter la tension de défaut à 1 500 V eff., par conséquent il est possible que des tensions de défaut plus élevées doivent pouvoir être tolérées. Le tableau suivant montre les types de résistances Metrosil qui seront nécessaires en fonction du courant nominal de l'équipement, du réglage de tension DTR, etc. Résistances Metrosil pour équipements dotés d'un TC de 1 A Les résistances Metrosil pour TC de 1 A ont été conçues pour répondre aux exigences suivantes : AP 1. A la tension de réglage de l'équipement, le courant de la résistance doit être inférieur à 30 mA eff. 2. Au courant de défaut interne secondaire maximum, la résistance Metrosil doit limiter la tension à 1500 V eff. si possible. Les résistances Metrosil qu'il est normalement recommandé d'utiliser avec des TC 1 A sont indiquées dans le tableau suivant : Réglage de tension de l'équipement Caractéristique nominale C β Type de résistance Metrosil recommandée Équipement monophasé Équipement triphasé Jusqu'à 125 V eff. 450 0.25 600 A/S1/S256 600 A/S3/1/S802 Entre 125 et 300 V eff. 900 0.25 600 A/S1/S1088 600 A/S3/1/S1195 Remarque : Les résistances Metrosil monophasées sont normalement livrées sans équerres de montage sauf demande contraire du client. Résistances Metrosil pour équipements dotés d'un TC de 5 A Ces résistances Metrosil ont été conçues pour répondre aux exigences suivantes : 1. A la tension de réglage de l'équipement, le courant de la résistance Metrosil doit être inférieur à 100mA eff. (les courants maximaux réels traversant les résistances sont indiqués au-dessous de la description du type de résistance correspondant). 2. Au courant secondaire maximum de défaut interne, la résistance Metrosil doit limiter la tension à 1 500 V eff. pendant 0.25 seconde. À des tensions de réglage de l'équipement plus élevées, il n'est pas toujours possible de limiter la tension de défaut à 1 500 V eff., par conséquent il pourra s'avérer nécessaire de tolérer des tensions de défaut plus élevées (indiquées par *, **, ***). Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-53 Les résistances Metrosil qu'il est normalement recommandé d'utiliser avec des TC de 5 A et des équipements monophasés sont indiquées au tableau suivant : Courant secondaire de défaut interne A eff. Type de résistance METROSIL recommandée Réglage de tension de l'équipement Jusqu'à 200 V eff. 250 V eff. 275 V eff. 300 V eff. 50 A 600 A/S1/S1213 C = 540/640 35 mA eff. 600 A/S1/S1214 C = 670/800 40 mA eff. 600 A/S1/S1214 C = 670/800 50 mA eff. 600 A/S1/S1223 C = 740/870* 50 mA eff. 100 A 600 A/S2/P/S1217 C = 470/540 70 mA eff. 600 A/S2/P/S1215 C = 570/670 75 mA eff. 600 A/S2/P/S1215 C = 570/670 100 mA eff. 600 A/S2/P/S1196 C =620/740* 100 mA eff. 150 A 600 A/S3/P/S1219 C = 430/500 100 mA eff. 600 A/S3/P/S1220 C = 520/620 100 mA eff. 600 A/S3/P/S1221 C = 570/670** 100 mA eff. 600 A/S3/P/S1222 C =620/740*** 100 mA eff. Remarque : *2 400 V crête **2 200 V crête ***2 600 V crête Dans certaines situations, l'utilisation d'ensembles mono-disques peut être acceptable, contacter Schneider Electric pour plus de détails. 1. Les résistances Metrosil qu'il est conseillé d'utiliser avec des TC de 5 A peuvent également être utilisées avec des équipements triphasés ; elles sont constituées de trois résistances monophasées montées sur le même axe central mais électriquement isolées les unes des autres. Pour commander ces résistances, prière d'indiquer "Type Metrosil triphasé", suivi de la référence du type monophasé. 2. Il est possible de livrer si besoin est des résistances Metrosil pour des tensions de réglage d'équipement plus élevées. Pour plus d’informations et de conseils sur le choix des résistances METROSIL, prière de contacter le Département Application de Schneider Electric. 2.20 Protection 100% masse stator (méthode de l'harmonique 3) (27TN/59TN) Ainsi qu'il est exposé aux paragraphes 2.15 et 2.17, l'élément de protection courant résiduel standard ou l'élément de protection à maximum de tension résiduelle standard ne peuvent assurer la protection contre les défauts à la terre que pour 95% de l'enroulement du stator de l'alternateur. Les défauts à la terre des 5% restants de l'enroulement généreront un courant de défaut si faible ou un déséquilibre de tension si petit qu'il est impossible de se fier à une protection classique pour détecter le défaut. Dans la plupart des applications, cette limitation est acceptée en raison de la faible probabilité de l'apparition d'un défaut dans les 5% de l'enroulement du stator les plus proches du point de couplage en étoile, point où la tension par rapport à la terre est la plus faible. Par contre, pour de gros alternateurs, la protection 100% masse stator est souvent spécifiée pour couvrir tous les défauts à la terre des enroulements. Il peut se produire des défauts à proximité du neutre par suite à des détériorations mécaniques (dégradation des conducteurs ou desserrage des boulons). La plupart des alternateurs produiront un certain niveau de tension d'harmonique 3 en raison des non-linéarités propres à la conception des circuits magnétiques d'alternateur. Dans des conditions de fonctionnement normales, la répartition de la tension d'harmonique 3 le long des enroulements de stator correspond à la figure 13a. On constate que les maxima se produisent au point neutre N et à la borne T. Les valeurs augmentent avec la charge de l'alternateur. Pour un défaut terre stator au point neutre, Figure 13b, l'amplitude de l'harmonique 3 de la tension aux bornes est à peu près doublée entre l'état à vide de l'alternateur avant le défaut (U’TE) et l'état à pleine charge (U”TE). Les mêmes valeurs d'harmonique 3 peuvent être mesurées aux tensions du point neutre U’NE et U”NE pour un défaut à la terre aux bornes de l'alternateur, Figure 13c. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-54 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 a) U'' TE G N U' TE T N 0 50% U' NE T 100% m U'' NE b) U'' TE G N U' TE T N 0 50% T 100% m c) N G T N 0 U' NE U'' NE AP 50% 100% m P2175FRa Figure 13 : Répartition de la composante d'harmonique 3 le long de l'enroulement de stator d'un grand alternateur, (a) fonctionnement normal, (b) défaut terre du stator au point neutre (c), défaut terre du stator aux bornes m = nombre de spires en % Pour détecter des défauts dans les derniers 5% de l'enroulement de l'alternateur, l'équipement P343/4/5 est doté d'éléments à minimum de tension et à maximum de tension d'harmonique 3. Ces éléments, associés aux éléments de protection à maximum de tension résiduelle ou contre les défauts terre stator, assureront la protection contre les défauts sur l'ensemble de l'enroulement. L'élément à minimum de tension de neutre d'harmonique 3 s'applique quand il y a une mesure de la tension de neutre au point neutre de l'alternateur. Il est supervisé par un élément à minimum de tension triphasé, qui inhibe la protection quand toutes les tensions entre phases sur la borne de l'alternateur sont au-dessous du seuil, pour éviter le fonctionnement quand la machine est hors tension. D'autres verrouillages peuvent aussi s'avérer nécessaires afin d’éviter tout fonctionnement intempestif dans certaines conditions. Par exemple, certaines machines ne génèrent pas des tensions d'harmonique 3 substantielles tant qu'elles ne sont pas en charge. Dans ce cas, les éléments de surveillance de la puissance (active, réactive et apparente) peuvent être utilisés pour éviter tout déclenchement intempestif à vide. Ces seuils de puissance peuvent être activés ou désactivés individuellement et la plage de réglage va de 2 à 100% Pn. Pour les applications où la mesure de tension de neutre peut uniquement se faire aux bornes de l'alternateur, par un TP en triangle ouvert par exemple, la technique du minimum de tension ne peut pas s'appliquer. L'élément à maximum de tension de neutre d'harmonique 3 peut donc être utilisé dans cette application. Les fonctions de blocage des éléments minimum de tension et puissance ne sont pas utilisées pour l'élément à maximum de tension de neutre d'harmonique 3. Remarque : L'équipement peut uniquement sélectionner le minimum de tension de neutre d'harmonique 3 ou le maximum de tension de neutre d'harmonique 3, mais pas les deux. Un niveau normal de tension d'harmonique 3 de 1% suffit à assurer un recouvrement entre le minimum ou le maximum de tension d'harmonique 3 et les fonctions de protection contre les maximums de tension résiduelle, assurant ainsi une protection de 100% de l'enroulement du stator en cas de défaut terre. D'une manière générale, la protection à minimum de tension d'harmonique 3 peut assurer à elle seule la protection contre 30% des défauts survenant sur l'enroulement de l'alternateur. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-55 L'élément à minimum de tension d'harmonique 3 fonctionne à partir de la même entrée que la protection contre les déplacements de tension du neutre (entrée VN1 pour P343/4/5) et doit être alimenté à partir d'un TP raccordé à la connexion à la terre de l'alternateur, comme l'illustre la figure 14. L'élément à maximum de tension d'harmonique 3 fonctionne à partir de la mesure de tension de neutre aux bornes de l'alternateur, via un TP en triangle ouvert, par exemple comme sur l'illustration de la figure 14. Pour des applications avec plusieurs machines montées en parallèle et raccordées directement aux jeux de barres, une discrimination entre les défauts à la terre des différentes machines ne peut pas être déterminée. Pour les applications avec plusieurs machines connectées aux jeux de barres via un transformateur en triangle/étoile, l'enroulement en triangle bloquera les courants d'harmonique 3 des autres machines et donc une discrimination correcte peut être déterminée pour les défauts à la terre. 1 2 Va Vb Vc AP Vn 1 Mesurée aux bornes d'une impédance de terre 2 Mesurée aux bornes d'un triangle ouvert des TP MiCOM P343 P2176FRa Figure 14 : Raccordement de la protection à minimum et à maximum de tension d'harmonique 3 pour la protection 100% masse stator 2.20.1 Guide de réglage de la protection 100% masse stator L'élément de protection 100% masse stator est sélectionnable en configurant la cellule “100% Stator DT” à ‘Activé’. Le seuil de minimum de tension d'harmonique 3, “100% DT ST VN3H<”, doit être configuré audessous du niveau de tension d'harmonique 3 présent dans des conditions normales. Cette tension peut être déterminée en lisant la cellule "3ème harmonique VN" du menu MESURES 3. Une valeur typique pour ce seuil pourrait être de 0.5 V. Le seuil de maximum de tension d'harmonique 3, “100% DT ST VN3H>”, doit être configuré audessus du niveau de tension d'harmonique 3 présent dans des conditions normales. Cette tension peut être déterminée en lisant la cellule "3ème harmonique VN" du menu MESURES 3. Une valeur typique pour ce seuil pourrait être de 1 V. Ces éléments peuvent être temporisés respectivement dans les cellules "Tempo VN3H<" et "Tempo VN3H>". Le seuil de verrouillage de la tension aux bornes utilisé pour empêcher tout fonctionnement de l'élément quand la machine est à l'arrêt, “Déverr. V<”, sera généralement réglé à 80% de la tension nominale de la machine. Les seuils de verrouillage par la puissance, utilisés pour éviter le fonctionnement de l'élément tant que le courant de charge est insuffisant, "Déverr. P, Déverr. Q, Déverr. S", doivent être activés au besoin pour éviter le fonctionnement en cas de marche à vide. Un ou plusieurs des seuils peut servir de verrouillage. Il faut les régler à la mise en service en augmentant le courant de charge jusqu'à ce que l'élément à minimum de tension d'harmonique 3 soit remis à zéro et en réglant les seuils de puissance au-dessus des valeurs de puissance mesurées. Les valeurs de puissance peuvent être connues en consultant les cellules “W triphasé", "Var triphasé", "VA triphasé” du menu MESURES 2. P34x/FR AP/I76 (AP) 6-56 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Remarque : Une autre protection contre les défauts à la terre (protection contre les défauts à la terre de stator commandée par le maximum de tension résiduelle ou de courant résiduel) doit être également activée pour assurer la protection contre les défauts à la terre sur la totalité de l'enroulement du stator. 2.21 Protection 100% masse stator (méthode d’injection basse fréquence) (64S) La protection 100% masse stator faisant appel à une technique d’injection basse fréquence détecte les défauts présents dans tout l’enroulement, y compris le point neutre de l’alternateur. Si la présence d'un défaut terre au point neutre de l'alternateur ou à proximité de ce point n'est pas détectée, l’alternateur fonctionne en réalité avec une faible impédance de mise à la terre shuntant la mise à la terre par une impédance élevée généralement utilisée pour les grosses machines. Dans ces conditions, un second défaut à la terre risque de provoquer la circulation d’un très fort courant, qui peut provoquer de graves dégâts sur la machine. C’est pourquoi la protection 100% masse stator est une exigence courante sur les grosses machines. La technique d’injection basse fréquence peut être utilisée pour assurer une protection de 100% de l’enroulement du stator par rapport à seulement 20-30% de l’enroulement dans le cas de la technique d'harmonique 3. De plus, la technique d’injection basse fréquence assure une protection lorsque la machine est arrêtée ou en service et aussi lors des phases de démarrage ou d'arrêt. La technique d'harmonique 3 doit être bloquée ou n’est pas opérationnelle lorsque la machine est arrêtée ou lors des montées et baisses de vitesse. De plus, certaines machines ne produisent qu'un faible niveau de tension d'harmonique 3 (<1% Vn) et pour ces machines, la méthode d'harmonique 3 pour la protection 100% masse stator ne peut pas être utilisée. Ainsi, pour ces applications, seule la méthode d’injection basse fréquence peut assurer une protection 100% masse stator. AP La protection 100% masse stator peut être fournie en injectant une tension alternative externe à basse fréquence au point neutre ou aux bornes de la machine. Dans des conditions de fonctionnement normal, seul un courant très faible circule à travers la capacité par rapport à la terre du stator du fait de l’impédance élevée de ce circuit aux basses fréquences (Xc = 1/2πfc). Dans l’éventualité d’un défaut à la terre, le courant mesuré augmente en raison de la plus petite impédance du circuit de défaut à la terre. L’équipement peut déterminer la résistance du défaut à partir de la tension injectée et du courant de défaut. La protection peut aussi détecter des défauts à la terre aux bornes de l’alternateur, y compris au niveau des composants connectés comme les transformateurs de tension. Pour mettre la protection en oeuvre, il faut disposer d’un dispositif de charge et d'un générateur basse fréquence. La sortie du générateur de signaux basse fréquence (environ 25 V) est reliée via un filtre passe-bande monté en parallèle avec une résistance de charge, à un transformateur de neutre au niveau du point neutre de l’alternateur ou à un transformateur de mise à la terre (en triangle ouvert) aux bornes de l’alternateur. La résistance de charge est montée en parallèle avec le générateur basse fréquence pour générer un courant de neutre défini dans des conditions de fonctionnement sans défaut. La tension à injecter dans le point neutre de l’alternateur dépend de la tension d'entrée de 20 Hz (diviseur de tension, résistance de charge et filtre passe-bande), et du rapport de transformation du transformateur de neutre ou de mise à la terre. Pour éviter que la résistance de charge secondaire ne devienne trop petite (elle doit être supérieure à 0.5 Ω, si possible, afin de minimiser les erreurs de mesure), il faut choisir une tension secondaire élevée, 500 V par exemple, pour le transformateur de neutre ou de mise à la terre. Il est important que le transformateur de mise à la terre ne soit jamais saturé, car cela pourrait engendrer une ferrorésonance. Il suffit que la tension de coude du transformateur soit égale à la tension nominale de sortie de l’alternateur. La tension basse fréquence est appliquée à l'équipement en passant par un diviseur de tension et le courant de mesure basse fréquence est injecté via un transformateur de courant miniature. Toutes les interférences s’écartant du signal basse fréquence nominal sont éliminées par filtrage. La protection 100% masse stator peut aussi être appliquée avec une résistance de charge primaire. La tension 20 Hz est connectée via à un transformateur de tension et le courant de neutre au point neutre est directement mesuré par un TC, voir paragraphe 2.21.2.3. L’impédance complexe peut être calculée à partir des vecteurs de tension et de courant mesurés puis la résistance ohmique est déterminée. Cela élimine les perturbations causées par la capacité de terre du stator et assure une grande sensibilité. L’algorithme de l'équipement peut prendre en compte une résistance de transfert, 64S R Série, éventuellement présente sur le transformateur de tension de neutre ou de mise à la terre. Un exemple de résistance en série est la résistance Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-57 totale de fuite du transformateur de mise à la terre ou de neutre, par lequel la tension injectée est appliquée au neutre de l’alternateur. L’algorithme peut également tenir compte de résistance en parallèle, 64S G Parallèle (G = 1/R), comme celle d’un transformateur de mise à la terre supplémentaire sur le côté BT du transformateur élévateur. D'autres facteurs peuvent être pris en compte par la compensation de l'erreur angulaire, 64S Ang compens. L'équipement inclut un élément à maximum de courant 20 Hz qui peut être utilisé comme secours de la protection à minimum de résistance 20 Hz. L’élément à maximum de courant n’est pas aussi sensible que les éléments à minimum de résistance car il n’inclut pas de compensation de résistance de transfert éventuelle ni de compensation quelconque des effets de capacité. Outre la détermination de la résistance de terre, l'équipement inclut également une protection 95% masse stator à titre de secours de la protection 100% masse stator. La protection de tension de neutre à partir de la valeur mesurée par le transformateur de mise à la terre/neutre ou faisant appel à la tension de neutre calculée à partir des 3 entrées de tension de phase peut être utilisée pour assurer la protection 95% masse stator. Elle est active pendant les phases de démarrage et d'arrêt de l’alternateur. La protection 100% masse stator inclut 2 éléments de protection à minimum de résistance pour l’alarme et le déclenchement et un élément de protection à maximum de courant, chaque élément ayant sa propre temporisation à temps constant. La protection inclut un élément de supervision afin de détecter une défaillance du générateur basse fréquence ou du raccordement basse fréquence. Transformateur triphasé à connexion résiduelle AP Générateur de fréquence 20 Hz Filtre bande passante P345 Transformateur de distribution TC miniature RL V64S I64S Avec : RL V64S I64S résistance de charge tension de déplacement au niveau de l’équipement de protection courant de mesure au niveau de l’équipement de protection Figure 15 : Schéma de circuit de la protection 100% masse stator avec transformateur de mise à la terre (triangle ouvert) ou transformateur de neutre 2.21.1 Guide de réglage de la protection 100% masse stator L'élément de protection 100% masse stator est sélectionnable en réglant la cellule "64S Injection BF" sur 'Activé'. Le coefficient 64S Coeff R est réglé comme expliqué au paragraphe 2.21.2 – Calculs du réglage du coefficient R. Le seuil d’alarme du minimum de résistance, 64S Régl Alm R<1, doit être configuré au-dessous du niveau de résistance présent dans des conditions normales. Cette résistance peut être lue en observant la cellule 64S R du menu MESURES 3. L'alarme de résistance de défaut primaire est typiquement réglée entre 3 et 8 kΩ. P34x/FR AP/I76 (AP) 6-58 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Le seuil de déclenchement du minimum de résistance, 64S Régl Déc R<2, doit être configuré audessous du niveau de résistance présent dans des conditions normales. Cette résistance peut être lue en observant la cellule 64S R du menu MESURES 3. Le déclenchement de résistance de défaut primaire est typiquement réglé entre 1 et 2 kΩ. Le seuil de déclenchement du maximum de résistance, 64S Régl Déc I>1, doit être configuré audessous du niveau de courant 20 Hz présent dans des conditions normales. Ce courant secondaire peut être calculé en lisant la cellule 64S Amplitude I du menu MESURES 3. La protection 64S de la P345 possède un filtre passe-bande très performant, réglé à 20 Hz. Le filtre passe-bande est conçu avec une atténuation d’au moins -80 db pour les fréquences inférieures à 15 Hz et supérieures à 25 Hz. -80 db équivaut à une capacité de réjection du bruit avec un rapport signal-bruit de 10 000/1. Mais il n’est pas possible que le filtre élimine tous les ‘bruits’ autour de 20 Hz. Lorsque la fréquence réseau est de 20 Hz, l’équipement ne pourra pas faire la différence entre le signal à la fréquence réseau et le signal injecté. En l’absence de défaut, l’influence des composantes de la fréquence réseau 20 Hz est quasiment négligeable. Il n’y a donc aucun risque de mauvais fonctionnement de l’équipement dans des conditions de fréquence réseau comprise entre 0 Hz et 70 Hz. Le courant mesuré sera effectivement le courant capacitif plus le courant traversant la résistance en parallèle. Le réglage 64S I>1 doit être supérieur à ce courant de repos. Pour les défauts à la terre se produisant entre 0 et 15 Hz et entre 25 et 70 Hz en un point quelconque des enroulements du stator, la protection à minimum de résistance (64S R<) et la protection à maximum de courant (64S I>) fonctionnent toutes deux correctement dans ces conditions de fréquence réseau grâce au filtrage de l'équipement. Les composantes de la fréquence réseau seront supprimées par le filtre passe-bande et n’auront aucun effet sur les mesures de la protection. AP L’influence des signaux de fréquence réseau dépend de la position du défaut. Au point neutre, l’influence est négligeable. Par conséquent, la protection à minimum de résistance (64S R<) et la protection à maximum de courant (64S I>) fonctionnent toutes deux correctement dans la gamme complète des fréquences réseau allant de 0 à 70 Hz lorsque les défauts ont lieu au point neutre. Pour les défauts non situés au point neutre quand le réseau est à une fréquence aux environs de 20 Hz, les signaux 20 Hz du réseau deviennent de plus en plus importants si l'emplacement du défaut se déplace en direction des bornes de l’alternateur. Dans la plupart des cas, le courant est déphasé de 180° par rapport à la tension, entraînant le calcul d’une résistance négative qui empêche le fonctionnement de l'élément à minimum de résistance. (Nota : L’élément 64S R< fonctionne uniquement si la résistance mesurée est positive et si elle est inférieure au réglage R<). Dans des conditions de défaut, l’élément de courant 64S (I64S(P345)) consiste en deux composantes, la composante de courant 20 Hz en provenance du système d’injection 20 Hz, (I64S(20)) et la composante de courant 20 Hz produit par la tension de déplacement du neutre, (I64S(G)). A 20 Hz ou autour de cette valeur, l’élément I64S(G) ne peut pas être filtré et contribue donc en amplitude à I64S(P345), ce qui améliore la capacité de détection des défauts de la fonction de protection 64S I>1. L’élément 64S I> peut donc être utilisé pour fournir une protection de secours pour les défauts qui se produisent lorsque la machine fonctionne à 20 Hz. L’élément I64S Décl I>1 peut être défini comme secours 15-25 Hz des éléments 64S R<1/R<2 en réglant un temps de déclenchement plus long. Lorsqu’un défaut à la terre se produit à 20Hz ou autour, les mesures de résistance 64S sont essentiellement dans la position de retenue, ce qui rend le risque de mauvais fonctionnement très petit. Mais, si besoin est les protections R<1 et R<2 peuvent être bloquées autour de 20 Hz. L’élément 64S F Band Block, qui fonctionne lorsque la fréquence mesurée est dans la plage 15 - 25 Hz, peut être utilisé pour inhiber/bloquer la protection 64S R<1, R<2. Ces éléments peuvent avoir une temporisation définie dans les cellules 64S Tpo Alm R, 64S Tpo Decl R et 64S Tpo Décl I>1. Les temporisations par défaut fournissent des valeurs typiques. Si la tension 20 Hz chute au-dessous du seuil de supervision de la tension, 64S Régl V<1, et si le courant 20 Hz reste inférieur au seuil de supervision du courant, 64S Régl I<, il doit y avoir un problème au niveau du raccordement 20 Hz. Les réglages par défaut de l'élément 64S Supervision, 64S Régl V<1 (1 V) et 64S Régl I<1 (10 mA) conviendront à la plupart des Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-59 applications. Lorsque la résistance de charge est inférieure à 1 Ω, le seuil de supervision de la tension, 64S Régl V<1, doit être abaissé à 0.5 V, et le seuil de supervision du courant, 64S Régl I<1, peut être laissé à 10 mA. Le réglage Angle compens. est utilisé pour compenser les erreurs angulaires entre le TC et le transformateur de mise à la terre ou de neutre. Le réglage peut être trouvé à partir des essais primaires. Le réglage 64S R Série est utilisé pour tenir compte de la résistance de transfert du transformateur de tension de mise à la terre ou de neutre. Le réglage par défaut sera de zéro puisque la résistance du transformateur de tension est normalement négligeable. La résistance du transformateur de tension n’est pas négligeable si la tension basse fréquence alimente une résistance côté primaire via le transformateur de tension. Le réglage peut être estimé à partir de calcul ou à partir des essais primaires, voir paragraphe 2.23.4. Pour les machines de grandes puissances avec un disjoncteur d’alternateur, il peut y avoir des cas où une charge supplémentaire telle qu’un transformateur de mise à la terre du côté basse tension du transformateur de l’unité, afin de réduire l’influence de la tension homopolaire lorsque le disjoncteur d’alternateur est ouvert. Si la source de fréquence basse tension est connectée au point neutre de l’alternateur via le transformateur de neutre, lorsque le disjoncteur d’alternateur est fermé, la protection mesure la résistance de charge sur le côté transformateur de l'unité qui peut être prise par erreur pour une résistance de terre. Le réglage 64S G Parallèle peut être utilisé pour tenir compte de cette résistance de charge supplémentaire en parallèle. Le réglage par défaut est 0, ce qui correspond à aucune résistance de charge. L'ensemble transformateur-résistance de neutre au point neutre doit produire un courant résistif égal au courant capacitif pour un défaut à la terre à la tension nominale. Le transformateur, la résistance et le dispositif d’injection doivent résister à cette condition pendant 10 secondes. Pour éviter que la résistance de charge secondaire ne devienne trop petite (elle doit être supérieure à 0.5 Ω, si possible afin de minimiser les erreurs de mesure), il faut choisir une tension secondaire élevée, 500 V par exemple, pour le transformateur de neutre ou de mise à la terre. Il est important que le transformateur de mise à la terre ne soit jamais saturé, car cela pourrait induire une ferrorésonance. Il suffit que la tension de coude du transformateur soit égale à la tension nominale de l’alternateur. Pour un alternateur mis à la terre par une résistance connectée au point neutre de l’alternateur, la résistance de filerie entre le transformateur de mise à la terre et le générateur 20 Hz/filtre passe-bande peut avoir un effet significatif sur la précision de la résistance mesurée par l’équipement. Ainsi, si le générateur 20 Hz et le filtre passe-bande sont montés dans l’armoire de protection, la résistance de filerie de la boucle doit de préférence être maintenue inférieure à 0.5 Ω. Si le générateur 20 Hz et le filtre passe-bande sont montés près du transformateur de mise à la terre, les erreurs seront minimisées. La résistance de filerie entre le générateur 20 Hz/filtre passe-bande et l'équipement de protection n’influe pas de manière significative sur la précision de la résistance mesurée. Pour les configurations avec un transformateur de mise à la terre et une résistance de charge secondaire, la résistance de filerie n’a pas d’effet important sur la résistance mesurée par l’équipement. Remarque : d’autres fonctions de protection de défaut à la terre, comme la protection à maximum de tension résiduelle, maximum de courant de défaut terre ou de défaut terre sensible, peuvent être connectées en parallèle ou en série avec les entrées de mesure de la protection 100% masse stator pour fournir un secours à la protection 100% masse stator. Dans les conditions de fonctionnement normal, il y a aura une certaine mesure du courant injecté 20 Hz et du courant de circulation sur les entrées VN1/2, I sensible et IN utilisées par ces fonctions de protection. Pour la plupart des applications en l’absence de défaut, la tension 20 Hz mesurée par l'équipement aux bornes du diviseur de potentiel dans le boîtier de filtre externe et la résistance de charge, sera petite et très inférieure à 5% de la tension nominale. Dans des conditions normales, le courant 20 Hz doit être très proche de zéro. Les réglages peuvent donc être utilisés pour protéger 95% de l’enroulement du stator dans la plupart des applications. Lors de la mise en service de l’équipement, le niveau de la tension de neutre 20 Hz ou du courant de terre doit être contrôlé pour s’assurer qu’il est inférieur à la moitié de la valeur de réglage d’une protection quelconque activé pour assurer la stabilité dans des conditions normales de fonctionnement. Il y aura une certaine fluctuation de la tension de neutre 20 Hz et du courant de AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-60 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 terre mesuré par les entrées VN1/2, I Sensible et IN en l'absence de défaut du fait de l’asservissement en fréquence 50/60 Hz de ces entrées. Il n’est pas recommandé d’utiliser la méthode de l'harmonique 3 de la protection 100% masse stator parallèlement à la méthode d’injection 20 Hz car une certaine mesure du signal 20 Hz par l’entrée VN1 utilisée par la protection d'harmonique 3 risquerait de perturber le bon fonctionnement de cette fonction sensible. 2.21.2 Calculs du réglage du coefficient R Le calcul du coefficient R dépend de la configuration utilisée pour mettre l’alternateur à la terre et de l’emplacement du TC utilisé pour la mesure du courant 64S. 2.21.2.1 Alternateur mis à la terre via un transformateur de mise à la terre Vn/ √3 : 500/3 Source 20Hz 500V:200V AP Vn/√3 : 500 TC 400:5 RL P345 V64S I64S Architecture 100% masse stator avec transformateur de mise à la terre Figure 16 : Raccordement 64S pour les alternateurs mis à la terre via un transformateur de mise à la terre Avec cette configuration, la tension injectée est appliquée par le secondaire du transformateur de mise à la terre, qui peut être un transformateur de distribution situé au neutre de l’alternateur, ou un transformateur de tension triphasé à cinq colonnes avec les enroulements secondaires connectés en triangle ouvert. Le courant est également mesuré sur le circuit du transformateur secondaire. L'équipement mesure donc la résistance de défaut secondaire reflété par le transformateur de mise à la terre. La résistance de défaut primaire est liée à la résistance secondaire selon la formule suivante : 2 RPr imaire V = Pr imaire 2 RSecondaire VSecondaire Il faut aussi prendre en compte le diviseur de potentiel et le rapport de TC. La résistance primaire est donc calculée à partir de la résistance secondaire, comme suit : RPr imary = ( VPr imaire 2 VCoef . de division ) x xRSecondaire TC Rapport VSecondaire Vn avec Pr imaire VPr imaire 1 3 pour le TP en triangle ouvert, = ⋅ VSecondaire 3 Vn Secondaire 3 Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Vn avec (AP) 6-61 Pr imaire VPr imaire 3 pour le transformateur de mise à la terre connecté au neutre de = VSecondaire Vn Secondaire l’alternateur. En utilisant les données illustrées sur le schéma ci-dessus à titre d’exemple et en supposant que l’entrée de courant nominal 1 A soit utilisée, R Pr imaire = ( Vn 3 2 5 5 ) x x x R Secondaire 500 2 400 On obtient, R Facteur = ( Vn 3 2 5 5 ) x x 500 2 400 2.21.2.2 Alternateur relié à la terre via une résistance au point neutre de l’alternateur Dans certains réseaux électriques, les alternateurs ont une résistance de charge directement installée au point neutre de l’alternateur pour réduire les interférences. Le schéma suivant illustre le raccordement du générateur 20 Hz, du filtre passe-bande et de l’équipement de protection. La tension 20 Hz est injectée dans le point neutre de l'alternateur via un transformateur de tension puissant aux bornes de la résistance de charge primaire. En présence d’un défaut à la terre, un courant de terre circule à travers le TC dans le point neutre. La protection détecte ce courant en plus de la tension 20 Hz. Un transformateur de tension isolé monophasé doit être utilisé avec une impédance primaire/secondaire faible. Cela s’applique à la fréquence 20 Hz. Tension primaire : Vn,alternateur /v3 (non saturé jusqu' à Vn,alternateur) Tension secondaire : 500 V Type et classe : 3 000 VA (pour 20 s), classe 0.5 (50 Hz ou 60 Hz) Impédance primaire – secondaire (ZPS) - ZPS <RL (ZPS <1 000 Ω) Le TC est installé directement au point neutre du côté terre, en aval de la résistance de charge. Type : 15 VA 5P10 ou 5P15 Courant secondaire nominal : 5A Rapport de transformation : 1 (5 A/5 A) Comme le rapport de transformation est 1 :1, il faut choisir un transformateur de courant avec un nombre maximum d’ampères-tours. Noter que la plage linéaire de l’entrée 100% masse stator va jusqu'à 2 In. Si le courant de défaut terre est donc limité à <2A, l'entrée 1 A de l'élément 100% masse stator peut être utilisée. Pour les courants de défaut 2-10 A, l’entrée de courant 5 A de l’équipement peut être utilisée. Remarque : pour les entrées 5 A, la mesure 64S Amplitude I du menu MESURES 3 affiche une valeur 5 fois inférieure à celle du courant injecté. Il n’existe pas de réglage de rapport de TC pour l’entrée de courant de l’élément 100% masse stator. Cependant, la mesure de la résistance et la protection 64SR<1/2 peuvent être compensées par le réglage "64S Coeff R" si l’entrée 5 A est utilisée, ceci en multipliant le rapport de TC par 5 dans la formule donnant le coefficient R. Si la protection 64S I>1 est utilisée, le réglage doit être divisé par un coefficient 5 lorsque l’entrée 5 A est utilisée. Pendant le test primaire, l’angle de correction (64S Ang compens) et la résistance de transfert ohmique (Coeff R) du transformateur de tension doivent être calculés et réglés. La résistance primaire et le coefficient de conversion de la résistance (coefficient R) sont calculés comme suit : R Pr imaire = TPRapport x VCoef .division TC Rapport Avec le rapport de TP : TPRapport = Vn Pr imaire V n Secondaire 3 x R Secondaire AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-62 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 En utilisant les données illustrées sur le schéma à titre d’exemple et en supposant que l’entrée de courant nominal 5 A soit utilisée, R Pr imaire = ( Vn 3 5 )x x R Secondaire 500 2x5 On obtient, R Facteur = ( Vn 3 5 )x 500 10 Remarque : En raison de la résistance de transfert, il se peut qu’il n’existe pas de rapport de transformation idéal des transformateurs de tension. Des écarts importants du ‘Coefficient R’ peuvent donc se produire. Il est recommandé de mesurer le rapport de transformation avec une alimentation 20 Hz lorsque la machine est arrêtée. Cette valeur doit ensuite être réglée, voir chapitre Mise en service, P34x/FR CM. 2.21.2.3 Exemple de réglage avec un alternateur relié à la terre par une résistance au point neutre de l’alternateur Valeur nominale du transformateur de tension : 10.5 kV/ v3/500 V, 3000VA (pour 20s) classe 0.5 (non saturé jusqu’à Vn,alternateur) AP Diviseur de tension : 5 :2 Transformateur de courant : 5 A/5 A, 15VA 5P10 Le courant de défaut terre primaire maximum doit être limité par la résistance à <10 A, de préférence entre 4 et 8 A. Si le courant de défaut terre primaire est limité à 5 A, la résistance de charge primaire est de 1212 Ω. Résistance de charge primaire : 10.5kV 5 RL = 3 = 1212 Ω La résistance, en plus de limiter le courant de défaut terre à une valeur appropriée, évite l’apparition de fortes surtensions transitoires en cas de défaut à la terre formé par un arc. Pour cette raison, la résistance équivalente dans le circuit du stator ne doit pas dépasser l’impédance à la fréquence réseau du total de la somme des capacités des trois phases. Noter que la plage linéaire de l’entrée 100% masse stator va jusqu'à 2 In. Si le courant de défaut terre est donc limité à <2 A, l'entrée 1 A de l'élément 100% masse stator peut être utilisée. Pour les courants de défaut 2 - 10 A, l’entrée de courant 5 A de l’équipement peut être utilisée. Remarque : pour les entrées 5 A, la mesure 64S Amplitude I du menu MESURES 3 affiche une valeur 5 fois inférieure à celle du courant injecté. Il n’existe pas de réglage de rapport de TC pour l’entrée de courant de l’élément 100% masse stator. Cependant, la mesure de la résistance et la protection 64SR<1/2 peuvent être compensées par le réglage 64S Coeff R si l’entrée 5 A est utilisée, ceci en multipliant le rapport de TC par 5 dans la formule donnant le coefficient R. Si la protection 64S I>1 est utilisée, le réglage doit être divisé par un coefficient 5 lorsque l’entrée 5 A est utilisée. R Facteur = ( 10.5kV 3 5 = 6.06 )x 500 10 La tension aux bornes de la résistance pendant un défaut à la terre est 10.5 kV/√3 = 6.1 kV et le forçage du champ peut être de 1.3 x 6.1 = 8 kV. Ainsi, l'isolation de 8 kV sera satisfaisante. Voici les réglages types de déclenchement et d’alarme pour les éléments à minimum de résistance de la protection 100% masse stator : Seuil de déclenchement : primaire 2 kΩ, secondaire 330 Ω Seuil d’alarme : primaire 5 kΩ, secondaire 825 Ω L’entrée de courant IN utilisée par la protection de défaut terre stator peut aussi être connectée au TC de terre pour fournir à l’alternateur une protection de secours de défaut terre stator. Pour fournir une protection 95% masse stator Seuil IN>1 = 0.05 x 5 = 0.25 A Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-63 L’entrée de tension VN1 utilisée par la protection à maximum de tension résiduelle/déplacement de tension du neutre peut aussi être connectée aux bornes du diviseur de tension pour fournir à l’alternateur une protection de secours de défaut terre stator. Le diviseur de tension dans le filtre peut être utilisé pour fournir une division 5:1, afin de connecter la tension nominale de 100 V à l’entrée VN1 (Vn = 100/120 V). Les connexions 1A1-1A2 sur le filtre fournissent une division 5:1 pour raccorder la tension nominale de 100 V à l’entrée VN1. Source 20 Hz Vn/ √3 : 500V P345 500V:200V V64S RL I64S TC 1:1 Architecture 100% masse stator avec résistance de mise à la terre côté primaire Figure 17 : Raccordement 64S pour les alternateurs mis à la terre via une résistance primaire 2.21.2.4 Exemple de réglage avec un alternateur relié à la terre via un transformateur de mise à la terre et une résistance secondaire aux bornes de l'alternateur Valeur nominale du transformateur de tension : 10.5 kV/√3 / 500/3 V (non saturé jusqu’à Vn,alternateur) Diviseur de tension : 5 :2 Transformateur de courant : 200/5 Le rapport de transformation du TC miniature 400 A :5 A peut être divisé par 2 pour devenir 200 :5 A, en passant deux fois le conducteur primaire à l'intérieur du transformateur tore. Le courant de défaut terre primaire maximum doit être limité par la résistance primaire à <10 A, de préférence entre 4 et 8 A. Si le courant de défaut terre primaire est limité à 5 A, la résistance de charge primaire est de 1 212 Ω. La présence de la résistance, en plus de la limitation du courant de défaut terre à une valeur appropriée, empêche l’apparition de fortes surtensions transitoires en cas de défaut à la terre formé par un arc. Pour cette raison, la résistance équivalente dans le circuit du stator ne doit pas dépasser l’impédance, à la fréquence réseau, du total de la somme des capacités des trois phases. 2 RPr imaire V = Pr imaire 2 RSecondaire VSecondaire 2 Résistance de charge secondaire : ⎛ 3 x 3 x500 ⎞ ⎜ ⎟ ⎜ 10.5kVx3 ⎟ ⎝ ⎠ = 8.25 Ω RL = 1212 x Le courant de défaut terre maximum secondaire du transformateur de tension est de 60 A, ainsi avec un TC 200 :5 A, le courant secondaire au niveau de l’équipement sera de 1.5 A. Noter que la plage linéaire de l’entrée 100% masse stator va jusqu'à 2 In. Si le courant de défaut terre est donc limité à <2 A, l'entrée 1 A de l'élément 100% masse stator peut être utilisée. Pour les courants de défaut 2 - 10 A, l’entrée de courant 5 A de l’équipement peut être utilisée. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-64 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 R Facteur = ( 10.5kV 3 2 5 5 = 27.563 ) x x 500 2 200 En supposant que le transformateur est composé de 3 transformateurs monophasés La tenue en VA du transformateur pour 10 s par phase est de 1.3 x 1/3 x 5 x 10 500 x √3 = 13 kVA pour 3 transformateurs monophasés. Le 1.3 tient compte d’un facteur de surtension provenant du forçage du champ. Pour une durée nominale de 20 s, la valeur nominale VA est de 9 kVA (13 x √10/√20) Pour un transformateur triphasé, la valeur nominale VA est 3 fois plus élevée, soit 27 kVA pour 20 s. Voici les réglages types de déclenchement et d’alarme pour les éléments à minimum de résistance de la protection 100% masse stator : Seuil de déclenchement : primaire 2 kΩ, secondaire 66 Ω Seuil d’alarme : primaire 5 kΩ secondaire 165 Ω L’entrée de tension VN1 utilisée par la protection à maximum de tension résiduelle/déplacement de tension du neutre peut aussi être connectée aux bornes du diviseur de tension pour fournir à l’alternateur une protection de secours de défaut terre stator. Le diviseur de tension dans le filtre peut être utilisé pour fournir une division 5:1 afin de connecter la tension nominale de 100 V à l’entrée VN1, qui est normalement prévue pour 100/120 V. Les connexions 1A1-1A2 sur le filtre fournissent une division 5:1 pour raccorder la tension nominale de 100 V à l’entrée VN1. 2.21.2.5 Exemple de réglage avec un alternateur relié à la terre via un transformateur de mise à la terre et une résistance secondaire au point neutre de l'alternateur AP Valeur nominale du transformateur de tension : 10.5 kV/ √3/500 V (non saturé jusqu’à Vn,alternateur) Diviseur de tension : 5 :2 Transformateur de courant : 200/5 Le rapport de transformation du TC miniature 400 A :5 A peut être divisé par 2 pour devenir 200 :5 A, en passant deux fois le conducteur primaire à l'intérieur du transformateur-tore. Le courant de défaut terre primaire maximum doit être limité par la résistance primaire à <10 A, de préférence entre 4 et 8 A. Si le courant de défaut terre primaire est limité à 5 A, la résistance de charge primaire est de 1 212 Ω. La présence de la résistance et la limitation du courant de défaut terre à une valeur appropriée empêchent l’apparition de fortes surtensions transitoires en cas de défaut à la terre par formation d’arc. Pour cette raison, la résistance équivalente dans le circuit du stator ne doit pas dépasser l’impédance à la fréquence réseau du total de la somme des capacités des trois phases. R Pr imaire VPr imaire 2 = R Secondaire VSecondaire 2 2 Résistance de charge secondaire : ⎛ 3 x500 ⎞ ⎟ RL = 1212 x ⎜ ⎜ 10.5kV ⎟ = 8.25 Ω ⎝ ⎠ Le courant de défaut terre maximum au secondaire du transformateur de tension est de 60 A, ainsi avec un TC 200 :5 A, le courant secondaire au niveau de l’équipement sera de 1.5 A. Noter que la plage linéaire de l’entrée 100% masse stator va jusqu'à 2 In. Si le courant de défaut terre est donc limité à <2 A, l'entrée 1 A de l'élément 100% masse stator peut être utilisée. Pour les courants de défaut 2-10 A, l’entrée de courant 5 A de l’équipement peut être utilisée. R Facteur = ( 10.5kV 3 2 5 5 = 27.563 ) x x 500 2 200 La valeur nominale VA pour 10 s par phase est de 1.3 x 5 x 10 500 x √3 = 39 kVA. Le 1.3 tient compte d’un facteur de surtension provenant du forçage du champ. Pour une durée nominale de 20 s, la valeur nominale VA est de 27 kVA (39 x √10/√20) Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-65 Voici les réglages types de déclenchement et d’alarme pour les éléments à minimum de résistance de la protection 100% masse stator : Seuil de déclenchement : primaire 2 kΩ, secondaire 66 Ω Seuil d’alarme : primaire 5 kΩ, secondaire 165 Ω L’entrée de tension VN1 utilisée par la protection à maximum de tension résiduelle/déplacement de tension du neutre peut aussi être connectée aux bornes du diviseur de tension pour fournir à l’alternateur une protection de secours de défaut terre stator. Le diviseur de tension dans le filtre peut être utilisé pour fournir une division 5:1, afin de connecter la tension nominale de 100 V à l’entrée VN1 qui est normalement prévue pour 100/120 V. Les connexions 1A1-1A2 sur le filtre fournissent une division 5:1 pour raccorder la tension nominale de 100 V à l’entrée VN1. 2.21.3 Méthodes pour déterminer les réglages R Série de 64S La résistance en série ‘64S R Série’ est normalement réglée comme la résistance de fuite totale du transformateur de mise à la terre à travers lequel l'équipement d'injection est connecté. Elle peut être déterminée soit par des calculs basés sur les paramètres du transformateur, soit par des mesures pendant la mise en service. La fonction de mesure de la P345 Aidera dans le cas de la deuxième solution. Voir le chapitre Mise en service, P34x/FR CM, au paragraphe 6.3.4.5 pour la méthode de mesure. 2.21.3.1 Par calcul Étant donné que la grandeur p.u. de l’impédance totale de fuite du transformateur est Rpu+jXpu, les paramètres de résistance du transformateur peuvent être calculés comme suit. Pour le transformateur de tension triphasé en triangle ouvert connecté aux bornes de l'alternateur : RPr imaire = RPU × Vn primaire (kV ) 2 Transformateur kVA (3 ph) Pour un transformateur de mise à la terre connecté au neutre de l'alternateur ou pour un alternateur mis à la terre par une résistance, RPr imaire = RPU 2.22 (V × n primaire (kV ) / 3 ) 2 Transformateur kVA Protection contre le flux excessif (24) Le flux excessif ou la surexcitation d'un alternateur ou d'un transformateur relié aux bornes d'un alternateur, peut se produire si le rapport de la tension à la fréquence dépasse certaines limites. Une haute tension ou une basse fréquence provoquant une augmentation du rapport V/Hz, engendrera des densités de flux élevées dans le noyau magnétique de la machine ou du transformateur. Ceci pourrait provoquer la saturation du noyau de l'alternateur ou du transformateur et l'induction d'un flux parasite dans les organes non feuilletés qui n'ont pas été conçus pour véhiculer un flux. Les courants de Foucault résultants générés dans les composants pleins (boulons et brides des noyaux par exemple) et aux extrémités du noyau feuilleté peuvent se traduire rapidement par une surchauffe et des détériorations. Le flux excessif est principalement susceptible de se produire lors du démarrage et de l'arrêt de la machine alors que l'alternateur n'est pas raccordé au réseau. Les défaillances de la commande automatique du circuit d'excitation ou des erreurs dans la commande manuelle du circuit d'excitation de la machine, peuvent provoquer une tension excessive. Il est également possible qu'un flux excessif se produise pendant le fonctionnement en parallèle quand l'alternateur a été synchronisé avec le réseau local. Dans de telles circonstances, de brusques pertes de charge pourraient provoquer une surtension si le circuit d'excitation de l'alternateur ne répondait pas correctement. Les équipements P342/3/4/5 comportent un élément à seuil de flux excessif. Un seuil est réglable pour fonctionner avec une temporisation à temps constant ou à temps inverse (IDMT) et utilisable pour assurer le déclenchement de la protection. Il existe également 3 autres seuils à temps constant qui peuvent être combinés avec la caractéristique à temps inverse pour créer une caractéristique mixte de déclenchement V/Hz à plusieurs seuils en utilisant la logique AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-66 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 programmable (PSL). Un signal d’inhibition est prévu pour le seuil 1 de V/Hz>1 seulement qui dispose d’une option de caractéristique à temps inverse. Cela permet à un seuil à temps constant d’avoir priorité sur une section de la caractéristique à temps inverse si nécessaire. L’inhibition a pour effet de remettre à zéro la temporisation, le signal de démarrage et le signal de déclenchement. Les figures 18 à 21 donnent des exemples d’utilisation des réglages V/Hz et de la logique programmable pour obtenir une caractéristique combinée V/Hz à plusieurs seuils pour une grande et une petite machine. Il existe aussi un seuil d’alarme à temps constant qui peut être utilisé pour indiquer des conditions anormales avant que la machine ne subisse une détérioration. Caractéristique multi-seuils de la protection contre le flux excessif pour gros alternateurs Multi-seuils AP Temps (s) Figure 18 : Caractéristique du flux excessif à plusieurs seuils pour les grands alternateurs V/Hz>2 = 1.4 p.u. t = 1s Déc. V/Hz>2 Déc. V/Hz>3 1 V/Hz>3 = 1.2 p.u. t = 4s R14 Déc. V/Hz Dém. V/Hz>3 V/Hz>1 = 1.06 Inhib. V/Hz>1 TMS = 0.08 Déc. V/Hz>1 1 V/Hz>4 = 1.1 p.u. t = 0s Dém. V/Hz>4 P1658FRa Figure 19 : Schéma logique pour la caractéristique du flux excessif à plusieurs seuils pour les grands alternateurs Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-67 Caractéristique multi-seuils de la protection contre le flux excessif pour petits alternateurs Multi-seuils Temps (s) Figure 20 : Caractéristique du flux excessif à plusieurs seuils pour les petits alternateurs Déc. V/Hz>3 V/Hz>2 = 1.4 p.u. t = 1s AP 1 Dém. V/Hz>3 1 R14 V/Hz Déc. V/Hz>1 = 1.06 Inhibit V/Hz>1 TMS = 0.08 Déc. V/Hz>1 V/Hz>4 = 1.1 p.u. t = 0s Dém. V/Hz>2 P1659FRa Figure 21 : Schéma logique pour la caractéristique du flux excessif à plusieurs seuils pour les petits alternateurs 2.22.1 Guide de réglage de la protection contre le flux excessif Le seuil de déclenchement de l'élément de protection contre le flux excessif V/Hz>1 est sélectionnable en paramétrant la cellule “Fonc. Décl. V/Hz” sur la caractéristique de temporisation exigée : ‘DT’ pour le fonctionnement à temps constant, ‘IDMT’ pour le fonctionnement à temps inverse. Les quatre seuils de déclenchement de la protection contre le flux excessif peuvent être Activés/Désactivés dans la cellule “Etat V/Hz>x”. Le seuil d'alarme de la protection contre le flux excessif peut être Activé/Désactivé dans la cellule “Etat alarme V/Hz”. D'une manière générale, un flux excessif sur un alternateur ou un alternateur-transformateur se produira si le rapport V/Hz dépasse 1.05 p.u., soit une surtension de 5% à la fréquence nominale. P34x/FR AP/I76 (AP) 6-68 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 L'élément est réglé en termes de rapport V/Hz réel ; le réglage du seuil de flux excessif, “Régl décl. V/f”, peut être par conséquent calculé comme suit : Un réglage 1.05 p.u. = 110/50 x 1.05 = 2.31 Avec : • La tension du secondaire du TP à la tension nominale du primaire égale à 110 V • La fréquence nominale égale à 50 Hz Le réglage du seuil d'alarme de flux excessif, “Régl alm V/Hz”, peut être fixé à une valeur inférieure au seuil de déclenchement afin de signaler la présence de conditions anormales et d'alerter un opérateur afin qu'il règle les paramètres du réseau en conséquence. Les réglages de temporisation doivent être choisis en fonction des caractéristiques de tenue de l'alternateur ou de l'alternateur/transformateur protégé. Si une caractéristique à temps inverse est sélectionnée, le réglage du multiplicateur de temps, “TMS Décl. V/Hz>1”, doit être choisi de telle sorte que la caractéristique de fonctionnement soit très proche de la caractéristique de l'alternateur ou de l'alternateur / transformateur. Si un réglage de temps constant est choisi pour les seuils de déclenchement, la temporisation est réglée dans la cellule “Tempo V/Hz>x”. La temporisation du seuil d'alarme est réglable dans la cellule “Tempo alm V/Hz”. Les 3 seuils à temps constant et 1 seuil DT/IDMT peuvent être combinés pour créer une caractéristique mixte de fonctionnement du déclenchement V/Hz à plusieurs seuils en utilisant la logique programmable, voir les exemples ci-dessus. On se reportera aux caractéristiques de tenue données par le fabricant avant de définir ces réglages. AP 2.23 Protection contre la machine hors tension/mise sous tension accidentelle de la machine à l'arrêt (50/27) La mise sous tension d'un alternateur quand la machine est à l'arrêt peut causer de graves détériorations à la machine. Si le disjoncteur est fermé quand la machine est à l'arrêt, l'alternateur commencera à se comporter en moteur à induction dans lequel la surface du noyau du rotor et les cales d'encoches de l'enroulement du rotor agissent en conducteurs de courant du rotor. La présence de ce courant anormal dans le rotor peut provoquer un amorçage entre les composants, par exemple entre les cales d'encoches et le noyau magnétique, et engendrer une surchauffe rapide et des détériorations. Pour assurer une protection rapide contre ces phénomènes, l'équipement P343/4/5 comporte un élément à maximum de courant instantané qui est déclenché par un détecteur de minimum de tension triphasée. L'élément est activé quand la machine est à l'arrêt, c'est-à-dire quand elle ne génère aucune tension ou quand le disjoncteur est ouvert. Par conséquent l'élément peut comporter un réglage de seuil de courant bas, qui se traduira par un fonctionnement très rapide en cas de besoin. Pour que l'élément fonctionne correctement, l'entrée de tension de l'équipement doit être délivrée par un TP du côté machine ; les TP côté jeux de barres ne peuvent pas être utilisés. 2.23.1 Guide de réglage de la protection de la machine hors tension L'élément de protection machine hors tension est sélectionnable en réglant la cellule “Etat mach HT” sur ‘Activé’. Le seuil de maximum de courant, “I> Mach HT”, est configurable à une valeur inférieure au courant de pleine charge car l'élément ne sera pas activé pendant le fonctionnement normal de la machine. Un réglage de 10% du courant de pleine charge sera généralement utilisé. Le seuil de minimum de tension, “V< Mach HT”, sera généralement réglé à 85% de la tension nominale pour être sûr que l'élément est activé quand la machine est à l'arrêt. La temporisation de détection, “tPU Mach HT”, qui introduit une brève temporisation afin d'empêcher l'initialisation de l'élément pendant les défauts du réseau, sera généralement réglée à 5 s, ou au moins au-dessus du temps d'élimination par la protection d'un défaut entre phases proche. La temporisation de retour, “TDO Mach HT”, assure que l'élément demeure initialisé après une fermeture accidentelle du disjoncteur, quand le détecteur de minimum de tension peut retomber. Un retard de 500 ms assurera que l'élément pourra fonctionner quand cela sera nécessaire. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2.24 (AP) 6-69 Protection thermique à sonde de température (RTD) Une surcharge prolongée des alternateurs peut provoquer une surchauffe de leurs enroulements, et par suite un vieillissement prématuré de l'isolement, ou dans les cas extrêmes, une défaillance d'isolement. Des roulements usés ou non lubrifiés peuvent également provoquer des surchauffes localisées dans les paliers. Pour assurer la protection contre toute surchauffe localisée ou générale, l'équipement P342/3/4/5 peut accepter des signaux d'entrée générés par un maximum de 10 sondes de température résistives trifilaires Type A PT100 (RTD). Ces sondes peuvent être installées aux points stratégiques de la machine qui sont susceptibles de surchauffe ou de détérioration thermique. Quand les transformateurs de puissance sont situés à proximité de la machine protégée, certaines sondes RTD peuvent être dédiées à la protection contre les excès de température du(des) transformateur(s). Elles peuvent assurer la protection contre la surchauffe ponctuelle des enroulements ou les excès de température dans le volume d'huile d'isolement. D'une manière générale, une sonde RTD PT100 peut mesurer une température comprise entre -40°C et +300°C. La résistance de ces appareils varie en fonction de la température et vaut 100 Ω à 0°C. La température à l'emplacement de chaque sonde peut être calculée par l'équipement et mise à disposition pour : • La surveillance de température, affichée localement ou à distance via les communications de l'équipement • La génération des alarmes si un seuil de température est dépassé pendant un temps supérieur à une temporisation préréglée • Le déclenchement, si un seuil de température est dépassé pendant un temps supérieur à une temporisation préréglée Si la résistance mesurée est hors des limites autorisées, une alarme de défaillance RTD sera activée pour signaler une entrée de RTD ouverte ou en court-circuit. Il convient de noter que la mesure directe de la température peut procurer une protection thermique plus fiable que les appareils basés sur une image thermique alimentée par le courant de phase. Cette dernière est susceptible de provoquer des imprécisions dans les constantes de temps utilisés par l'image thermique d'une part, et des imprécisions dues aux variations de la température ambiante, d'autre part. Se reporter au chapitre Installation (P34x/FR IN) pour les recommandations sur les câbles et raccordements RTD. 2.24.1 Guide de réglage de la protection thermique via RTD Chaque RTD peut être activé en configurant le bit correspondant dans "Sélect. RTD". Par exemple si "Sélect. RTD" est réglé sur 0000000111, alors RTD1, RTD2 et RTD3 seront activés et les réglages associés apparaîtront dans le menu. Le réglage de température du seuil d'alarme de chaque RTD est configurable dans les cellules "Régl. alm RTD #x" et la temporisation d'alarme, dans la cellule "Tempo. alm RTD #x". Le réglage de température du seuil de déclenchement de chaque RTD est configurable dans les cellules "Régl. Décl. RTD #x" et la temporisation du seuil de déclenchement, dans la cellule "Tempo. Décl. RTD #x". Les températures de fonctionnement typiques des installations protégées sont données dans le tableau ci-dessous. Elles sont données à titre indicatif uniquement, les chiffres réels DEVANT être fournis par les fabricants des équipements : AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-70 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Surcharge de courte durée à pleine charge Paramètre Température de service typique Température des paliers des alternateurs De 60°C à 80°C en fonction du type de palier. De 60°C à 80°C+ Température de l'huile au point haut des transformateurs 80°C (50°C à 60°C au-dessus de la température ambiante). Le gradient de température d'enroulement est généralement supposé tel que les RTD de température d'huile au point haut puissent assurer la protection des enroulements Température des points chauds d'enroulements 98°C pour le vieillissement normal de l'isolant. Les surcharges cycliques peuvent générer une température de 140°C+ pendant les urgences Tableau des températures typiques de fonctionnement de l'installation. 2.25 Protection contre le glissement des pôles de la P342 (78) Un alternateur peut présenter un glissement de pôles, ou se trouver déphasé par rapport aux autres sources électriques du réseau, dans le cas d'une excitation défaillante ou anormalement faible ou suite à l'élimination tardive d'un défaut sur le réseau. Cette situation peut s'aggraver encore en cas de faible liaison de transmission (haute réactance) entre l'alternateur et le reste du réseau électrique. Le processus du glissement des pôles à la suite d'une défaillance de l'excitation est décrit au paragraphe 2.13. La fonction de protection contre la perte d'excitation de la P342 doit répondre à de telles situations afin de produire un déclenchement temporisé. Les oscillations électrique/mécanique puissance/couple consécutives à la défaillance de l'excitation peuvent être relativement faibles. Si le glissement des pôles se produit sous une excitation maximale (f.é.m. alternateur > 2 p.u.), les oscillations puissance/couple et les fluctuations de tension du réseau électrique suivant les pertes de stabilité peuvent être beaucoup plus graves. Sur les machines de grandes puissances, il peut être exigé d'assurer une protection propre à déclencher l'alternateur dans de telles circonstances afin d'empêcher toute détérioration des installations ou de supprimer la perturbation du réseau électrique. AP La protection contre les glissements polaires est fréquemment demandée pour les alternateurs relativement petits qui alimentent en parallèle de puissants réseaux publics. Ce cas peut se présenter quand un co-générateur fonctionne en parallèle avec le réseau de distribution d'un service public, qui peut être une source relativement puissante, mais dépourvue de protection très rapide contre les défauts du réseau de distribution. Le retard d'élimination des défauts du réseau peut menacer la stabilité de la centrale de co-génération. L'équipement P342 ne comporte pas de fonction de protection spécifique contre les glissements de pôles, mais un certain nombre de fonctions de protection fournies peuvent offrir une méthode de déclenchement temporisé si elles sont judicieusement mises en œuvre. 2.25.1 Protection contre le retour de puissance Pendant un glissement de pôle, la machine absorbera et exportera de la puissance de manière cyclique au fur et à du glissement du rotor de la machine par rapport au réseau électrique. Par conséquent, tout élément de puissance sélectionné pour fonctionner sur un retour de puissance peut fonctionner pendant le glissement de pôle. Le déclenchement de la protection contre le retour de puissance est généralement temporisé et ce retard empêchera le déclenchement de l'élément pendant un glissement des pôles. Toutefois, chaque seuil de protection de puissance de la P342 est associé à une temporisation de retour ou temporisation de RAZ ("Tempo. DO puiss1", "Tempo. DO puiss2"). Ce dispositif permet d'empêcher la réinitialisation du seuil de retour de puissance pendant un glissement des pôles, permettant un déclenchement si l'événement se prolonge. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2.25.2 (AP) 6-71 Protection de secours du réseau De manière analogue à la fonction de protection de puissance, la fonction de protection de secours fonctionnerait de manière cyclique avec les hauts niveaux de courants périodiques de stator qui surviendraient pendant les glissements des pôles. Ces pointes de courant peuvent également s'accompagner de chutes de tension simultanées aux bornes de l'alternateur, si ce dernier est situé à proximité du centre électrique des oscillations de puissance. Ainsi qu'il est décrit au paragraphe 2.6, la protection de secours du réseau est dotée d'un réglage de maintien temporaire de la caractéristique de temporisation, “tRESET S/I dép V”, “tRESET Z<”, que l'on peut utiliser pour s'assurer que la fonction de protection répondra au fonctionnement cyclique pendant le glissement des pôles. De manière analogue, certains exploitants de petits alternateurs hydrauliques automatisés se basent sur l'action d'intégration de la protection à maximum de courant à disques d'induction pour garantir la déconnexion d'une machine à glissement persistant. 2.25.3 Protection contre la perte d'excitation Une protection légèrement plus rapide contre le glissement des pôles pourrait être assurée dans de nombreuses applications en appliquant judicieusement la fonction de protection contre la perte d'excitation et les temporisations de la logique de configuration associée. Quand l'impédance de source du réseau est relativement petite par comparaison avec l'impédance d'un alternateur pendant le glissement des pôles, le centre électrique du glissement se situera probablement dans l'alternateur. Il sera "en arrière" du point où se situe la protection ainsi que le définit l'emplacement du transformateur de tension. Ce type de situation est susceptible de se produire dans les configurations de co-génération et pourrait également se rencontrer dans certaines configurations de production relativement grandes raccordées à un réseau de transport à interconnexions denses. L'impédance dynamique de l'alternateur pendant le glissement des pôles (Xg) doit se situer entre la valeur moyenne des réactances transitoires longitudinale et transversale (Xd' et Xq') et la valeur moyenne des réactances synchrones longitudinale et transversale (Xd et Xq). Toutefois, aucun de ces extrêmes ne sera effectivement atteint. Pendant les cycles de faible glissement des pôles, les réactances synchrones s'appliqueront tandis que les impédances transitoires s'appliqueront pendant les périodes de glissement relativement élevé. La figure 22 illustre comment l'impédance mesurée au point d'installation de la protection de l'alternateur peut varier pendant le glissement des pôles pour un co-générateur relativement petit raccordé directement à un réseau électrique de distribution relativement puissant. Il convient de noter que le comportement d'un alternateur pendant le glissement des pôles peut être encore compliqué par l'intervention d'un régulateur de tension automatique et par la réponse de toute source d'excitation asservie à la vitesse (excitatrice montée sur l'arbre). Eg Es Zg Ir Base MV VA = 15 MV A Xd = 130% Xd' = 34% Xs = 4.3% (18.37kA at 11kV) Zs R jX Eg/Es = 2.8 (>max) Xs R Eg/Es = 1.2 0.5Xd' Eg/Es = 1.0 Diamètre = Xd Xg Cas: 15 MVA GT Condition: Xg = Xd Eg/Es = 0.8 Eg/Es = 0.19 (<min) P2179FRa Figure 22 : Caractéristiques de la fonction de protection contre la perte d'excitation (petit co-générateur) AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-72 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 La simple analyse de la figure 22 permet de constater que la fonction de protection contre la perte d'excitation peut répondre à la variation d'impédance observée pendant le glissement des pôles dans certaines applications. Toutefois, il peut s'avérer nécessaire de réduire le décalage de la caractéristique d'impédance afin de garantir la réponse de la basse gamme théorique de l'impédance dynamique de l'alternateur (Xg). L'absence du décalage caractéristique normalement recommandé ne doit poser aucune problème de réponse de fonction de protection indésirable dans la plage pendant le fonctionnement normal d'une machine (avec des angles de rotor maintenus au-dessous de 90°), mais une temporisation de déclenchement plus longue pourrait être requise pour empêcher toute réponse intempestive de la protection pendant les oscillations de puissance stables provoquées par les perturbations du réseau. La condition la plus marginale à détecter est celle où l'alternateur est à pleine charge et reçoit une excitation maximale. Même si le décalage caractéristique d'impédance n'est pas réduit, la détection de l'élément d'impédance doit toujours se produire pendant une partie du cycle de glissement, quand l'impédance de la machine et l'angle du rotor sont élevés. Une attention plus particulière doit être accordée au réglage de la temporisation de retour ("Tpo Verr PExcit1") exigé dans de telles circonstances. Pendant le glissement des pôles, tout fonctionnement de la fonction de protection contre la perte d'excitation sera cyclique et par suite, il sera nécessaire de régler la temporisation de retour ("Tpo Verr PExcit1") à une durée plus longue que le temps pendant lequel l'impédance mesurée se situera cycliquement hors de la caractéristique de la perte d'excitation. La temporisation sera généralement réglée à 0.6 s afin de couvrir les fréquences de glissement supérieures à 2 Hz. Quand la temporisation "Tpo Verr. PExcit1" sera réglée, la temporisation de déclenchement de la perte d'excitation ("Tempo P. Excit.1") devra être augmentée au-delà du réglage de "Tpo Verr. PExcit1". La protection contre le glissement des pôles doit être parfois garantie, en particulier en présence d'un alternateur de réseau important raccordé à un réseau de transport relativement faible. Dans de telles applications, et quand un déclenchement rapide est exigé, ou quand la réponse au glissement des pôles de la fonction de protection contre la perte d'excitation est incertaine par ailleurs, une configuration de protection autonome, comme celle de l'équipement P343/4/5, doit être utilisée en supplément. La détection et le déclenchement retardés proposés par la fonction de protection contre la perte d'excitation de la P34x doivent être toutefois adaptés à de nombreuses applications. AP Pour de plus amples informations concernant le réglage de la fonction de protection contre la perte d'excitation en vue de la détection du glissement des pôles, contacter le service Applications de Schneider Electric. 2.26 Protection contre le glissement des pôles de la P343/4/5 (78) 2.26.1 Introduction De brusques variations ou des chocs dans un réseau électrique comme des manœuvres de commutation de ligne, des variations importantes de charge ou la présence de défauts peuvent conduire à des oscillations du réseau électrique qui apparaissent comme des variations régulières des courants, des tensions et du déphasage entre les réseaux. Ce phénomène s'appelle une oscillation de puissance. Dans une situation récupérable, l'oscillation de puissance va décroître puis finalement disparaître au bout de quelques secondes. Le synchronisme sera rétabli et le réseau électrique retrouvera un fonctionnement stable. Dans une situation non récupérable, l'oscillation de puissance deviendra si grave qu'il y aura une perte de synchronisme entre l'alternateur et le réseau, une condition perçue par l'alternateur comme une désynchronisation ou un glissement des pôles. S'il se produit une telle perte de synchronisme, il est indispensable de séparer les zones asynchrones du reste du réseau avant que les alternateurs ne soient détériorés ou avant la survenue d'une panne étendue Le glissement de pôles se produit lorsque la puissance motrice d'entraînement d'un alternateur dépasse la puissance électrique absorbée par le réseau. L'état provient de la différence de fréquences de fonctionnement de deux ou plusieurs machines. Pendant le glissement de pôles, la machine produit alternativement un couple alternateur et un couple moteur d'amplitudes élevées avec des pointes de courant et des creux de tension correspondants. En fonctionnement normal du réseau, les événements suivants peuvent provoquer le glissement des pôles de l'alternateur : Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 • (AP) 6-73 l'apparition d'une anomalie telle que : Un défaut fugitif sur le réseau. La panne du régulateur de vitesse de l'alternateur. La panne de la commande d'excitation de l'alternateur (fonctionnement asynchrone). La reconnexion d'un réseau 'îloté' sans synchronisation. • La variation transitoire des composantes active et réactive de la puissance requise dans le réseau entraîne l'oscillation du rotor de l'alternateur autour du nouveau point d'équilibre. • Si la perturbation transitoire initiale est suffisamment grave et dure suffisamment longtemps, l'oscillation du rotor peut dépasser la limite de stabilité maximum et entraîner le glissement des pôles de l'alternateur. • Pour un réseau faible, les transitoires de manœuvres peuvent également conduire à un glissement des pôles. De nos jours, avec l'arrivée des réseaux THT, des grands alternateurs à refroidissement de conducteurs et avec l'extension des réseaux de transport, les impédances des réseaux et des alternateurs ont considérablement changé. Les impédances des réseaux ont diminué tandis que celles des alternateurs et des transformateurs élévateurs ont augmenté. Cette tendance fait que le centre d'impédance pendant une oscillation de puissance semble être à l'intérieur du transformateur élévateur ou de l'alternateur, ce qui est généralement en dehors de la zone de protection des équipements classiques de protection contre les ruptures de synchronisme installés dans le réseau. Il faut donc utiliser des équipements distincts pour protéger la machine contre le glissement des pôles. Les protections faisant appel à des éléments de mesure de l'impédance pour la détection du glissement des pôles utilisent en entrées les signaux de tension et de courant aux bornes de l'alternateur. Pendant un glissement des pôles d'un alternateur, la tension et le courant du réseau passent par des variations à la fréquence de glissement, d'amplitude extrêmement élevée. Ces variations sont le reflet des changements apparents correspondants se produisant dans l'impédance aux bornes de l'alternateur. L'équipement sera en mesure de détecter l'état uniquement après que les pôles de l'alternateur ont effectivement glissé. La méthode classique fait appel à la mesure de l'impédance aux bornes de l'alternateur pour déterminer s'il y a glissement de pôles ou non. Des éléments directionnels et une droite nommée blinder (ou œillère) sont utilisés avec un élément mho pour obtenir les caractéristiques d'équipement souhaitées. 2.26.2 Caractéristiques de perte de synchronisme Avant d'aller plus avant, il faut donner quelques explications sur la caractéristique de perte de synchronisme utilisée dans l'analyse du glissement des pôles d'un alternateur. Une méthode couramment utilisée pour détecter la perte de synchronisme est d'analyser l'impédance apparente mesurée aux bornes de l'alternateur. D'après la représentation simplifiée d'une machine et du réseau, illustrée à la figure 23, l'impédance présentée à l'équipement ZR (installé au point A) subissant une perte de synchronisme (oscillation de puissance ou glissement de pôles récupérable) peut se décrire par la formule 1 : AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-74 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 EG ZG ZT ZS ES G S A B P1254ENa Avec : EG = Tension aux bornes de l'alternateur ZG= Impédance de l'alternateur ZT = Impédance du transformateur élévateur ZS = Impédance du réseau raccordé à l'alternateur ES = Tension réseau ZR = (ZG + ZT + ZS) n (n - cosδ - j sinδ) (n - cosδ)2 + sin2 δ - ZG --------------------- Equation 1 Avec : EG n = E = rapport d'amplitude entre la tension aux bornes de l'alternateur et la tension du S réseau ĖG AP δ = arg Ė = angle rotor par lequel la tension aux bornes de l'alternateur est en avance de S phase par rapport à la tension du réseau Figure 23 : Réseau simplifié à deux machines. L'impédance apparente vue aux bornes de l'alternateur (Point A) varie en fonction du rapport n et du déphasage δ entre la machine et le réseau. A l'aide du diagramme d'impédance R/X, on peut tracer le lieu des points d'impédance représentant une perte de synchronisme avec les impédances du réseau, comme indiqué à la figure 24. P1255ENa Figure 24 : Points d'impédance apparents vus aux bornes de l'alternateur (point A) Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-75 Il est tout à fait prouvé que le lieu de l'impédance mesurée aux bornes de l'alternateur (point A) est soit une ligne droite soit un cercle selon que EG et ES sont d'amplitude égale ou différente. Le lieu géométrique d'impédance est une ligne droite, médiatrice du segment représentant l'impédance totale du réseau entre G et S quand EG / ES = 1. Quand EG / ES > 1, le lieu géométrique de l'impédance est un cercle situé au-dessous de la médiatrice avec son centre sur le prolongement de la droite d'impédance totale GS. Quand EG / ES < 1, le lieu géométrique de l'impédance est un cercle situé au-dessous de la médiatrice avec son centre sur le prolongement de la droite d'impédance totale SG. Les diamètres et les centres de ces cercles sont fonction du rapport de tension EG / ES et de l'impédance totale, comme l'illustre la figure 24. Il n'est pas toujours nécessaire d'aller dans le détail du traçage de la caractéristique circulaire pour identifier la perte de synchronisme. Dans la plupart des cas, il suffit de tracer la médiatrice de la droite d'impédance totale pour localiser le point du réseau où il y aura intersection de l'oscillation, ce qui est suffisamment précis pour les besoins de protection. Il faut noter que l'angle formé par l'intersection des droites SL et GL sur la droite ML est le déphasage δ entre l'alternateur et le réseau. Pendant une oscillation de puissance irrécupérable, δ oscille entre 0 et 360 degrés en fonction des points L et M sur la médiatrice. Il y a plusieurs points intéressants sur la droite LM. Le premier est le point où le déphasage atteint 90 degrés. Si nous traçons un cercle dont le diamètre est l'impédance totale, (segment GS), l'intersection du cercle et de la droite LM sera le point où δ=90 degrés. Si le lieu géométrique d'oscillation ne va pas au-delà de ce point, le réseau sera en mesure de retrouver le synchronisme. Par contre, si le point atteint 120 degrés ou plus, le réseau aura fort peu de chance de retrouver un fonctionnement normal. Quand le lieu géométrique d'impédance coupe l'impédance totale, la droite GS, l'alternateur et le réseau sont déphasés de 180 degrés, ce qui est désigné par le centre électrique ou le centre d'impédance du réseau. Quand le lieu géométrique traverse ce centre et pénètre dans la partie gauche de la droite GS, l'alternateur et le réseau reviennent en phase. Un cycle de glissement a été réalisé quand le lieu géométrique d'impédance atteint le point où l'oscillation a démarré. A noter que les hypothèses suivantes ont été effectuées dans cette approche simplifiée. 2.26.3 • EG/ ES est supposé rester constant pendant l'oscillation • Les transitoires initiaux et les effets des saillances de l'alternateur sont négligés • Les variations transitoires d'impédance par suite d'un défaut ou de l'élimination d'un défaut ont régressées • Les effets du régleur et du régulateur de vitesse sont négligés Caractéristiques du glissement de pôles d'alternateur Comme il a été noté auparavant, les impédances d'alternateur et de réseau ont changé au cours des dernières décennies. Dans de nombreux cas, le centre électrique ou le centre d'impédance se situe à l'intérieur de l'alternateur ou du transformateur élévateur. De plus, pour la plupart des charges de machine, la tension de machine interne équivalente sera inférieure à 1.0 p. u. et donc inférieure à la tension réseau équivalente. Par conséquent, les caractéristiques de glissement de pôles vues aux bornes de l'alternateur suivront généralement la caractéristique de perte de synchronisme quand le rapport de tension EG/ ES < 1 qui est au-dessous du centre d'impédance. Se reporter au point EG/ ES < 1 à la figure 24 pour avoir un exemple. Dans la réalité, les lieux des points d'impédance vus aux bornes de l'alternateur peuvent être différents par rapport aux lieux des points théoriques. Les paragraphes qui suivent illustrent l'impact sur la caractéristique de glissement de pôles lorsque d'autres facteurs sont pris en compte. 2.26.3.1 Que se passe-t-il si EG / ES a des valeurs différentes de un (1) ? Pour une impédance totale donnée, quand le rapport de tension passe au-dessous de un (1), le cercle voit également son diamètre diminuer et son centre se rapprocher de l'origine. Par conséquent, une tension interne réduite diminue le diamètre pour les lieux géométriques d'impédance. Le calcul du rayon et du centre du cercle à l'aide de la formule illustrée à la figure 24 illustre ces tendances. Pendant un défaut, si le régulateur de tension est hors service la tension interne de la machine va décroître et restera au seuil inférieur résultant après l'élimination du défaut. Si les effets du AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-76 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 régulateur de tension pendant un défaut sont inclus, les cercles lieux géométriques d'impédance ont un diamètre plus grand tout en restant dans la zone de l'alternateur. 2.26.3.2 Que se passe-t-il si différentes impédances réseau sont appliquées ? L'impédance réseau joue également un rôle dans la détermination du diamètre du cercle et de la localisation. Si l'impédance réseau décroît, le diamètre des lieux géométriques d'impédance diminue et le centre se rapproche de l'origine. Il faut noter que le centre d'impédance d'un réseau n'est pas un point fixe du fait de la variation de l'impédance réseau dans des conditions de fonctionnement différentes. Par conséquent, les points d'impédance doivent être déterminés aux impédances réseau maximum et minimum. 2.26.3.3 Comment déterminer la réactance d'alternateur pendant un glissement de pôles ? Puisque la réactance de l'alternateur joue un rôle dans la détermination des lieux géométriques d'impédance du glissement de pôles, il est indispensable d'utiliser des valeurs de réactance adéquates lors du tracé de ces lieux géométriques. Au glissement nul, XG est égal à la réactance synchrone (Xd) et au glissement de 100%, XG est égal à la réactance subtransitoire (X''d). Un cas typique a montré que l'impédance était égale à la réactance transitoire X'd à un glissement de 50% et à 2X'd, quand le glissement était de 0.33%. Comme la plupart des glissements sont susceptibles de se produire à un fonctionnement à faible vitesse asynchrone, peut-être 1%, il est suffisant de prendre la valeur XG = 2X'd lors de l'évaluation du glissement de pôles. 2.26.3.4 Comment déterminer le taux de glissement de pôles ? Le taux de glissement entre l'alternateur et le réseau électrique est une fonction du couple d'accélération et de l'inertie des systèmes. En général, le taux de glissement ne peut pas être obtenu de manière analytique. Il est recommandé de déterminer le taux de glissement par des études de stabilité transitoire dans lesquelles l'excursion angulaire du réseau est tracée par rapport au temps. Bien que le taux de glissement ne soit pas constant pendant un glissement de pôles, il est raisonnable de supposer qu'il est constant pendant le premier demi-cycle de glissement qui intéresse la protection. Pour un alternateur à simple ligne d'arbre, il est compris dans la plage 250 - 400 degrés/s. Tandis que pour des groupes à double ligne d'arbre, le glissement initial moyen sera compris entre 400 et 800 degrés/s. AP 2.26.4 Impératifs généraux de la protection contre le glissement de pôles Ayant quelques notions sur les caractéristiques de glissement de pôles, on peut énumérer les règles générales suivantes concernant la protection contre le glissement de pôles : • Dans l'ensemble, la protection contre le glissement de pôles doit rester stable dans toutes les conditions de défaut et pour les oscillations de puissance récupérables autre qu'un véritable glissement de pôles irrécupérable. • Pour une perte de synchronisme particulière, si le centre d'impédance se trouve dans la zone alternateur / transformateur élévateur, il est recommandé d'effectuer le déclenchement de l'alternateur sans tarder de préférence pendant le premier demi-cycle de glissement d'une perte de synchronisme. Si le centre se situe en dehors de la zone, l'équipement de protection contre le glissement de pôles ne doit pas être déclenché immédiatement mais doit attendre que le déclenchement se produise en un autre emplacement à l'extérieur de la centrale électrique. C'est uniquement dans le cas où ce déclenchement fait défaut que la protection contre le glissement de pôles d doit répondre en stade II, autrement dit après un nombre prédéterminé de glissement, pour isoler l'alternateur. • Pour réduire les détériorations subies par l'alternateur pendant un glissement de pôles, il faut que la protection détecte avec fiabilité le premier glissement et tous les autres glissements d'une machine synchrone dans une large plage (fréquence de glissement de 0.1% à 10% de fn). • Le déclenchement doit éviter le point où l'alternateur et le réseau sont déphasés de 180 degrés, quand les courants atteignent la valeur maximale et soumettent le disjoncteur à une tension de rétablissement maximale pendant l'interruption. • Puisque le glissement de pôles est essentiellement un phénomène triphasé équilibré, seul un élément monophasé doit être implanté dans l'équipement de protection. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 2.26.5 (AP) 6-77 Schéma lenticulaire 2.26.5.1 Caractéristique La caractéristique du glissement de pôles de la P343/4/5 est constituée de trois parties comme l'illustre le schéma R/X à la figure 25. La première partie est la caractéristique lenticulaire La seconde partie est une droite désignée par le terme blinder qui coupe la lentille et divise le plan d'impédance en une moitié droite et une moitié gauche. La troisième partie est la droite de réactance qui est perpendiculaire au blinder. L'inclinaison de la lentille et du blinder θ est déterminée par l'angle de l'impédance totale du réseau. L'impédance équivalente du réseau et du transformateur élévateur détermine la portée aval de la lentille, ZA, tandis que c'est la réactance transitoire de l'alternateur qui détermine la portée amont ZB. La largeur de la lentille varie en fonction du réglage de l'angle α. La droite de réactance, perpendiculaire à l'axe de la lentille, permet de savoir si le centre d'impédance de l'oscillation est situé dans le réseau électrique ou dans l'alternateur. Elle est définie par la valeur de Zc le long de l'axe de la lentille, comme l'illustre la figure 25. La droite de réactance divise la lentille en une Zone 1 (lentille au-dessous de la droite) et en une Zone 2 (toute la lentille). OEillère de charge X ZA ZC Ligne de réactance a q AP R Lentille ZB P1256FRa Figure 25 : Protection contre le glissement de pôles en utilisant la caractéristique du blinder et de la lentille 2.26.5.2 Modes générateur et moteur Lorsqu'un alternateur n'est plus synchronisé sur le réseau, le lieu géométrique d'impédance doit traverser la lentille et le blinder de la droite vers la gauche. Cependant, si l'alternateur fonctionne en mode moteur, comme c'est le cas en mode de pompage d'une centrale de pompage, le lieu d'impédance doit osciller de la gauche vers la droite. Un réglage est prévu pour déterminer si la protection fonctionne en mode alternateur, en mode moteur ou dans les deux modes. De plus, quand un alternateur fonctionne à faible charge, charge <30%, du fait de la présence d'un important amortissement réseau pendant un défaut, l'alternateur peut ralentir et provoquer un glissement de type moteur (glissement négatif). Pour détecter ce mode de glissement, 'Mode GlisP' doit être sur 'Tous les deux'. Si la protection fonctionne en mode générateur, l'impédance doit être sur la partie droite de la lentille dans des conditions de charge normales. Pendant un glissement de pôles, le lieu géométrique d'impédance traverse la droite puis la gauche de la lentille. La durée minimum passée dans chaque moitié de lentille peut être réglée avec les temporisations T1 pour le côté droit et T2 pour le côté gauche. L'équipement enregistre un cycle de glissement de pôles quand le point quitte finalement la lentille du côté opposé. Si la protection fonctionne en mode moteur, l'impédance doit être du côté gauche de la lentille dans des conditions de charge normales. Pendant un glissement de pôles, le lieu géométrique d'impédance traverse la moitié gauche puis la moitié droite de la lentille, passant là encore au moins respectivement les tempsT1 et T2 dans chaque moitié et quitte la lentille du côté opposé. P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-78 2.26.6 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Consignes de réglage de la protection contre le glissement de pôles X Z A Lentille gauche A Droite de réactance Lentille droite B Zs Pompage d'un réseau Zc Q N SXT a M Ang T T 2 1 XG Z P R Caractéristique du glissement de pôles Pompage stable B Œillère de charge P2180FRa Figure 26 : Caractéristique du schéma lenticulaire 1. AP Portée aval ZA et portée amont ZB. Comme il a été noté plus haut, le meilleur réglage de la lentille est lorsque les points ZA et ZB coïncident avec l'impédance réseau (ZT+ZS) et la réactance de l'alternateur (XG), voir figure 24. L'angle α de la lentille correspond dans ce cas à l'angle α entre les f.é.m. EG et ES auxquelles l'impédance entre dans la lentille, voir figure 24. Comme la plupart des glissements risquent de se produire aux faibles vitesses asynchrones, peut-être à 1%, il suffit de prendre la valeur XG=2X'd lors de l'évaluation du glissement de pôles, voir paragraphe 2.26.3.3. Quand les valeurs de ZS et de la réactance d'alternateur XG varient, ZA et ZB doivent être réglés en conséquence aux valeurs maximales correspondantes. De grands écarts entre EG et ES, voir figure 24 et sections 2.26.3.1, peuvent entraîner la diminution du cercle des points d'impédance. Il est donc possible que le cercle, lieu des points de glissement de pôles, traverse deux fois le blinder et la lentille avec des réglages ZA et ZB élevés, produisant une lentille allongée. Cependant, la logique de l'état de la machine évitera de compter 2 glissements de pôles pour cette condition, si bien qu'il n'y a pas de limite maximum aux réglages ZA et ZB. 2. Inclinaison de lentille θ L'inclinaison de la lentille doit être compatible avec l'angle d'impédance réseau, vecteur GS à la figure 24. 3. Angle α. La largeur de la lentille est proportionnelle à l'angle α. Deux facteurs doivent être envisagés pour déterminer l'angle α correct : • Dans toutes les conditions, l'impédance de charge reste en toute sécurité en dehors de la lentille. • Le point de déclenchement, limité par le côté gauche de la lentille pour le mode générateur, doit être le point auquel le déphasage entre le réseau et l'alternateur est petit. Bien que les disjoncteurs soient calibrés pour couper deux fois la tension réseau, autrement dit quand les machines sont en opposition de phase, il est recommandé d'émettre la commande de déclenchement au plus petit déphasage possible. Pour cette raison, l'angle α doit être choisi aussi petit que possible (plage de réglage comprise entre 90° et 150°). Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-79 La construction de la lentille est illustrée à la figure 27, ZR étant la largeur maximum de la moitié de la lentille. La composante résistive minimum de la charge doit être d'au moins 130% de la portée de la lentille, ZR, dans la direction transversale. ZR peut être déterminé par la formule suivante : ZR = (ZA + ZB) /2 x tan (90° - α/2) Pour une résistance de charge minimale donnée RLmin, le réglage admissible minimum de α est de : αMini. = 180° – 2 x tan-1 (1.54 x RLmin / ( ZA + ZB)) RLmin vaut alors au moins 1.3 ZR Remarque : le réglage minimum de l'équipement pour α est 90° car cela définit la plus grande taille de la caractéristique, un cercle. X Ligne de réactance Œillère de charge Zone de démarrage Zone 2 Zone 1 R1 R2 R4 R3 R AP Lentille R représente la région P1256FRb Figure 27 : Protection contre le glissement de pôles en utilisant la caractéristique de blinder et de lentille 4. Réglage de la réactance La valeur de Zc La valeur de Zc détermine la distance de la droite de réactance à l'origine. La droite de réactance fournit un moyen de savoir si le glissement de pôles se situe à l'intérieur de l'alternateur ou s'il s'agit d'une oscillation de puissance dans le réseau électrique HT. Cette valeur doit être réglée pour englober la réactance du transformateur élévateur et de l'alternateur avec une marge suffisante. 5. Compteurs de glissement de pôles Il existe des compteurs à la fois pour la Zone1 et la Zone2 pour dénombrer le nombre de cycles de glissement de pôles avant l'émission du signal de déclenchement. Une temporisation de réinitialisation réglable par l'utilisateur est disponible pour remettre à zéro les compteurs lorsque l'état de glissement de pôles est éliminé par d'autres équipements de protection du réseau. 6. Temporisations T1 et T2 Pendant le glissement des pôles, le lieu géométrique d'impédance traverse la lentille en passant au moins le temps T1 dans la région 2 et le temps T2 dans la région 3, voir figure 27. Des tests de simulation ont prouvé que les glissements de pôles jusqu'à 10 Hz peuvent être détectés avec un réglage d'angle α de 120° et des réglages de temps de 15 ms pour T1 et T2. Il est donc recommandé de régler T1 et T2 à 15 ms. P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-80 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 7. Temporisation de réinitialisation La temporisation de réinitialisation doit être réglée à une valeur supérieure à la durée maximale prévue pour que la machine passe par le nombre prédéfini de glissement de pôles pour la zone1 ou la zone2. La temporisation de réinitialisation est requise pour remettre à zéro les compteurs de glissement de pôles qui sont éliminés par une protection externe. Par exemple si le compteur Z2 est réglé pour fonctionner après 2 glissements de pôles dans le réseau électrique, et si après un compte de 1, l'état est éliminé par une autre protection du réseau, les compteurs devront être remis à zéro. 8. Mode de glissement de pôles Lorsqu'un alternateur n'est plus synchronisé sur le réseau, le lieu géométrique d'impédance doit traverser la lentille et le blinder de la droite vers la gauche. Cependant, si l'alternateur fonctionne en mode moteur, comme c'est le cas en mode de pompage d'une centrale de pompage, le lieu d'impédance doit osciller de la gauche vers la droite. Le réglage du mode de glissement de pôles est prévu pour déterminer si la protection fonctionne en mode 'générateur' ou en mode 'moteur' ou dans 'tous les deux'. Pour une centrale de pompage, le fonctionnement peut passer du mode générateur au mode moteur et vice-versa. Il y a donc une fonction prévue pour que la protection détecte le mode de fonctionnement normal de la machine, générateur ou moteur, afin d'exécuter la détection de glissement de pôles dans l'un ou l'autre des modes. Cette fonction est activée quand le mode de glissement de pôles est réglé sur 'Tous les deux'. AP De plus, quand un alternateur fonctionne à faible charge, charge <30%, du fait de la présence d'un important amortissement réseau pendant un défaut, l'alternateur peut ralentir et provoquer un glissement de type moteur (glissement négatif). Pour détecter les glissements de pôles dans des conditions de faible charge et de charge normale, le mode de glissement de pôles doit être réglé sur 'Tous les deux'. 2.26.6.1 Exemples de réglage du glissement de pôles Les impédances dans la P343/4/5 peuvent être réglées en termes de grandeurs primaires ou secondaires mais, par souci de clarté, toutes les valeurs d'impédance utilisées dans ces exemples seront des grandeurs primaires. 2.26.6.2 Exemple de calcul 360 MVA 360 MVA X’d = 0,25 18 kV XT = 0,15 X1 = 0,2 P1259FRa Figure 28 : Exemple d'une configuration réseau Données de l'alternateur et du transformateur élévateur : Puissance de base Pn = 360 MVA Tension de base Vn = 18 000 kV Résistance de charge min RLmin = 0.77 Ω Angle d'impédance réseau ≥ 80° Impédance d'alternateur 0.25 pu Impédance du transformateur 0.15 pu Impédance réseau 0.2 pu L'équipement de protection contre le glissement de pôles est placé au niveau des bornes de l'alternateur. ZA et Zc sont dirigées vers le transformateur élévateur et le reste du réseau. La droite de réactance est nécessaire pour faire la distinction entre les oscillations de puissance avec des centres électriques à l'intérieur de la zone alternateur / transformateur et celles en dehors de cette zone. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-81 L'impédance de base est : Zbase = Vn2/Pn = 182/360 = 0.9 Ω ZA = (XT + X1) Zbase = (0.15+0.2) x 0.9 = 0.315 Ω ZB = 2X’d x Zbase = 2 x 0.25 x 0.9 = 0.45 Ω Zc est réglé à 90% de la réactance du transformateur Zc = 0.9 x (XT) Zbase = 0.9 x 0.15 x 0.9 = 0.122 Ω L'angle minimum approprié α qui définit la limite de la lentille par rapport à la résistance de charge minimum est αMini. = 180° – 2 x tan-1 (1.54 x RLmin / (ZA + ZB)) αMini. = 180° – 2 x tan-1 (1.54 x 0.77 / (0.315 + 0.45)) αMini. = 65.7° Le réglage minimum de α sur l'équipement est 90°, c'est le réglage utilisé. T1 et T2 sont réglés à 15 ms et θ est réglé à l'angle d'impédance réseau de 80°. 2.27 Protection contre la surcharge thermique (49) 2.27.1 Introduction Les surcharges peuvent provoquer un échauffement du stator qui dépasse la limite thermique de l'isolement des enroulements. D'après des résultats empiriques, la durée de vie de l'isolement est diminuée d'environ la moitié pour chaque tranche d'échauffement de 10°C au-dessus de la valeur nominale. Néanmoins, la durée de vie de l'isolement ne dépend pas exclusivement de l'échauffement mais également de la durée pendant laquelle l'isolement est maintenu à cette température élevée. Du fait de la capacité d'accumulation thermique relativement grande d'une machine électrique, des surcharges brèves et peu fréquentes ont peu de risque d'endommager la machine. Par contre, des surcharges plus durables de quelques pourcents peuvent entraîner un vieillissement prématuré de la machine et une défaillance de l'isolement. La complexité physique et électrique de la construction d'un alternateur aboutit à un rapport thermique complexe. Il est impossible de créer un modèle mathématique précis des véritables caractéristiques thermiques de la machine. Cependant, si l'alternateur est considéré comme étant un corps homogène, développant de la chaleur en son sein à un taux constant et dissipant la chaleur à un taux directement proportionnel à l'échauffement, on peut montrer que la température à un instant quelconque est donnée par une caractéristique thermique temps-courant, appelée image thermique. Comme expliqué auparavant, c'est une simplification très réductrice que d'envisager l'alternateur comme un corps homogène. L'échauffement de différentes parties et même de divers points dans la même partie peut être très irrégulier. Néanmoins, il est raisonnable d'estimer que le rapport courant-temps suit une courbe inverse. Pour obtenir une représentation plus précise de l'état thermique de la machine, on peut utiliser des sondes de température (RTD) qui surveillent des zones particulières de la machine. De plus, pour des surcharges brèves, l'utilisation de sondes RTD et d'une protection à maximum de courant peut fournir une meilleure protection. Il convient de remarquer que le modèle thermique ne compense pas les effets de variation de la température ambiante. Si la température ambiante est anormalement élevée ou si le refroidissement de la machine est bloqué, les RTD fourniront une meilleure protection. 2.27.2 Image thermique Les protections P342/3/4/5 modélisent la caractéristique thermique temps - courant d'un alternateur en générant en son sein une image thermique de la machine. Les composantes directe et inverse du courant d'alternateur sont mesurées individuellement, puis combinées pour former un courant équivalent, Ieq, qui est fourni au circuit d'image thermique. L'échauffement dans l'image thermique est produit par Ieq2 et tient donc compte de l'échauffement généré à la fois par la composante directe et la composante inverse du courant. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-82 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 La présence de courants de phase déséquilibrés provoquera un échauffement supplémentaire du rotor qui risque de ne pas être pris en compte par certains équipements de protection thermique s'appuyant exclusivement sur la mesure de courant. La charge déséquilibrée produit un flux de composantes de courants directs et inverses. Le déséquilibre de charge peut survenir suite à la charge d'une seule phase, à l'apparition de charges non linéaires (comportant des circuits électroniques de puissance ou des fours à arcs, etc.), en présence de défauts asymétriques non éliminés ou répétitifs, au fonctionnement de fusibles, à un cycle de déclenchement / réenclenchement monophasé sur le réseau de transport, à la rupture de conducteurs aériens et aux défaillances dissymétriques de sectionneurs. Toute composante de courant inverse dans le stator induira dans le rotor un flux tournant en sens inverse au double de la vitesse synchrone.. Cette composante de flux induira des courants de Foucault à double fréquence dans le rotor, pouvant provoquer une surchauffe du corps du rotor, des enroulements principaux du rotor, des enroulements de l'amortisseur, etc. Cette surchauffe supplémentaire n'est pas prise en compte dans les courbes de limite thermique fournies par le fabricant d'alternateur car ces courbes supposent la présence exclusive de courants directs provenant d'une alimentation et d'une conception d'alternateur parfaitement équilibrées. Le modèle thermique P34x peut être polarisé pour refléter l'échauffement additionnel provoqué par le courant inverse quand la machine est en marche. Cette polarisation s'effectue en créant un courant d'échauffement équivalent plutôt qu'en utilisant simplement le courant de phase. Le coefficient M est une constante qui relie la tenue à la grandeur inverse du rotor à la tenue à la grandeur directe du rotor. Si le coefficient M vaut 0, la polarisation du déséquilibre est désactivée et la courbe de surcharge sera temporisée en fonction du courant direct mesuré de l'alternateur. Noter que la P34x comporte aussi une fonction de 2 protection à maximum de courant inverse, basée sur Ii t et spécialement destinée à la protection thermique du rotor. Le courant équivalent pour le fonctionnement de la protection contre les surcharges est donné par la formule suivante : AP = √(Id2 + MIi2) Id = courant direct Ii = courant inverse M = constante réglable par l'utilisateur, proportionnelle à la capacité thermique de la machine Iéq Avec : Comme il est expliqué au préalable, la température d'un alternateur croît de manière exponentielle avec le courant. De même, quand le courant décroît, la température décroît également de la même manière. Par conséquent, pour obtenir une protection soutenue et étroite contre les surcharges, l'équipement P342/3/4/5 incorpore une vaste plage de constantes de temps thermique pour l'échauffement et le refroidissement. En outre, la capacité de tenue thermique de l'alternateur est affectée par l'échauffement dans l'enroulement avant la surcharge. L'image thermique est prévue pour prendre en compte les extrêmes du courant nul avant défaut, appelé état 'froid', et du courant à pleine charge avant défaut, appelé état 'chaud'. En l'absence de courant avant défaut, l'équipement fonctionne sur la 'courbe à froid'. Lorsqu'un alternateur fonctionne à pleine charge avant l'apparition d'une surcharge, c'est la 'courbe à chaud' qui s'applique. En temps normal, l'équipement fonctionne donc entre ces deux limites. 2.27.3 Guide de réglage La valeur du courant est calculée comme suit : Déclenchement thermique = Charge permanente admissible de l’ouvrage / Rapport des TC. La constante de temps thermique d'échauffement doit être telle que la courbe de surcharge reste toujours au-dessous des limites thermiques fournies par le fabricant. Ainsi, il y aura un déclenchement de la machine avant l'atteinte de la limite thermique. Le réglage de l'équipement, "Constante tps 1" est en minutes. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-83 La constante de temps thermique de refroidissement doit être fournie par le fabricant. Cependant, sans spécification, le réglage de la constante de temps de refroidissement, "Constante tps 2", doit être égal à la valeur de la constante de temps d'échauffement principale, "Constante tps 1". La constante de temps de refroidissement s'applique quand la machine est en marche et que le courant de charge décroît. Il est donc pratique de supposer que la constante de temps de refroidissement est semblable à la constante de temps d'échauffement si l'on ne dispose pas d'informations du fabricant. Quand la machine ne tourne pas, la machine se refroidira normalement nettement plus lentement que lorsque le rotor tourne. Le réglage de l'équipement, "Constante tps 2" est en minutes. Une alarme peut intervenir lorsqu’un état thermique correspondant à un pourcentage du seuil de déclenchement est atteint. Un réglage typique peut être "Alarme thermique" = 70% de la capacité thermique. L'alarme thermique peut également servir à éviter le redémarrage de l'alternateur tant que le seuil d'alarme n'est pas réinitialisé. Pour cette application, le réglage typique peut être de 20%. Le "M Factor" (coefficient M) est utilisé pour augmenter l'influence du courant inverse sur la protection par image thermique due aux courants déséquilibrés. S'il faut tenir compte de l'échauffement dû aux courants déséquilibrés, ce facteur doit être pris égal au rapport de la tenue au courant inverse du rotor à la tenue au courant direct du rotor à la vitesse nominale. Lorsqu'il n'est pas possible de calculer un réglage exact, il faut utiliser un réglage de 3. Il s'agit d'un réglage typique qui doit suffire pour la plupart des applications. Si le coefficient M vaut 0, la polarisation du déséquilibre est désactivée et la courbe de surcharge sera temporisée en fonction du courant direct mesuré de l'alternateur. A noter que cette surchauffe supplémentaire par les courants déséquilibrés n'est pas prise en compte dans les courbes de limite thermique fournies par le fabricant d'alternateur car ces courbes supposent la présence exclusive de courants directs provenant d'une alimentation et d'une conception d'alternateur parfaitement équilibrées ; le réglage par défaut est donc 0. 2.28 Défaillance disjoncteur (50BF) En présence d'un défaut, un ou plusieurs dispositifs de protection principaux émettent un ordre de déclenchement sur le ou les disjoncteurs associés à l’ouvrage protégé. Le fonctionnement du disjoncteur est essentiel pour isoler le défaut et éviter des détériorations sur le réseau. Sur les réseaux de transport ou de répartition, l’élimination trop lente d’un défaut peut affecter la stabilité du système. En règle générale, une protection contre les défaillances de disjoncteur est installée qui contrôle que le fonctionnement du disjoncteur se produit dans les temps prévus. Si le courant de défaut n'est pas interrompu à l'issue d'une temporisation définie, la protection contre les défaillances de disjoncteur (DDJ) fonctionne. Le fonctionnement de la protection DDJ commande le déclenchement d'autres disjoncteurs amont pour isoler correctement le défaut. La protection DDJ peut également supprimer les ordres de verrouillages liés à la sélectivité logique. 2.28.1 Principes de remise à zéro des temporisations de défaillance de disjoncteur Des éléments à minimum d’intensité sont généralement utilisés dans les équipements de protection pour détecter l’ouverture des pôles du disjoncteur (interruption du courant de défaut ou de charge). Cela couvre les cas suivants : • Lorsque les contacts auxiliaires de disjoncteur sont défaillants ou ne sont pas fiables pour indiquer le déclenchement du disjoncteur de manière sûre. • Lorsqu'un disjoncteur a commencé à s'ouvrir puis s'est bloqué. Cela peut se traduire par un amorçage permanent au niveau des contacts principaux, avec une résistance d’arc supplémentaire. Dans le cas où la résistance d’arc limiterait significativement le courant de défaut, il y aurait risque de retombée de l’élément de seuil. De ce fait, la remise à zéro de cet élément ne fournirait pas une indication fiable sur l’ouverture complète du disjoncteur. Pour toutes les protections fonctionnant avec le courant, les équipements utilisent l’action des éléments à minimum d’intensité (I<) pour détecter que les pôles de disjoncteur concernés ont déclenché et remettre à zéro les temporisations de la défaillance de disjoncteur. Néanmoins, les éléments à minimum d’intensité peuvent ne pas constituer des méthodes fiables pour réinitialiser une défaillance de disjoncteur dans toutes les situations. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-84 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Par exemple : • Lorsqu'une protection fonctionnant sans courant, comme la protection à minimum/maximum de tension ou la protection à minimum/maximum de fréquence, tire ses mesures d'un transformateur de tension de ligne. Dans ce cas, I< constitue une méthode de retombée fiable si un courant de charge circule en permanence dans le circuit protégé. Pour ce type d'application il pourra être préférable de constater la retombée de l'ordre issu de la protection elle-même. • Lorsqu'une protection fonctionnant sans courant, comme la protection à minimum/maximum de tension ou la protection à minimum/maximum de fréquence, tire ses mesures d'un transformateur de tension raccordé à un jeu de barres. Là encore, l'emploi de I< serait basé sur une présence de courant de charge. De plus, le déclenchement du disjoncteur ne peut pas supprimer la condition initiale du jeu de barres et par suite la retombée de l'élément de protection risque de ne pas se produire. Dans de tels cas, la position des contacts auxiliaires du disjoncteur peut constituer la meilleure méthode de réinitialisation. 2.28.1.1 Réglages de temporisation de défaillance de disjoncteur Les réglages typiques de temporisation à utiliser sont les suivants : Mécanisme de réinitialisation de défaillance de DJ Temporisation tDDJ RAZ élément de mise en route Temps d'interruption DJ + temps de réinit. d'élément (maxi.) + erreur de tempo. tBF + marge de sécurité 50 + 50 + 10 + 50 = 160 ms DJ ouvert Temps d'ouverture/fermeture (maxi.) des contacts auxiliaires DJ + erreur de tempo. tBF + marge de sécurité 50 + 10 + 50 = 110 ms Éléments à minimum de courant Temps d'interruption DJ + temps de fonctionnement (maxi.) d'élément à mini. de courant + marge de sécurité 50 +12 + 50 = 112 ms AP Tempo. typique pour DJ à 2 cycles 1/2 Remarque : Toutes les réinitialisations de défaillance de disjoncteur impliquent le fonctionnement des éléments de minimum d’intensité. Pour la réinitialisation de l'élément de protection ou pour la réinitialisation de disjoncteur ouvert, il convient d'utiliser le réglage de temps de minimum d’intensité dans le pire des cas. Les exemples ci-dessus portent sur le déclenchement direct d'un disjoncteur avec un temps d'ouverture de 2½ périodes. Remarque : Lorsque des relais auxiliaires de déclenchement sont utilisés, un temps supplémentaire de 10 à 15 ms doit être ajouté pour tenir compte du fonctionnement du relais de déclenchement. 2.28.2 Réglages du seuil en courant de défaillance de disjoncteur Le réglage du seuil du minimum de courant de phase (I<) doit être inférieur au courant de charge pour garantir que le fonctionnement de I< indique l'ouverture du pôle de disjoncteur. Un réglage typique pour une ligne aérienne ou un câble est de 0.2 x In, ce réglage pouvant être abaissé à 5% dans le cas de générateurs. Les éléments à minimum de courant de protection sensible contre les défauts à la terre (SEF) et contre les défauts à la terre de réserve (SBEF) doivent être configurés à des valeurs inférieures à leurs seuils de déclenchement respectifs, généralement comme suit : ITS< = (ITS> déc) / 2 IN< = (IN> décl.) Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-85 Pour les applications à des alternateurs, les éléments à minimum de courant doivent être mesurés à partir des TC situés aux bornes de l'alternateur. Ceci est dû au fait que pour un défaut interne de l'alternateur et après le déclenchement du disjoncteur, l'alternateur continue de fournir un courant de défaut. Celui-ci est détecté par les éléments à minimum de courant à partir des TC situés côté neutre de l'alternateur. Ceci pourrait donc donner une fausse indication de défaillance du disjoncteur. La protection à maximum de courant contrôlée par la tension et la protection à minimum d'impédance, utilisées comme protections de secours contre les défauts sur le réseau, sont normalement raccordées aux TC côté neutre de manière à ce que l'alternateur se trouve dans la zone protégée. Ces protections utilisent les entrées de courant IA, IB et IC dans l'équipement P342/3/4/5. Pour cela, si les entrées IA, IB, IC sont connectées aux TC côté neutre, les entrées IA-2, IB-2, IC-2 doivent être sélectionnées pour les éléments de minimum de courant en utilisant le réglage 'I< CT Source - IA-1, IB-1, IC-1/ IA-2, IB-2, IC-2'. 2.29 Protection contre l'amorçage de disjoncteur Avant la synchronisation de l'alternateur, ou immédiatement après le déclenchement de l'alternateur, quand l'alternateur protégé risque de glisser par rapport à un réseau électrique, il est possible d'établir une tension entre phase et neutre égale au minimum au double de sa valeur nominale aux bornes du disjoncteur de l'alternateur. Une tension encore plus élevée peut être brièvement établie immédiatement après le déclenchement de l'alternateur en cas de défaillance de force motrice, quand le niveau d'excitation précédant la défaillance est maintenu jusqu'à ce que le régulateur automatique de tension (AVR) prenne le relais. Tandis que le disjoncteur de l'alternateur doit être conçu pour faire face à de telles situations, la probabilité de défaillance du sectionneur ou des isolateurs non protégés de l'appareillage augmente et de telles défaillances se sont produites. Il est plus probable que ce mode de défaillance de disjoncteur se produira initialement sur une phase et il peut être détecté par un élément de mesure de courant de neutre. Si l'alternateur est directement raccordé au réseau électrique, le deuxième seuil de protection contre les défauts de terre de stator (“IN>2 ...”) pourrait être appliqué de manière instantanée en configurant la temporisation “Tempo. IN>2” à 0 s afin de détecter rapidement l'amorçage. Pour éviter la perte de coordination, ce seuil doit être bloqué lors de la fermeture du disjoncteur. Ceci est réalisable par un paramétrage correct de la de configuration du schéma de logique programmable (PSL) et intégrable dans la logique de défaillance du disjoncteur, ainsi que le montre la figure 29. Quand la machine est raccordée au réseau via un transformateur élévateur, une configuration analogue peut être envisagée. L'élément de protection de secours contre les défauts à la terre de l'équipement P34x peut être raccordé de manière à mesurer le courant de défaut à la terre du transformateur HT afin d'assurer la protection contre l'amorçage du disjoncteur, via une logique de configuration adéquate. La protection contre les défauts à la terre de la machine peut être assurée par l'élément de protection terre sensible de la P34x, ainsi que le montre la figure 30. Scheme logic in PSL DDB 39 L8 52-B & DDB 168 Déccexterne 3P DéccI N>2 DDB 205 IN DDB 310 ADD1 Dé écc3P I SEF R5 ADD DéccDW 100 MiCOM P343 P2182FRa Figure 29 : Protection contre l'amorçage du disjoncteur sur une machine directement raccordée au réseau AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-86 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Scheme logic in PSL DDB 39 L8 52-B & DDB 168 Déc externe 3P D cI N>2 IN DDB 310 ADD1 Décc 3P I SEF R5 ADD Déc DW 100 MiCOM P343 P2183FRa Figure 30 : Protection contre l'amorçage du disjoncteur sur une machine indirectement raccordée au réseau 2.30 AP Protection à maximum de courant à verrouillage La protection à maximum de courant à verrouillage implique l'utilisation des contacts de démarrage par les équipements de protection aval reliés aux entrées de verrouillage des protections amont (sélectivité logique). Cela permet d'utiliser des réglages de courant et de temps identiques sur chacune des protections intégrées à la configuration, sachant que l'équipement de protection le plus proche du défaut ne reçoit aucun signal de verrouillage et donc déclenche de manière sélective. Par conséquent, ce type de configuration réduit le nombre de gradins de coordination requis et par suite les temps d'élimination des défauts. Le principe de la protection à maximum de courant à verrouillage peut être étendu en configurant les éléments à maximum de courant à action rapide des arrivées d'un poste électrique pour qu'ils soient verrouillés par les contacts de démarrage des équipements de protection des départs. L'élément à action rapide peut ainsi déclencher en présence d'un défaut sur le jeu de barres tout en demeurant stable pour les défauts de départs externes grâce au signal de verrouillage. Par conséquent, ce type de configuration assure une réduction des temps d'élimination des défauts des jeux de barres beaucoup plus importante que ne le ferait une protection à maximum de courant classique à sélectivité par le temps. La disponibilité de multiples seuils à maximum de courant phase et de courant terre signifie que la protection à maximum de courant temporisée de secours est également fournie. Ceci est illustré par les Figures 31 et 32. Arrivée P3xx Verrouillage de l’élément seuil haut Déclenchement par défillance disjoncteur P14x Fonctionnement du contact mise en route Départ 1 P14x P14x P14x é éfaillance Départ 2 Départ 3 Départ 4 P2184FRb Figure 31 : Configuration à verrouillage pour jeu de barres simple (arrivée unique) Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-87 10.0 1.0 Temps T (secs) P3xx Elément arrivée IDMT Elément ligne IDMT 0.1 Arrivée seuil haut P3xx 0.08 T Temporisation à bloquer Contact démarrage ligne 0.01 1.0 10.0 Courant 100.0 (kA) P2185FRb Figure 32 : Configuration à verrouillage pour jeu de barres simple (arrivée unique) Les équipements P140/P34x comportent des sorties de démarrage disponibles pour chaque seuil de chacun des éléments à maximum de courant et de défaut à la terre, incluant le défaut terre sensible. Ces signaux de démarrage peuvent être ensuite acheminés vers les contacts de sortie par une programmation adéquate. Chaque seuil est également capable d'exécuter un verrouillage par programmation sur l'entrée logique correspondante. Il convient de remarquer que les équipements P34x fournissent une alimentation 50 V pour alimenter les entrées logiques. Dans le cas très improbable d'une défaillance de cette alimentation, le verrouillage de cet équipement serait impossible. C'est la raison pour laquelle la tension générée est surveillée et si une défaillance est détectée, il est possible, via le schéma logique programmable de l'équipement, de prévoir un contact de sortie d'alarme. Ce contact est alors utilisable pour transmettre une alarme dans le poste. Il est également possible de paramétrer la logique de configuration de l'équipement pour bloquer un des seuils à maximum de courant ou de défaut à la terre qui fonctionnerait de manière non sélective en cas de défaillance du signal de verrouillage. Pour de plus amples informations concernant l'utilisation des configurations à verrouillage des maxima de courant, veuillez consulter Schneider Electric. 2.31 Entrées et sorties analogiques (Boucles de courant) 2.31.1 Entrées Analogiques (boucles de courant) Quatre entrées analogiques (boucle de courant) sont fournies via des transducteurs avec une plage de 0 - 1mA, 0 - 10mA, 0 - 20mA ou 4 - 20mA. Les entrées analogiques peuvent être utilisées avec différent type des transducteurs, (contrôleurs de vibration, tachymètres ou transducteurs de pression). Deux seuils de protection sont associés à chaque entrée analogique. Un seuil est utilisé pour l'alarme et l'autre pour le déclenchement. Chaque seuil peut être activé/désactivé individuellement et associé à une temporisation à temps constant. Les seuils d'alarme et de déclenchement peuvent être réglés pour fonctionner lorsque la valeur mesurée par l'entrée est inférieure au seuil d'alarme/déclenchement 'Sous' ou lorsqu'elle devient supérieure au seuil d'alarme/déclenchement 'Au-dessus'. (Se reporter au réglage de la cellule Fonct. Alar. EA et Fonct. Décl. EA). Les matériels associés aux entrées analogiques sont soumis à un diagnostic à la mise sous tension et à un autocontrôle permanent de façon à assurer le maximum de fiabilité et de disponibilité. Pour la plage d'entrée de 4 - 20 mA, un niveau de courant inférieur à 4 mA indique la présence d'un défaut dans le transducteur ou dans la filerie. Une alarme issue d'un élément instantané à minimum de courant est disponible, avec une plage de réglage de 0 à 4 mA. Cet élément commande un signal de sortie (Ala. I< EA. 1/2/3/4 HS, DDB 390 - 393) qui peut être configuré en tant qu'alarme personnalisable par l'utilisateur. AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-88 2.31.2 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Consignes de réglage des entrées analogiques (boucles de courant) Pour chaque entrée analogique, l'utilisateur peut définir les éléments suivants : • La plage de courant d'entrée : 0 - 1 mA, 0 - 10 mA, 0 - 20 mA, 4 - 20 mA • La fonction de l'entrée analogique et l'unité, sous la forme d'une étiquette d'entrée de 16 caractères • Valeur minimum de l'entrée analogique (plage de réglage de –9 999 à 9 999) • Valeur maximum de l'entrée analogique (plage de réglage de –9 999 à 9 999) • Seuil d'alarme, plage comprise entre les valeurs maximum et minimum réglées • Fonction d'Alarme : 'Au-dessus' ou 'Sous' • Temporisation de l'alarme • Seuil de déclenchement, plage comprise entre les valeurs maximum et minimum réglées • Fonction de Déclenchement : 'Au-dessus' ou 'Sous' • Temporisation de déclenchement Chaque entrée analogique peut être activée/désactivée, de même que les seuils et de déclenchement qui lui sont associés. Les seuils d'alarme et de déclenchement peuvent être réglés pour fonctionner lorsque la valeur mesurée par l'entrée est inférieure au seuil d'alarme / déclenchement réglé 'Sous' ou lorsqu'elle devient supérieure au seuil d'alarme / déclenchement réglé 'Au-dessus', selon l'application. L'une des quatre entrées analogiques (boucles de courant) peut être affectée à des transducteurs. Les plages disponibles sont : 0 - 1 mA, 0 - 10 mA, 0 - 20mA ou 4 - 20 mA. AP Les réglages minimum et maximum permettent à l'utilisateur de saisir la plage des grandeurs physiques ou électriques mesurées par le transducteur. Les réglages n'ont pas d'unité ; cependant l'utilisateur peut saisir la fonction transducteur et l'unité de mesure dans la cellule "Label Entr. Ana." (16 caractères). Par exemple, si l'entrée analogique est utilisée pour surveiller la mesure d'un transducteur de puissance, le libellé approprié pourrait être 'Puissance Active (MW)'. Les seuils d'alarme et de déclenchement doivent être paramétrés dans les limites de la plage des grandeurs physiques ou électriques mesurées définies par l'utilisateur. L'équipement convertira la valeur de l'entrée analogique en sa grandeur mesurée par le transducteur pour le calcul de protection. Par exemple, si les valeurs minimum et maximum de l'entrée analogique sont respectivement -1 000 et 1 000 pour une entrée de type 0 - 10 mA, un courant d'entrée de 10 mA est équivalent à une grandeur mesurée de 1 000, 5 mA est équivalent à 0 et 1 mA est équivalent à -800. Si les valeurs minimum et maximum de l'entrée analogique sont respectivement 1 000 et -1 000 pour une entrée de type 0 - 10 mA, un courant d'entrée de 10mA est équivalent à une grandeur mesurée de -1 000, 5 mA est équivalent à 0 et 1mA est équivalent à 800. Ces valeurs sont disponibles dans les cellules 'Entrée Analog 1/2/3/4' du menu MESURES 3. La première ligne montre le libellé de l'entrée analogique et la dernière ligne montre la grandeur mesurée. 2.31.3 Sorties Analogiques (boucles de courant) Quatre sorties analogiques (boucle de courant) sont fournies avec les plages 0 - 1 mA, 0 - 10 mA, 0 - 20 mA or 4 - 20 mA, ce qui peut réduire le besoin d’avoir des transducteurs séparés. Celles-ci peuvent être utilisées pour alimenter les dispositifs de mesure classiques (ampèremètres à cadre mobile) pour une signalisation analogique de certaines grandeurs mesurées ou dans un système SCADA utilisant un calculateur analogique existant. Les sorties analogiques peuvent être affectées aux mesures de l'équipement suivantes : • Amplitudes de IA, IB, IC, IN, IN Calculé, I Sensible. • Amplitudes de Id, Ii, Io • IA efficace, IB efficace, IC efficace • Amplitudes de VAB, VBC, VCA, VAN, VBN, VCN, VN mesurée, VN calculée Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-89 • Amplitudes de Vd, Vi et Vo • VAN efficace, VBN efficace, VCN efficace • Fréquence • Puissance active, réactive et apparente monophasée, facteur de puissance monophasé • Puissance active, réactive et apparente triphasée, facteur de puissance monophasé • Troisième harmonique de VN (P343/4/5 uniquement) • Etat thermique du stator • Etat thermique (composante inverse) du rotor (P342/3/4/5 uniquement) • Températures de RTD (P342/3/4/5 uniquement) • Entrées analogiques L'utilisateur peut régler la plage de mesure de chaque sortie analogique. Les limites de la plage sont définies par les réglages Maxi. et Mini. Ceci permet à l'utilisateur de faire un 'zoom avant' et surveiller une plage des mesures limitée avec la résolution désirée. Pour les grandeurs de tension, de courant et de puissance, ces paramètres peuvent être réglés en valeurs primaires ou secondaires, selon le réglage de la cellule 'Valeur Sort. An 1/2/3/4' associée à chaque sortie. Les matériels associés aux sorties analogiques sont soumis à un diagnostic à la mise sous tension et à un autocontrôle permanent de façon à assurer le maximum de fiabilité et de disponibilité. 2.31.4 Consignes de réglage des sorties analogiques (boucles de courant) Chaque sortie analogique peut être activée ou désactivée. L'une des quatre sorties analogiques (boucle de courant) peut être sélectionnée pour des transducteurs avec une plage de 0 - 1 mA, 0 - 10 mA, 0 - 20 mA ou 4 - 20 mA. La plage de 4 - 20 mA est souvent utilisée de manière à ce qu'un courant de sortie soit toujours présent lorsque la valeur mesurée tombe à zéro. Ceci permet de fournir une signalisation sûre de défaillance et peut être utilisé pour distinguer entre la sortie du transducteur analogique en défaut et la mesure tombant à zéro. Les seuils Maximum et Minimum permettent à l'utilisateur de saisir la plage de mesure de chaque sortie analogique. La plage, le pas et l'unité correspondant au paramètre sélectionné sont illustrés dans le tableau du chapitre Exploitation, P34x/FR OP. Ceci permet à l'utilisateur de faire un 'zoom avant' et surveiller une plage des mesures limitée avec la résolution désirée. Pour les grandeurs de tension, de courant et de puissance, ces paramètres peuvent être réglés en valeurs primaires ou secondaires, selon le réglage de la cellule "Valeur Sort. An 1/2/3/4" associée à chaque sortie. La relation entre le courant de sortie et la valeur de la variable mesurée est d'une importance vitale et nécessite une considération attentive. Chaque équipement récepteur doit, bien sûr, être utilisé dans les limites de ses valeurs nominales mais une certaine standardisation doit si possible être établie. Un des objectifs doit être la capacité de surveiller la tension sur une plage des valeurs, donc une limite supérieure de 120% est typiquement sélectionnée. Cependant, ceci peut conduire à des difficultés dans l'étalonnage d'un instrument. Les mêmes considérations sont appliquées aux sorties de transducteurs de courant. Pour les sorties de transducteurs de puissance, ceci est compliqué par le fait que les rapports des transformateurs de tension et de courant doivent être pris en considération. Certaines de ces difficultés ne nécessitent pas d'être prises en considération si, par exemple, le transducteur alimente uniquement un système SCADA. Tout équipement pouvant être programmé pour appliquer individuellement un facteur d'échelle à chacune des entrées peut recevoir la plupart des signaux. Le problème majeur sera de s'assurer que le transducteur est capable d'offrir un signal correct jusqu'à la valeur pleine échelle de l'entrée, c'est à dire qu'il ne saturera pas sur la valeur la plus élevée attendue de la variable mesurée. AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-90 2.32 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection Défaut terre rotor (64R) La protection contre les défauts à la terre du rotor est utilisée pour détecter les défauts à la terre du circuit d’excitation des alternateurs synchrones. Le circuit d'excitation d'un alternateur synchrone, c'est à dire l'enroulement, l'excitatrice et le disjoncteur du circuit d'excitation, est un circuit CC qui n'est normalement pas mis à la terre. Si un défaut à la terre se produit, aucun courant de régime permanent ne circule et aucun dommage n'en résulte. Si un second défaut terre apparait en un point distinct du circuit d'excitation, cela constitue un court-circuit dans l'enroulement du circuit d'excitation à l'endroit où une partie de l'enroulement d'excitation est contourné, et le courant traversant la portion restante peut augmenter. Le courant d'excitation d'une machine de grande taille peut être élevé et causer des dommages importants au rotor et à l'excitatrice. Si une grande partie de l'enroulement d'excitation est courtcircuitée, le flux peut causer une force d'attraction importante sur un pôle et faible sur le pôle opposé. Le résultat est une force déséquilibrée qui cause de violentes vibrations. Celles-ci peuvent endommager les paliers et même déplacer le rotor, qui à son tour pourra endommager le stator. Après l'apparition du premier défaut à la terre, le risque d'un second défaut à la terre augmente car le premier défaut établit une référence de mise à la terre pour la tension induite dans le champ par les transitoires sur le stator. Ces transitoires augmentent la contrainte à la terre en d'autres points de l'enroulement d'excitation. 2.32.1 AP Guide de réglage de la protection contre les défauts à la terre du rotor La résistance à la terre du rotor est mesurée en utilisant l’unité P391 d’injection d’onde carrée basse fréquence, de mesure et de couplage, raccordée au circuit du rotor. La mesure de la résistance du rotor est transmise à l'équipement P342/3/4/5 via une sortie de courant (boucle 0-20 mA) sur l'unité P391, raccordée à l’une des 4 entrées de courant (0-20 mA) de l'équipement P342/3/4/5. La protection contre les défauts terre du rotor est uniquement disponible si l’équipement inclut l’option matérielle CLIO (E/S analogiques). La protection comporte deux seuils à minimum de résistance à temps constant pour l’alarme et le déclenchement. L'élément de protection masse rotor est sélectionnable en configurant la cellule “Rotor DT”, dans la colonne CONFIGURATION, à ‘Activé’. La protection contre les défauts terre du rotor utilise l'une des quatre entrées à boucle de courant (transducteur) pour fournir la résistance de rotor mesurée par l'unité P391 d'injection, de couplage et de mesure. L'entrée à boucle de courant utilisée par la protection contre les défauts terre du rotor se sélectionne via le réglage "CL I/P Select - CL1/CL2/CL3/CL4" dans la colonne "Rotor DT". Les seuils d'alarme de minimum de résistance (64R Alarme R<1) et de déclenchement (64R Décl R<2) peuvent être activés et désactivés indépendamment. Les seuils d'alarme de minimum de résistance, "64R Régl Alm R<1", et de déclenchement, "64R Régl Déc R<2", doivent être configurés au-dessous du niveau de résistance présent dans des conditions normales. Cette résistance peut être lue en observant la cellule "64R R Fault" du menu MESURES 3. L'alarme de résistance de défaut est typiquement réglée à 40 kΩ et la résistance de déclenchement à 5 kΩ. Ces valeurs peuvent être modifiées en fonction de la résistance d'isolement et du réfrigérant. Il est nécessaire de s'assurer que la marge entre la valeur réglée et la résistance d'isolement réelle est suffisante. Comme il est impossible d'exclure des interférences dans le circuit d'excitation, le réglage du seuil d'alarme peut être finalisé pendant les essais primaires. Pendant le démarrage de l'alternateur ou pendant des conditions transitoires du réseau, l'humidité ou la poussière de cuivre peuvent entrainer des mises à la terre intermittentes, en particulier si le fonctionnement instantané est utilisé. Il est donc recommandé d'utiliser une temporisation pour prévenir les déclenchements intempestifs. La temporisation des éléments 64R R<1/2 peut être configurée dans les cellules "64R R<1/2" et "64R Tpo Decl R<2". Les temporisations par défaut fournissent les valeurs typiques : 1 s pour le déclenchement et 10 s pour l'alarme. Les temporisation configurées viennent s'ajouter au temps de fonctionnement de la fonction de protection. Le réglage "Injection Freq", 0.25 Hz / 0.5 Hz / 1 Hz, doit être ajusté pour correspondre à la fréquence d’injection réglée par le biais de cavaliers sur l'unité de couplage P391 (les positions des cavaliers de la P391 sont décrites dans les schémas de raccordement du chapitre Installation P34x/FR IN). Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-91 Le réglage "R Compensation" sert à compenser toute erreur de résistance. Le réglage peut être déterminé lors des essais de mise en service. La protection défaut terre rotor ne fait pas de distinction entre un et plusieurs points de défaillance d'isolement. Lorsqu’un dispositif de type détecteur de vibrations d'alternateur est utilisé pour la détection de plusieurs points de défaillance d'isolement, la P34x peut être configurée pour émettre uniquement une alarme et pour déclencher sous la supervision du dispositif de détection de vibrations. En l'absence de détecteur de vibrations, il est recommandé de déclencher à partir de la protection défaut terre rotor de la P34x dès la détection du premier défaut. AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-92 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 3. APPLICATION DES FONCTIONS COMPLEMENTAIRES DE CONTROLE 3.1 Supervision des Transformateurs de tension (STP) La supervision des transformateurs de tension (STP) sert à détecter les anomalies dans les tensions alternatives d’alimentation de l’équipement. Ces anomalies peuvent provenir de défauts internes aux transformateurs de tension, de surcharges ou d’erreurs dans le câblage des équipements. Dans ces conditions, un ou plusieurs fusibles peuvent couper l’alimentation. Il s’ensuit une représentation incorrecte du réseau HT entraînant une anomalie de fonctionnement de la protection. La logique STP de l'équipement est conçue pour détecter ces défaillances et verrouiller automatiquement les éléments de protection dont la stabilité serait sinon compromise. Une sortie d’alarme temporisée est également disponible. 3.1.1 Réglage de l'élément de supervision de TP Le réglage ‘Blocage/Signalisation de ‘Etat STP‘ détermine si les opérations suivantes auront lieu ou non à la détection de STP. • Génération d'une alarme uniquement ; • • Verrouillage optionnel des éléments de protection dépendante de la tension ; Conversion optionnelle des éléments à maximum de courant directionnels en protection non directionnelle (disponible en mode de blocage uniquement). Ces réglages se trouvent dans la cellule des liens de fonctions dans les colonnes associées à l'élément de protection dans le menu. Celui-ci est verrouillé à échéance d'une temporisation réglable par l'utilisateur "Tempo STP". Le signal étant maintenu, deux méthodes de réinitialisation sont alors disponibles. La première est manuelle et s’effectue via l’interface en face avant (ou par les communications à distance) lorsque "Mode réinit. STP" est réglé sur ‘Manuel’. La seconde méthode est automatique lorsque "Mode réinit. STP" est réglé sur ‘Auto’, à condition que la condition de STP soit supprimée et que les 3 tensions de phase soient redevenues supérieures aux réglages du détecteur de phase pendant plus de 240 ms. AP Le réglage à maximum de courant "Déverr. STP I>" est utilisé pour inhiber la supervision des transformateurs de tension en cas de perte des 3 tensions de phase causée par un défaut triphasé proche se produisant sur le réseau à la suite de l’enclenchement du disjoncteur pour mettre la ligne sous tension. Cet élément doit être réglé au-dessus de toute intensité pouvant apparaître à la mise sous tension de la ligne (charge, courant capacitif de ligne, courant d'enclenchement de transformateur, etc.) mais en dessous du niveau de courant produit par un défaut triphasé proche. Le réglage de maximum de courant inverse "Déverr. STP Ii>" est utilisé pour inhiber la supervision des transformateurs de tension en cas d’apparition sur le réseau d’un défaut avec un courant inverse supérieur à ce réglage Le seuil de détection de courant inverse doit être réglé au-dessus du courant inverse dû au déséquilibre maximum du réseau en charge normale. Ce réglage peut être établi en pratique pendant la phase de mise en service, en utilisant le menu MESURES de l’équipement pour afficher la valeur du courant inverse et en augmentant cette valeur d’environ 20%. 3.2 Supervision des Transformateurs de courant (STC) La fonction de supervision des transformateurs de courant est destinée à détecter les défaillances d'une ou plusieurs entrées de courant CA de phase sur l'équipement. La défaillance d'un TC de phase ou la présence d'un circuit ouvert dans le câblage d'interconnexion risque de provoquer le dysfonctionnement des éléments à commande de courant. De plus, l'ouverture des ces circuits entraîne l'apparition de tensions secondaires dangereuses aux bornes des TC. Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 3.2.1 P34x/FR AP/I76 (AP) 6-93 Réglage de l'élément de supervision de TC Le réglage de tension résiduelle, "STC1 Ii VN< Inhibit" et le réglage de courant résiduel, "STC1/2 IN> Réglage", doivent être définis pour éviter tout fonctionnement indésirable en présence d'un réseau sain. Par exemple, "STC1/1 VN< Inhibit" doit être réglé sur 120% de la tension résiduelle en régime permanent. La cellule "STC1/2 IN> Réglage" sera normalement paramétrée au-dessous du courant de charge minimum. En règle générale, l'alarme temporisée, "Temporis. STC1/2", sera réglée à 5 secondes. Lorsque la valeur de la tension résiduelle pendant un défaut à la terre est imprévisible, l'élément doit être désactivé pour éviter le blocage de la protection dans des conditions de défaut. 3.3 Surveillance des conditions d'utilisation des disjoncteurs L'entretien périodique des disjoncteurs est nécessaire pour garantir le bon fonctionnement du circuit et du mécanisme de déclenchement et pour s'assurer que la capacité coupure n'a pas été compromise par les précédentes coupures de courant de défaut. En règle générale, l'entretien est effectué avec une périodicité fixe ou à l'issue d'un nombre fixe de coupures de courant. Ces méthodes de surveillance de l'état des disjoncteurs ne sont données qu'à titre indicatif. 3.3.1 Guide de réglage 3.3.1.1 Réglage des seuils Σ I^ Lorsque des défauts se produisent fréquemment sur des lignes aériennes protégées par des disjoncteurs à huile, les changements d'huile représentent une grande partie des coûts d’entretien du disjoncteur. En règle générale, ces changements sont effectués à intervalles réguliers en fonction du nombre de coupures de défauts. Cela peut néanmoins engendrer un entretien prématuré en présence de faibles courants de défaut et, de ce fait, la dégradation de la qualité de l’huile est plus lente que prévue. Le compteur Σ I^ enregistre la somme des courants coupés afin d’évaluer plus précisément l’état d’usure du disjoncteur. Pour les disjoncteurs à huile, la tenue diélectrique de l’huile décroît généralement en fonction de Σ I2t. "I" est le courant de défaut coupé et "t" est la durée de l'arc dans le réservoir (durée différente de la durée d'interruption). Sachant que le temps d'amorçage ne peut pas être déterminé avec précision, l'équipement est normalement réglé pour surveiller la somme des carrés des ampères coupés, en paramétrant "Rupture I^" = 2. Pour les autres types de disjoncteurs, particulièrement ceux fonctionnant dans les réseaux HT, l'expérience pratique montre que la valeur "Rupture I^" = 2 n'est pas forcément adéquate. Dans de telles applications, l’exposant sera inférieur, généralement 1.4 ou 1.5. Dans ce cas, une alarme peut indiquer par exemple la nécessité de tester la pression du gaz ou du vide de la chambre de coupure. La plage de réglage de l’exposant est variable entre 1.0 et 2.0 par pas de 0.1. Il est impératif que tout programme de maintenance soit conforme aux instructions du fabricant de l’appareillage. 3.3.1.2 Réglage des seuils de nombres de fonctionnements Chaque manœuvre d'un disjoncteur engendre une certaine usure de ses composants. C'est pourquoi l’entretien périodique, tel la lubrification des mécanismes, peut être fixé par le nombre de manœuvres du disjoncteur. Le réglage adéquat du seuil de maintenance permet le déclenchement d'une alarme indiquant la nécessité de procéder à l'entretien préventif. Si l'entretien n'est pas effectué en conséquence, le réglage de l'équipement peut provoquer le verrouillage de la fonction de réenclenchement dès qu'un deuxième seuil de nombre de manœuvres est atteint. Cela interdit tout réenclenchement supplémentaire tant que le disjoncteur n'a pas fait l'objet d'un entretien conforme aux instructions de maintenance du constructeur. Certains disjoncteurs, comme les disjoncteurs à huile, ne peuvent effectuer qu'un certain nombre de coupures de défaut avant de nécessiter des opérations d'entretien. Cela s'explique par le fait que chaque coupure de courant de défaut provoque la carbonisation de l'huile, en dégradant ainsi ses propriétés diélectriques. Le seuil d'alarme de maintenance "No.op.DJ av.main" peut être réglé pour indiquer qu'il faudra prélever un échantillon d'huile afin de tester ses propriétés diélectriques ou pour procéder à un entretien complet. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-94 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 De nouveau, le seuil de verrouillage "No. op. DJ verr" peut être réglé pour désactiver le réenclenchement lorsque d'autres interruptions des défauts répétées ne peuvent pas être garanties. Ceci minimise le risque d'inflammation de l'huile ou d'explosion. 3.3.1.3 Réglage du temps limite de fonctionnement Une augmentation du temps de fonctionnement du disjoncteur peut servir d’indication de dégradation des mécanismes et du besoin imminent d’un entretien. Les seuils d'alarme et de verrouillage correspondants (DJ Maint. Tps / DJ Verrouil. Tps) sont réglables entre 5 et 500 ms. Cette durée est définie en fonction des caractéristiques spécifiées du disjoncteur. 3.3.1.4 Réglage des seuils de fréquence de manœuvres Un disjoncteur peut être conçu pour couper les courants de défaut un nombre de fois défini avant que son entretien ne devienne nécessaire. Cependant des fonctionnements successifs pendant une courte durée de temps peut justifier des périodes plus courtes de maintenance. Pour surveiller ce paramètre, il est possible de compter le nombre d'opération "Compt fréq déf" sur une durée prédéfinie "Temps fréq déf". Un seuil d'alarme et de verrouillage distinct peut être défini. 3.4 Supervision du circuit de déclenchement (TCS) Le circuit d'alimentation de la bobine de déclenchement est souvent réalisé au travers de plusieurs composants comme des fusibles, des contacts de relais, des contacts de sectionneur et autres borniers Cet agencement complexe, couplé à l'importance du circuit de déclenchement, a conduit à fournir des fonctions spéciales pour la supervision de ce circuit. La gamme P34x offre plusieurs schémas de surveillance de circuit de déclenchement ayant des caractéristiques diverses. Bien qu'il n'y ait pas, dans la P34x, de réglages particuliers pour la supervision de ce circuit, les schémas suivants peuvent être créés avec le schéma logique programmable (PSL). Une alarme utilisateur dans la logique programmable permet d'émettre un message d'alarme sur l'afficheur de l'équipement. Au besoin, l'alarme utilisateur peut être renommée à l'aide de l'éditeur textuel du menu pour indiquer qu'il y a un défaut dans le circuit de déclenchement. AP 3.4.1 Supervision de la filerie – schéma 1 3.4.1.1 Description du schéma DEC DISJONCTEUR DEC Bobine Diode bloc. 52a DEC P140 R1 Opto 52b Option P2228FRa Figure 33 : Supervision de la filerie – schéma 1 Ce schéma assure la supervision de la bobine de déclenchement avec le disjoncteur ouvert ou fermé ; par contre, la supervision avant enclenchement n'est pas assurée. De plus, ce schéma est incompatible avec le maintien des contacts de déclenchement car un contact maintenu mettra en court-circuit l'entrée opto-isolée pendant un temps plus long que le réglage recommandé pour la temporisation de retour, soit 400 ms. Si la surveillance de l'état de disjoncteur est requise, il faut utiliser 1 ou 2 entrées opto-isolées supplémentaires. Remarque : Un contact auxiliaire DISJ 52a suit la position du disjoncteur tandis qu'un contact 52b suit la position contraire. Quand le disjoncteur est fermé, le courant de supervision passe par l'entrée opto-isolée, la diode de blocage et la bobine de déclenchement. Quand le disjoncteur est ouvert, le courant passe toujours par l'entrée opto-isolée et la bobine de déclenchement via le contact auxiliaire 52b. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-95 Il n'y a donc pas de supervision du circuit de déclenchement pendant l'ouverture du disjoncteur. Tout défaut présent dans le chemin de déclenchement sera uniquement détecté à la fermeture du disjoncteur, après une temporisation de 400 ms. La résistance R1 est une résistance facultative qui peut être montée pour éviter tout mauvais fonctionnement du disjoncteur si l'entrée opto-isolée est mise en court-circuit par inadvertance ; elle a pour effet de limiter le courant à <60 mA. La résistance ne doit pas être montée pour les plages de tension auxiliaire de 30/34 volts ou moins car le bon fonctionnement ne peut plus alors être garanti. Le tableau ci-dessous donne la valeur de résistance et le réglage de tension (menu CONFIG OPTO) convenant à ce schéma. La supervision de la filerie fonctionne correctement même sans résistance R1 car l'entrée optoisolée limite automatiquement le courant de supervision à une valeur inférieure à 10 mA. Par contre, si l'entrée opto-isolée est accidentellement mise en court-circuit, le disjoncteur risque de déclencher. Source auxiliaire (Vx) Résistance R1 (ohms) Réglage de tension opto avec R1 montée 24/27 - - 30/34 - - 48/54 1.2k 24/27 110/250 2.5k 48/54 220/250 5.0k 110/125 Remarque : S'il n'y a pas de résistance R1 montée, le réglage de tension opto doit être égal à la tension du circuit de supervision. 3.4.2 AP Logique programmable – schéma 1 La figure 34 illustre la logique programmable du schéma 1 de la supervision de la filerie. N'importe laquelle des entrées opto-isolées peut servir à indiquer si oui ou non le circuit de déclenchement est opérationnel. La temporisation de retour fonctionne dès que l'entrée optoisolée est activée mais prendra 400 ms pour retomber / se remettre à zéro en cas de défaut du circuit de déclenchement. La temporisation de 400 ms évite toute fausse alarme provoquée par des chutes de tension dues à des défauts dans d'autres circuits ou pendant le fonctionnement normal de déclenchement quand l'entrée opto-isolée est mise en court-circuit par un contact de déclenchement à réinitialisation automatique. Quand la temporisation fonctionne, le contact de sortie de repos (normalement fermé) s'ouvre et la LED et les alarmes utilisateur sont initialisées. La temporisation de 50 ms de l'activation évite l'apparition d'indications de LED et d'alarme utilisateur erronées pendant l'activation de l'équipement, suite à une interruption de l'alimentation auxiliaire. 0 0 Retombée Entrée opto-isolée Directe Relais de sortie (CR) 0 400 Maintien LED 50 & Montée 0 Alarme utilisateur P2229FRa Figure 34 : Schéma Logique programmable pour les schémas 1 et 3 de la supervision de filerie P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-96 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 3.4.3 Supervision de la filerie – schéma 2 3.4.3.1 Description du schéma DEC DISJONCTEUR DEC Bobine DEC 52a R1 P140 Opto A Option R2 52b P140 Opto B Option P2230FRa Figure 35 : Supervision de la filerie – schéma 2 Tout comme le schéma 1, ce schéma assure la supervision de la bobine de déclenchement avec le disjoncteur ouvert ou fermé et n'assure pas non plus la supervision avant enclenchement. Par contre, en utilisant deux entrées opto-isolées l'équipement peut correctement surveiller l'état du disjoncteur puisqu'elles sont connectées en série avec les contacts auxiliaires du disjoncteur. Pour cela, il faut affecter l'entrée opto A au contact 52a et l'entrée opto B au contact 52b. A condition que "Etat disjoncteur" soit réglé sur "52a et 52b" (colonne COMMANDE DJ) et que les entrées opto-isolées A et B soient reliées au contact aux. DJ triphasé (52a) (DDB 611) et au contact aux. DJ triphasé (52b) (DDB 612), l'équipement surveillera correctement l'état du disjoncteur. Ce schéma est également entièrement compatible avec le maintien des contacts car le courant de supervision sera maintenu par le contact 52b quand le contact de déclenchement est fermé. AP Quand le disjoncteur se ferme, le courant de supervision passe par l'entrée opto-isolée A et la bobine de déclenchement. Quand le disjoncteur s'ouvre, le courant passe par l'entrée opto-isolée B et la bobine de déclenchement. Comme avec le schéma 1, Il n'y a pas de supervision du circuit de déclenchement prévue pendant l'ouverture du disjoncteur. Tout défaut présent dans le chemin de déclenchement sera uniquement détecté à la fermeture du disjoncteur, après une temporisation de 400ms. Comme avec le schéma 1, on peut ajouter des résistances optionnelles R1 et R2 pour empêcher le déclenchement du disjoncteur si l'une des entrées opto-isolées est en court-circuit. Les résistances R1 et R2 ont une valeur identique, qui peut être celle de R1 dans le schéma 1. 3.4.4 Logique programmable – schéma 2 La logique programmable de ce schéma (figure 36) est pratiquement la même que pour le schéma 1. La différence principale est que les deux entrées opto-isolées doivent être désactivées avant l'émission de l'alarme de défaillance du circuit de déclenchement. DDB381 Pos.DJ 3ph(52-A) Entrée optique A 0 1 Retombée 400 Entrée optique B 0 Directe 0 Relais de sortie Maintien LED DDB382 Pos.DJ 3ph(52-B) 0 & Montée 50 Alarme utilisateur P2187FRa Figure 36 : Logique programmable de la supervision de la filerie – schéma 2 Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 3.4.5 Supervision de la filerie – schéma 3 3.4.5.1 Description du schéma (AP) 6-97 DEC DISJONCTEUR R3 DEC Bobine DEC 52a R2 P140 Opto R1 52b P2231FRa Figure 37 : Supervision de la filerie – schéma 2 Le schéma 3 est prévu pour assurer la supervision de la bobine de déclenchement avec le disjoncteur ouvert ou fermé mais, contrairement aux schémas 1 et 2, il assure la supervision avant enclenchement. Puisque seulement une entrée opto-isolée est utilisée, ce schéma n'est pas compatible avec le maintien des contacts de déclenchement. Si la surveillance de l'état de disjoncteur est requise, il faut utiliser 1 ou 2 entrées opto-isolées supplémentaires. Quand le disjoncteur se ferme, le courant de supervision passe par l'entrée opto-isolée, la résistance R2 et la bobine de déclenchement. Quand le disjoncteur s'ouvre, le courant passe par l'entrée opto-isolée, les résistances R1 et R2 (en parallèle), la résistance R3 et la bobine de déclenchement. Contrairement aux schémas 1 et 2, le courant de supervision est maintenu sur le circuit de déclenchement quel que soit l'état du disjoncteur, assurant ainsi une supervision avant fermeture. Comme avec les schémas 1 et 2, on peut ajouter des résistances optionnelles R1 et R2 pour empêcher tout déclenchement intempestif si l'entrée opto-isolée est mise accidentellement en court-circuit. Cependant, contrairement aux deux autres schémas, ce schéma est tributaire de la position et de la valeur des résistances. Le retrait de celles-ci conduirait à une surveillance incomplète de la filerie. Le tableau ci-dessous donne la valeur des résistances et le réglage de tension requis pour un bon fonctionnement. Source auxiliaire (Vx) Résistance R1 & R2 (ohms) Résistance R3 (ohms) Réglage de tension opto 24/27 - - - 30/34 - - - 48/54 1.2k 0.6k 24/27 110/250 2.5k 1.2k 48/54 220/250 5.0k 2.5k 110/125 Remarque : Le schéma 3 n'est pas compatible avec les tensions auxiliaires d'alimentation de 30/34 volts et moins. 3.4.6 Logique programmable – schéma 3 Le schéma logique programmable du schéma 3 est identique à celle du schéma 1 (voir figure 34). AP P34x/FR AP/I76 (AP) 6-98 Applications MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 3.5 Raccordements de TP 3.5.1 TP montés en triangle ouvert (raccordement en V) L'équipement P342/3/4/5 peut être utilisé avec des TP raccordés en V en reliant les secondaires du TP aux bornes d'entrée C19, C20 et C21, avec l'entrée C22 non branchée (voir figures 2 et 18 dans le document P34x/FR CO). Remarque : Pour la P345, les bornes utilisées sont respectivement D19, D20 et D21. Ce type d'agencement de TP ne peut pas transmettre la tension homopolaire (résiduelle) à l'équipement ni fournir aucune des grandeurs de tension phase-neutre. Toute protection dépendant des mesures de la tension homopolaire doit donc être désactivée à moins qu'une mesure directe puisse être réalisée par l'entrée VN1 mesurée (C23-C24). Par conséquent, la protection contre le déplacement de tension du neutre, contre les défauts terre sensibles directionnels et la supervision de TC doivent être désactivées à moins que la tension résiduelle puisse être directement mesurée depuis le secondaire du transformateur mise à la terre ou par un enroulement TP en triangle ouvert sur un TP à 5 colonnes. Les protections à minimum et à maximum de tension peuvent être définies avec les mesures phase--phase avec des TP raccordés en V. La protection à minimum d'impédance et la protection à maximum de courant dépendante de la tension utilisent de toute manière les tensions biphasées, si bien que leur précision ne devrait pas être affectée. Les fonctions de protection qui utilisent des tensions phase-neutre sont la protection de puissance, la perte d'excitation et le glissement de pôles ; toutes sont destinées à détecter un fonctionnement anormal d'un alternateur dans des conditions triphasées équilibrées si bien que le point 'neutre', quoique 'flottant' se trouvera à peu près au centre des vecteurs de tension triphasée. La précision des mesures de tension monophasée peut être altérée avec l'utilisation de TP raccordés en V. L'équipement tente de dériver les tensions phase-neutre à partir des vecteurs de tension phase-phase. Si les impédances des entrées de tension étaient parfaitement identiques, les mesures de tension phase-neutre seraient correctes, à condition que les vecteurs de tension phase-phase soient équilibrés. Néanmoins, dans la pratique, il y a de petits écarts d'impédance dans les entrées de tension, ce qui peut entraîner de petites erreurs dans les mesures de tension phase-neutre. Cela peut donner naissance à une tension résiduelle apparente. Ce problème s'étend aux mesures de puissance et d'impédance monophasée qui sont également tributaires de leur tension monophasée correspondante. AP La précision des mesures de tension phase-neutre peut être améliorée en raccordant 3 résistances de charge identiques entre les entrées de tension de phase (C19, C20, C21) et le neutre C22, créant ainsi un point neutre 'virtuel'. Les valeurs de la résistance de charge doivent être choisies de manière à ce que leur consommation reste dans les limites du TP. Il est conseillé d'utiliser des résistances 10 kΩ ±1% (6 W) pour l'équipement de tension nominale 110 V (Vn), en supposant que le TP peut fournir cette charge. 3.5.2 Mise à la terre d'un seul point des TP La gamme P34x fonctionnera correctement avec les TP triphasés classiques mis à la terre en un seul point quelconque du circuit secondaire du TP. Comme exemples typiques de mise à la terre, on peut citer la mise à la terre au neutre et la mise à la terre à la phase jaune. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 4. (AP) 6-99 SPÉCIFICATIONS DES TRANSFORMATEURS DE COURANT Les spécifications du transformateur de courant associé à chaque entrée de courant sont dépendantes de la fonction de protection à laquelle elles se rapportent et de savoir si les transformateurs de courant de ligne sont partagés avec d'autres entrées de courant. Quand les transformateurs de courant sont partagés par des entrées de courant multiples, les spécifications de tension de coude doivent être calculées pour chaque entrée et la valeur calculée la plus élevée sera utilisée. L'équipement P342/3/4/5 permet de maintenir en service toutes les fonctions de protection sur une grande plage de fréquence de service grâce à son système d'asservissement en fréquence (5 - 70 Hz). Lorsque les fonctions de protection de la P342/3/4/5 doivent opérer avec précision aux basses fréquences, il faudra utiliser des TC avec noyaux plus gros. En effet, les caractéristiques du TC devront être multipliées par fn/f, où f est la fréquence de service minimale requise et fn la fréquence de service nominale. 4.1 Fonction différentielle de l'alternateur 4.1.1 Protection différentielle à retenue Les spécifications de la tension de coude des transformateurs de courant utilisés pour les entrées de courant de la fonction différentielle de l'alternateur, avec des réglages de Is1 = 0.05 In, k1 = 0%, Is2 = 1.2 In, k2 = 150%, et avec une condition limite de courant de défaut traversant ≤ 10 In sont : 60 pour X/R <120 If <10 In Vk ≥ 50Ιn (RTC + 2RL + Rr) avec un minimum de Ιn Vk ≥ 30Ιn (RTC + 2RL + Rr) avec un minimum de 60 Ιn pour X/R <40 If <10 In Si l'alternateur est mis à la terre par impédance et que le courant maximum de défaut à la terre du secondaire est inférieur à In, alors les spécifications de tension de coude du TC sont : Vk ≥ 25Ιn (RTC + RL + Rr) avec un minimum de Vk ≥ 30Ιn (RTC + RL + Rr) avec un minimum de Vk ≥ 40Ιn (RTC + RL + Rr) avec un minimum de 60 Ιn 60 Ιn 60 Ιn pour X/R < 60 If < 10 In pour X/R <100 If < 10 In, X/R < 120 If <5 In pour X/R < 120 If < 10 In Avec : Vk = Tension de coude minimale du transformateur de courant pour la stabilité en présence de défaut traversant In = Courant nominal de l'équipement RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (Ω) RL = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (Ω) = Résistance de tout autre équipement de protection partageant le transformateur de Rr courant (Ω) If = courant de défaut traversant maximum Concernant les transformateurs de courant de Classe X, le courant de magnétisation à la tension de coude calculée de la spécification doit être inférieur à 2.5 In (<5% du courant de défaut maximal prévu 50 In, sur lequel sont basées ces spécifications de TC). Concernant les transformateurs de courant de classe de protection CEI, il est nécessaire de vérifier que la classe 5P est utilisée. AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-100 4.1.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Protection différentielle à haute impédance Si le principe de protection différentielle de l'alternateur retenu est une protection différentielle à haute impédance, les spécifications du transformateur de courant se présenteront alors comme suit : Rs = [1.5 × (If) × (RTC + 2RL)] / IS1 VK ≥ 2 * IS1 * Rs Avec : Rs = Valeur de la résistance de stabilisation (ohms) If = Niveau maximum du courant de défaut traversant (A) VK = Tension de coude du TC (V) IS1 = Réglage de seuil de courant de l'élément différentiel (A) RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (ohms) RL 4.2 = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (ohms) Fonctions de protection à maximum de courant dépendante de la tension, perte d'excitation, surcharge thermique, glissement des pôles, minimum d’impédance et courant inverse Lors de la définition des spécifications du transformateur de courant pour une entrée alimentant plusieurs fonctions de protection, on devra vérifier que la condition la plus contraignante est satisfaite. Ceci a été pris en compte dans la formule développée ci-dessous. Cette formule est également applicable aux transformateurs de courant montés côté neutre ou côté bornes de l'alternateur. AP Vk ≥ 20In (RTC + 2RL + Rr) Avec : Vk = Tension de coude minimale du transformateur de courant pour la stabilité en présence de défaut traversant In = Courant nominal de l'équipement RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (Ω) RL = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (Ω) Rr = Résistance de tout autre équipement de protection partageant le transformateur de courant (Ω) Concernant les transformateurs de courant de classe X, le courant de magnétisation à la valeur calculée de la tension de coude doit être inférieur à 1.0 In Concernant les transformateurs de courant de classe de protection CEI, il est nécessaire de vérifier que la classe 5P est utilisée. 4.3 Entrée de courant résiduel de la fonction de protection contre les défauts à la terre sensible directionnelle 4.3.1 Transformateurs de courant de ligne Selon le paragraphe 2.16, l'entrée du transformateur de courant de terre sensible directionnel pourrait être alimentée par trois transformateurs de courant de ligne à connexion résiduelle. On a supposé que la fonction de protection contre les défauts à la terre sensible directionnelle sera appliquée uniquement quand le courant des défauts à la terre de stator sera limité au courant nominal de l'enroulement du stator ou moins. Il est également posé en hypothèse que le rapport X/R maximum de l'impédance d'un défaut à la terre au jeu de barres ne sera pas supérieur à 10. La tension de coude minimale requise sera par conséquent égale à : Vk ≥ 6 In (Rct + 2RL + Rr) Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-101 Avec : Vk = Tension de coude minimale du transformateur de courant pour la stabilité en présence de défaut traversant In = Courant nominal de l'équipement RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (Ω) RL = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (Ω). Rr = Résistance de tout autre équipement de protection partageant le transformateur de courant (Ω). Concernant les transformateurs de courant de classe X, le courant de magnétisation à la tension de coude calculée de la spécification doit être inférieur à 0.3 In (<5% du courant de défaut maximal prévu 20 In, sur lequel sont basées ces spécifications de TC). Concernant les transformateurs de courant de classe de protection CEI, il est nécessaire de vérifier que la classe 5P est utilisée. 4.3.2 Transformateurs de courant à noyau tore (tore homopolaire) A l'opposé d'un transformateur de courant de ligne, le courant nominal primaire d'un transformateur de courant à noyau équilibré peut être différent du courant nominal de l'enroulement du stator. Ceci a été pris en compte dans la formule : Vk > 6NIn (Rct + 2RL + Rr) Avec : Vk = Tension de coude minimale du transformateur de courant pour la stabilité en présence de défaut traversant N = In = Courant nominal de l'équipement RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (Ω) RL = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (Ω) Rr = Résistance de tout autre équipement de protection partageant le transformateur de courant (Ω) Courant de défaut terre stator Courant nominal primaire du transformateur à tore homopolaire Remarque : N ne doit pas être supérieur à 2. Le rapport du transformateur de courant à tore homopolaire doit être choisi en conséquence. 4.4 Fonction de protection contre les défauts à la terre de stator L'entrée de courant In de défaut à la terre est utilisée par la fonction de protection contre les défauts à la terre statorique. 4.4.1 Protection défaut terre non directionnelle à temps constant / temps inverse Spécifications de TC pour éléments temporisés à maximum de courant de défaut terre VK 4.4.2 ≥ Icn/2 * (RCT + 2RL + Rrn) Protection défaut terre non directionnelle instantanée Spécifications de TC pour éléments instantanés à maximum de courant de défaut terre VK ≥ Isn (RCT + 2RL + Rrn) Avec : VK = Tension de coude du TC requise (V) Icn = Réglage de la valeur maximale secondaire présumée du courant de défaut terre ou 31 fois (on prendra la valeur la plus basse) (A) AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-102 Isn MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 = Réglage du défaut à la terre (A) RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (ohms) RL = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (ohms) Rrn = Impédance d'entrée de courant de neutre de l'équipement à In (ohms) 4.5 Protection contre les défauts à la terre restreinte 4.5.1 Basse Impédance VK ≥ 24 * In * (RTC + 2RL) pour X/R < 40 et If < 15 In VK ≥ 48 * In * (RTC + 2RL) pour X/R < 40, 15 In < If < 40 In et 40 <X/R < 120, If < 15In Avec : Vk = VA x ALF Ιn + ALF x Ιn x RTC VK = Tension de coude du TC requise (V) In = Courant secondaire nominal (A), RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (Ω) AP 4.5.2 RL = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (ohms) If = Niveau maximum du courant de défaut traversant (A) Haute impédance L'élément de protection terre restreinte contre les défauts à la terre à haute impédance maintiendra la stabilité pour les défauts traversants et fonctionnera en moins de 40 ms en présence de défauts internes à condition que les équations suivantes soient satisfaites lors de la définition des spécifications du TC et de la valeur de la résistance de compensation associée : Rs = (If) * (RCT + 2RL) /IS1 VK ≥ 4 * IS1 * Rs Avec : Rs = Valeur de la résistance de compensation (ohms) If = Niveau maximum du courant de défaut traversant (A) VK = Tension de coude du TC (V) IS1 = Réglage de seuil de courant de l'élément REF (A) RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (ohms) RL 4.6 = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (ohms) Fonctions de protection contre la puissance amont et la faible puissance aval Concernant les réglages des deux protections retour de puissance et faible puissance aval supérieurs à 3% Pn, les erreurs d'angle de phase des transformateurs de courant de classe de protection souhaitable ne présenteront aucun risque de fonctionnement incorrecte ou de défaillance. Par contre, en cas d'utilisation d'un réglage inférieur à 3% pour la protection de puissance sensible, il est conseillé d'activer l'entrée de courant par un transformateur de courant de classe de mesure correctement chargé. Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 4.6.1 (AP) 6-103 Transformateurs de courant de protection Pour des réglages de fonction de puissance moins sensibles (> 3% Pn), l'entrée de courant de phase de la P34x doit être commandée par un transformateur de courant de protection de Classe 5P correctement chargé. Pour charger correctement le transformateur de courant, sa puissance assignée en VA doit concorder avec la charge en VA (au courant nominal) du circuit secondaire extérieur qu'il doit alimenter en courant. 4.6.2 Transformateurs de courant de classe de mesure Pour des réglages de puissance faibles (> 3% Pn), l'entrée de courant sensible In de la P34x doit être alimenté par un transformateur de courant de classe de mesure correctement chargé. La classe de précision du transformateur de courant dépendra de la sensibilité requise pour le retour de puissance et la faible puissance aval. Le tableau ci-dessous indique le transformateur de courant de classe de mesure requis pour divers réglages de puissance inférieurs à 3% Pn. Pour charger correctement le transformateur de courant, sa puissance assignée en VA doit concorder avec la charge en VA (au courant nominal) du circuit secondaire extérieur qu'il doit alimenter en courant. Dans ce cas, le recours à la fonction de compensation de déphasage de puissance sensible de la P34x sera utile. Réglages de retour de puissance et de faible puissance aval %Pn 0.5 0.6 TC de classe de mesure 0.1 0.8 1.0 1.2 AP 0.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2 0.5 2.4 2.6 2.8 3.0 1.0 Caractéristiques du transformateur de courant pour la protection de puissance sensible 4.7 Entrées 20Hz de la fonction de protection 100% masse stator 4.7.1 Transformateurs de courant de ligne 4.7.1.1 Alternateur relié à la terre via une résistance primaire au point neutre de l’alternateur On a supposé que la fonction de protection 100% masse stator sera appliquée uniquement quand le courant des défauts à la terre du stator sera limité à <2 fois le courant nominal ou moins car la plage numérique d'entrée de courant sensible est de 2 In. La tension de coude minimale requise est égale à : Vk ≥ fn/20 x 2 In (Rct + 2RL + Rr) Avec : Vk = Tension de coude minimale du transformateur de courant pour la stabilité en présence de défaut traversant In = Courant nominal de l'équipement RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (Ω) P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-104 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 RL = Résistance d'un fil unique entre l'équipement et le transformateur de courant (Ω). Rr = Résistance de tout autre équipement de protection partageant le transformateur de courant (Ω). fn = fréquence fondamentale 50 ou 60 Hz (fn/20 tient compte du fonctionnement à 20 Hz) Concernant les transformateurs de courant de classe X, le courant de magnétisation à la tension de coude requise calculée doit être inférieur à 0.1 In (<5% du courant de défaut maximal prévue 2 In, sur lequel sont basées ces spécifications de TC). Concernant les transformateurs de courant de classe de protection CEI, il est nécessaire de vérifier que la classe 5P est utilisée. Un TC 15VA 5P10 conviendra à la plupart des applications. 4.7.1.2 Alternateur relié à la terre via un transformateur de mise à la terre et une résistance secondaire aux bornes ou au point neutre de l'alternateur Un TC 400/5 A peut être commandé pour cette application, Vk = 720 V (50/60 Hz) 4.7.2 Transformateurs de mise à la terre Pour éviter que la résistance de charge secondaire ne devienne trop petite (elle doit être supérieure à 0.5 Ω, si possible), il faut choisir une tension secondaire élevée, 500 V par exemple, pour le transformateur de neutre ou de mise à la terre. Il est important que le transformateur de mise à la terre ne soit jamais saturé, car cela pourrait induire une ferrorésonance. Il suffit que la tension de coude du transformateur soit égale à la tension nominale de ligne de l’alternateur, Vn. 4.7.2.1 Alternateur relié à la terre via une résistance primaire au point neutre de l’alternateur Valeur nominale du transformateur de tension : Vn/√3 / 500 V, 3 000 VA (pour 20 s) classe 0.5 (non saturé jusqu’à Vn,alternateur) AP Vn 4.7.2.2 = tension nominale de ligne de l'alternateur (phase-phase) Alternateur relié à la terre via un transformateur de mise à la terre et une résistance secondaire aux bornes de l'alternateur Valeur nominale du transformateur de tension : Vn/√3 / 500/3 V (non saturé jusqu’à Vn,alternateur) La valeur nominale VA du transformateur pour 20s par phase = 1.3 x 1/3 x If x Vn x √3 x √10/√20 pour 3 transformateurs monophasés. If = courant de défaut primaire Le 1.3 tient compte d’un facteur de surtension provenant du forçage du champ. Le facteur √10/√20 fait passer la valeur nominale de 10 à 20 s. Pour un transformateur triphasé, la valeur nominale VA est 3 fois plus élevée. 4.7.2.3 Alternateur relié à la terre via un transformateur de mise à la terre et une résistance secondaire au point neutre de l'alternateur Valeur nominale du transformateur de tension : Vn/√3 / 500 V (non saturé jusqu’à Vn,alternateur) La valeur nominale VA pour 20s par phase = 1.3 x If x Vn x v3 x √10/√20 Le 1.3 tient compte d’un facteur de surtension provenant du forçage du champ. Le facteur √10/√20 fait passer la valeur nominale de 10 à 20 s. 4.8 Conversion d'une classification de protection du transformateur de courant normalisée CEI 185 en tension de coude L'adaptabilité d'un transformateur de courant de classe de protection CEI peut être vérifiée par comparaison avec les spécifications de tension de coude décrites précédemment. Si, par exemple, les transformateurs de courant disponibles possèdent une désignation 15 VA 5P 10, alors l'estimation de tension de coude peut être calculée comme suit : Vk = VA x ALF Ιn + ALF x Ιn x RTC Applications P34x/FR AP/I76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (AP) 6-105 Avec : Vk = Tension de coude requise VA = Charge nominale du transformateur de courant (VA) ALF = Facteur de limite de précision In = Courant nominal secondaire du transformateur de courant (A) RTC = Résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (Ω) Si RTC n'est pas disponible, alors le deuxième terme de l'équation précédente peut être ignoré. Exemple : 400/5 A, 15 VA 5P 10, RTC = 0.2 Ω Vk = 15 x 10 5 + 10 x 5 x 0.2 = 40V 4.9 Conversion d'une classification de protection du transformateur de courant normalisée CEI185 en tension nominale normalisée ANSI /IEEE La gamme des produits MiCOM série P40 sont compatibles avec les transformateurs de courant normalisée ANSI/IEEE spécifiés dans la norme IEEE C57.13. La classe appliquée pour la protection est la classe "C", qui spécifie un tore sans ouverture dans l'air. Le concept du TC est identique à celui de la classe P de CEI, ou classe X de la norme anglaise (BS), mais le classement (rating) est différemment spécifié. La tension nominale d'une classe "C" standard selon ANSI/IEEE requise sera inférieure à la tension de coude en CEI. C'est parce que la tension nominale (ANSI/IEEE)est définie en terme de la tension réelle aux bornes du TC, tandis que la tension de coude de CEI inclut la chute de tension à travers la résistance interne de l'enroulement secondaire du TC, ajoutée à la tension réelle. La tension de coude de CEI/BS est typiquement 5% supérieur à celle de ANSI/IEEE. Donc : Vc = [ Vk - Chute de tension interne ] / 1.05 = [ Vk - (In . RTC . ALF) ] / 1.05 Avec : Vc = Tension nominale de classe "C" standard Vk = Tension de coude selon CEI requise In = Courant nominal du TC = 5 A en USA RTC = résistance de l'enroulement secondaire du transformateur de courant (Pour des TC à 5 A, la résistance typique est de 0.002 ohms/spire secondaire) ALF = Facteur de limite de précision du TC, le courant dynamique assigné de sortie d'un TC de classe "C" (Kssc) est toujours 20 x In Le facteur de limite de précision est identique à 20 fois le courant nominal secondaire de ANSI/IEEE. Donc : Vc = [ Vk - (100 . RTC) ] / 1.05 AP P34x/FR AP/I76 Applications (AP) 6-106 5. MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 CALIBRE DE FUSIBLE DE L’ALIMENTATION AUXILIAIRE Le chapitre Sécurité de ce manuel indique que le calibre maximal admissible de fusible est de 16 A. Pour permettre une sélectivité temporelle avec les fusibles à l’amont, il est souvent préférable d’opter pour un fusible de courant nominal inférieur. L'utilisation de fusible dont la valeur nominale est comprise entre 6A et 16A est recommandée. Les fusibles à basse tension, 250 V au minimum et conformes à la norme CEI 60269-2 type d’application générale gG, sont acceptables, avec un haut pouvoir de coupure. Ils donnent des caractéristiques équivalentes à celles des fusibles à haut pouvoir de coupure "red spot" de type NIT/TIA souvent spécifiés dans le passé. Le tableau ci-dessous donne les limites conseillées sur le nombre d'équipements raccordés sur une section à fusible. Il s’applique aux équipements de la série MiCOM Px40 dont le suffixe matériel est C et plus, car ces équipements sont dotés d’une fonction de limitation du courant d’appel à la mise sous tension, pour préserver l’état du fusible. Nombre maximum d'équipements MiCOM Px40 recommandés par fusible Tension nominale de batterie Fusible 10 A 6A Fusible 15 ou 16 A Fusible de calibre > 16 A 24 à 54 V 2 4 6 Non autorisé 60 à 125 V 4 8 12 Non autorisé 138 à 250 V 6 10 16 Non autorisé On peut aussi utiliser des mini-disjoncteurs (MCB) pour protéger les circuits de l'alimentation auxiliaire. AP Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 LOGIQUE PROGRAMMABLE PL Date : Indice matériel : Version logicielle : Schémas de raccordement : 6 Juillet 2007 J (P342/3/4) K (P345) 0320 10P342xx (xx = 01 à 17) 10P343xx (xx = 01 à 19) 10P344xx (xx = 01 à 12) 10P345xx (xx = 01 à 07) P34x/FR PL/C76 Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 PL Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR PL/C76 (PL) 7-1 SOMMAIRE (PL) 71. LOGIQUE PROGRAMMABLE 3 1.1 Présentation 3 1.2 Editeur de PSL MiCOM S1 Studio Px40 3 1.3 Comment utiliser l'éditeur PSL pour les MiCOM Px40 4 1.4 Avertissements 4 1.5 Barre d'outils et commandes 5 1.5.1 Barre d'outils standard 5 1.5.2 Outils d'alignement 5 1.5.3 Outils de dessin 5 1.5.4 Outils de décalage 5 1.5.5 Outils de rotation 5 1.5.6 Outils de structure 5 1.5.7 Barre d'outils Zoom/Pan 5 1.5.8 Symboles logiques 5 1.6 Propriétés des signaux logiques de PSL 7 1.6.1 Propriétés de liaison 7 1.6.2 Propriétés des signaux logiques 8 1.6.3 Propriétés des signaux d'entrée 8 1.6.4 Propriétés des signaux de sortie 8 1.6.5 Propriétés des signaux d'entrée GOOSE 8 1.6.6 Propriétés des signaux de sortie GOOSE 9 1.6.7 Control input signal properties 9 1.6.8 Propriétés des touches de fonctions (P345 uniquement) 9 1.6.9 Propriétés du déclencheur d’enregistrement des défauts 9 1.6.10 Propriétés des signaux de LED 10 1.6.11 Propriétés des signaux de contact 10 1.6.12 Propriétés du conditionneur de LED 10 1.6.13 Propriétés du conditionneur de contact 11 1.6.14 Propriétés de temporisation 11 1.6.15 Propriétés d'opérateur 12 1.7 Description des nœuds logiques 13 1.8 Logique programmable par défaut réglé en usine 25 1.9 Affectation des entrées logiques 25 1.10 Affectation des contacts de sortie de l'équipement 26 1.11 Affectation des LEDs programmables 28 1.12 Sélection des signaux de démarrage d’enregistrement de défaut 29 1.13 Colonne des donnée des schémas logiques programmables (PSL) 30 PL P34x/FR PL/C76 (PL) 7-2 PL Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 SCHEMAS LOGIQUES PROGRAMMABLES MICOM P342 31 Affectation des entrées logiques 31 Configuration du relais de sortie R1 (Déc. Disjoncteur)) 32 Configuration du relais de sortie R2 (Déc. Générateur de force motrice) 33 Configuration du relais de sortie R3 (Déc. général) 34 Configuration du relais de sortie R4 (Alarme générale) 35 Configuration des relais de sortie 36 Configuration des relais de sortie 37 SCHEMAS LOGIQUES PROGRAMMABLES MICOM P343 38 Affectation des entrées logiques 38 Configuration du relais de sortie R1 (Déc. Disjoncteur) 39 Configuration du relais de sortie R2 (Déc. Générateur de force motrice) 40 Configuration du relais de sortie R3 (Déc. général) 41 Configuration du relais de sortie R4 (Alarme générale) 42 Configuration des relais de sortie 43 Configuration des relais de sortie 44 Configuration des LED 45 SCHEMAS LOGIQUES PROGRAMMABLES MICOM P344 46 Affectation des entrées logiques 46 Configuration du relais de sortie R1 (Déc. Disjoncteur) 47 Configuration du relais de sortie R2 (Déc. Générateur de force motrice) 48 Configuration du relais de sortie R3 (Déc. général) 49 Configuration du relais de sortie R4 (Alarme générale) 50 Configuration des relais de sortie 51 Configuration des relais de sortie 52 Configuration des LED 53 SCHEMAS LOGIQUES PROGRAMMABLES MICOM P345 54 Affectation des entrées logiques 54 Configuration du relais de sortie R1 (Déc. Disjoncteur) 55 Configuration du relais de sortie R2 (Déc. Générateur de force motrice) 56 Configuration du relais de sortie R3 (Déc. général) 57 Configuration du relais de sortie R4 (Alarme générale) 58 Configuration des relais de sortie 59 Configuration des relais de sortie 60 Configuration des LED 61 Affectation des touches de fonction et des LED de fonction 62 Protection 100% masse stator par logique de blocage d'injection 63 Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1. LOGIQUE PROGRAMMABLE 1.1 Présentation P34x/FR PL/C76 (PL) 7-3 Le but des schémas logiques programmable (PSL) est de permettre à l'utilisateur de configurer un schéma de protection personnalisé correspondant à son application particulière. Cette configuration est effectuée en utilisant des temporisateurs et des portes logiques programmables. Les entrées de la PSL sont constituées d’une combinaison quelconque des états des entrées opto-isolées. La logique PSL sert également à affecter des fonctions aux entrées opto-isolées et aux contacts de sortie, aux sorties des éléments de protection comme les démarrages et les déclenchements de protection, ainsi qu’aux sorties des schémas logiques fixes de la protection. Les schémas logiques fixes fournissent les schémas standard de protection à l'équipement. La PSL proprement dite repose sur l'utilisation de temporisateurs et de portes logiques sous forme logicielle. Les portes logiques peuvent être programmées pour assurer une gamme de fonctions logiques différentes. Elles peuvent accepter tout nombre d'entrées. Les temporisateurs sont utilisés pour créer une temporisation programmable et/ou pour conditionner les sorties logiques, notamment pour créer une impulsion de durée fixe sur la sortie indépendamment de la durée de l'impulsion sur l'entrée. Les sorties de la PSL sont les LED en face avant de l'équipement et les contacts de sortie connectés aux borniers arrières. L'exécution de la PSL est déclenchée par un événement. La logique est traitée à chaque fois qu'il y a changement d'une de ses entrées, notamment à la suite d'un changement d'un des signaux d'entrées logiques ou d'une sortie de déclenchement en provenance d'un élément de protection. Seule la partie de la PSL concernée par le changement d'état de son entrée est traitée. Cela réduit le temps de traitement utilisé par la PSL, même avec des schémas logiques PSL importants et complexes le temps de déclenchement de la protection ne sera pas allongé. Ce système est d'une grande souplesse d'emploi pour l'utilisateur, en lui permettant de créer ses propres schémas logiques. Cependant, cela signifie également que la PSL peut être configurée sous la forme d’un système très complexe, ce qui implique l’utilisation du logiciel de support informatique MiCOM S1 Studio pour le mettre en œuvre. 1.2 Editeur de PSL MiCOM S1 Studio Px40 Pour accéder au menu de l'Éditeur PSL de Px40, cliquer sur : Le module Éditeur PSL permet de se raccorder au port avant de n'importe quel équipement MiCOM, de rapatrier et d'éditer ses fichiers de schémas logiques programmables et de renvoyer le fichier modifié à un équipement MiCOM Px40. PL P34x/FR PL/C76 (PL) 7-4 1.3 Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Comment utiliser l'éditeur PSL pour les MiCOM Px40 Le module PSL pour les MiCOM Px40 permet d'effectuer les opérations suivantes : • Créer un nouveau schéma PSL • Extraire un fichier PSL d'un IED MiCOM Px40 • Ouvrir un schéma à partir d'un fichier PSL • Ajouter des composants logiques à un fichier PSL • Déplacer des composants dans un fichier PSL • Éditer la liaison d'un fichier PSL • Ajouter une liaison à un fichier PSL • Mettre en surbrillance un chemin dans un fichier PSL • Utiliser une sortie de conditionneur pour commander la logique • Télécharger un fichier PSL vers un IED MiCOM Px40 • Imprimer des fichiers PSL Pour une description détaillée de ces fonctions, prière de se reporter au guide d’utilisation du MiCOM S1 Studio. 1.4 Avertissements Avant d'envoyer un schéma à l'équipement, il faut effectuer des vérifications. Ces vérifications peuvent faire apparaître divers messages d'avertissement. PL L'éditeur lit d'abord le numéro de modèle de l'équipement connecté puis le compare au numéro de modèle mémorisé. La comparaison est de type à "caractère générique". Si les deux numéros ne correspondent pas, un avertissement est généré avant de démarrer l'envoi. Les deux numéros de modèle (celui qui est mémorisé et celui qui est lu sur l'équipement) sont affichés avec l'avertissement ; c'est à l'utilisateur de décider si les paramètres à envoyer sont compatibles avec l'équipement connecté. Ignorer l'avertissement par erreur peut conduire à un comportement indésirable de l'équipement. S'il survient des problèmes potentiels évidents, une liste est générée. Les types de problèmes potentiels que le programme tente de détecter sont les suivants : • Un ou plusieurs opérateurs, signalisations LED, conditionneurs de contact et/ou temporisateurs ont leur sortie reliée directement à leur entrée. Une liaison erronée de cette sorte peut bloquer l'équipement ou provoquer l'apparition de problèmes plus subtils. • Le nombre d'entrées à déclencher (ITT) dépasse le nombre d'entrées. La valeur ITT définie pour un opérateur programmable est plus grande que le nombre d'entrées réelles ; l'opérateur ne peut jamais s'activer. Nota : Il n’y a pas de contrôle de la valeur ITT inférieure. La valeur 0 ne génère pas d'avertissement. • Nombre d'opérateurs trop grand. Il y a une limite théorique supérieure de 256 opérateurs dans un schéma mais la limite pratique est déterminée par la complexité de la logique. Dans la pratique, il faudrait que le schéma soit extrêmement complexe pour arriver à une telle situation et il est rare que cette erreur se produise. • Nombre de liaisons trop grand. Il n'y a pas de limite supérieure fixe quant au nombre de liaisons d'un schéma. Cependant, comme pour le nombre maximum d'opérateurs, la limite pratique est déterminée par la complexité de la logique. Dans la pratique, il faudrait que le schéma soit extrêmement complexe pour arriver à une telle situation et il est rare que cette erreur se produise. Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.5 (PL) 7-5 Barre d'outils et commandes Il existe un certain nombre de barres d’outils pour faciliter la navigation et l’édition des PSL. 1.5.1 Barre d'outils standard • 1.5.2 Outils d'alignement • 1.5.3 Pour ajouter des commentaires textuels et autres annotations afin de faciliter la lecture des schémas PSL. Outils de décalage • 1.5.5 Pour aligner des groupes d’éléments logiques dans le sens horizontal ou vertical. Outils de dessin • 1.5.4 Pour gérer et imprimer des fichiers. Pour déplacer des éléments logiques. Outils de rotation • Outils de rotation, de pivotement et de retournement. PL 1.5.6 Outils de structure • 1.5.7 Barre d'outils Zoom/Pan • 1.5.8 Pour modifier l'ordre d'empilage des composants logiques. Pour mettre à l'échelle la taille d'écran affichée, pour voir tout le schéma PSL ou faire un zoom sur une sélection particulière. Symboles logiques Symboles logiques de la P345 Symboles logiques des P342/3/4 P34x/FR PL/C76 (PL) 7-6 Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Cette barre d'outils fournit des icônes permettant de positionner chaque type d'élément logique dans le schéma PSL. Certains éléments ne sont pas disponibles dans tous les équipements. Les icônes ne sont affichées que pour les éléments disponibles pour l'équipement sélectionné. Liaison Crée une liaison entre deux symboles logiques. Signal opto-coupleur Crée un signal d'entrée opto-coupleur. Signal d’entrée Crée un signal d'entrée. Signal de sortie Crée un signal de sortie. GOOSE In Crée un signal d'entrée vers la logique devant recevoir un message GOOSE CEI 61850 émis par un autre IED. GOOSE Out Crée un signal de sortie depuis la logique devant émettre un message GOOSE CEI 61850 vers un autre IED. Entrée de commande PL Crée un signal d'entrée vers la logique pouvant être actionnée par un ordre externe. Touche de fonction Crée un signal d'entrée de touche de fonction. Trigger déclencheur Crée un déclencheur d'enregistrement de défauts. Signal de LED Crée un signal d’entrée de LED qui répète l’état de la LED tricolore. (P345) Crée un signal d’entrée de LED qui répète l’état de la LED rouge. (P342/3/4) Signal de contact Crée un signal de contact. Conditionneur de LED Crée un conditionneur de LED pour la LED tricolore (P345). Crée un conditionneur de LED pour la LED rouge (P342/3/4). Conditionneur de contact Crée un conditionneur de contact. Temporisation Crée une temporisation. Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 P34x/FR PL/C76 (PL) 7-7 Opérateur ET Crée un opérateur ET. Opérateur OU Crée un opérateur OU. Opérateur programmable Crée un opérateur programmable. 1.6 Propriétés des signaux logiques de PSL La barre d'outils des signaux logiques sert à la sélection des signaux logiques. Le clic droit de la souris sur un signal logique quelconque ouvre un menu contextuel dont l'une des options pour certains éléments logiques est la commande Propriétés... La sélection de l’option Propriétés ouvre une fenêtre Propriétés des composants, dont le format varie en fonction du signal logique sélectionné. Les propriétés de chaque signal logique, incluant les fenêtres Propriétés des composants, sont indiquées dans les sections qui suivent : Menu Propriétés pour un signal L'onglet Liste des signaux sert à la sélection des signaux logiques. Les signaux répertoriés seront adaptés au type de symbole logique à ajouter au schéma. Ils seront de l'un des types suivants : 1.6.1 Propriétés de liaison Les liaisons forment le lien logique entre la sortie d’un signal, opérateur ou d’un état, et l’entrée d’un élément quelconque. Pour inverser une liaison connectée à l'entrée d'un opérateur, utiliser la fenêtre Propriétés. Une liaison inversée est signalée par la présence d'une "bulle" sur l'entrée de l'opérateur. Il est impossible d’inverser une liaison qui n’est pas connectée à l’entrée d’un opérateur. Règles de liaison des symboles Une liaison ne peut que commencer par la sortie d'un signal, d'un opérateur ou d'un conditionneur et se terminer par l'entrée d'un élément. Puisqu'un signal ne peut être qu'une entrée ou une sortie, le concept est quelque peu différent. Pour respecter la convention adoptée pour les opérateurs et les conditionneurs, les signaux d'entrée sont connectés à gauche et les signaux de sortie à droite. L'éditeur appliquera automatiquement cette convention. Une tentative de liaison sera refusée si une ou plusieurs règles sont enfreintes. Une liaison est refusée pour les raisons suivantes : • Une tentative de connexion d'un signal déjà piloté. Le motif du refus peut ne pas être évident car le symbole du signal peut figurer ailleurs sur le schéma. Utiliser la fonction de mise en surbrillance d'un chemin pour trouver l'autre signal. • Une tentative de répétition d'une liaison entre deux symboles. Le motif du refus peut ne pas être évident car la liaison existante peut être représentée ailleurs sur le schéma. PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-8 1.6.2 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Propriétés des signaux logiques Signal opto-coupleur Chaque entrée opto peut être sélectionnée et utilisée pour la programmation du schéma PSL. L’activation de l’entrée opto pilote le signal DDB associé. Par exemple, l’activation de l’entrée L1 active le signal DDB 032 du schéma PSL. Entrée L1 DDB #032 1.6.3 Propriétés des signaux d'entrée Signal d’entrée Les fonctions logiques de l’équipement fournissent des signaux sortie logique qui peuvent être utilisés pour la programmation du schéma PSL. En fonction de la configuration de l’équipement, le fonctionnement d'une fonction active de l’équipement pilotera le signal DDB associé dans le schéma PSL. Par exemple, DDB 663 sera activé dans le schéma PSL en cas de fonctionnement / déclenchement du stade 1 de la protection défaut terre active 1. IN1>1 Déc. DDB #261 1.6.4 Propriétés des signaux de sortie Signal de sortie Les fonctions logiques de l’équipement fournissent des signaux d'entrée logique qui peuvent être utilisés pour la programmation du schéma PSL. En fonction de la configuration de l’équipement, l'activation d'un signal de sortie pilotera le signal DDB associé dans le schéma PSL et provoquera la réponse associée de la fonction de l'équipement. PL Par exemple, si DDB 518 est activé dans le schéma PSL, il bloquera la temporisation du stade 1 de la fonction défaut terre sensible. ISEF>1 Bloc tempo DDB #216 1.6.5 Propriétés des signaux d'entrée GOOSE GOOSE In L’interface entre le schéma logique programmable et le schéma logique GOOSE (voir le guide d’utilisation S1) s'effectue par l'intermédiaire de 32 entrées virtuelles. Les entrées virtuelles sont utilisées à peu près de la même façon que des signaux d'entrées à opto-coupleurs. La logique de commande de chaque entrée virtuelle est contenue dans le fichier de schéma logique GOOSE de l'équipement. Il est possible de mapper sur une entrée virtuelle un nombre quelconque de paires logiques de bits à partir de n'importe quel équipement souscrit, ceci à l'aide d’opérateurs logiques (voir le guide d’utilisation S1 pour plus de détails). Par exemple, DDB 1184 sera activé dans le schéma PSL en cas de fonctionnement de l’entrée virtuelle 1 et de sa paire de bits associée. Entrée virtuelle 1 DDB #832 Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.6.6 P34x/FR PL/C76 (PL) 7-9 Propriétés des signaux de sortie GOOSE GOOSE Out L’interface entre le schéma logique programmable et le schéma logique GOOSE s'effectue par l'intermédiaire de 32 sorties virtuelles. Il est possible de mapper sur une sortie virtuelle des paires logiques de bits à partir de n'importe quel équipement souscrit (voir le guide d’utilisation S1 pour plus de détails). Par exemple, si DDB 1216 est activé dans le schéma PSL, la sortie virtuelle 32 et sa paire de bits associée s'activent. Sortie virtuelle 2 DDB #865 1.6.7 Control input signal properties Entrées de commande Il existe 32 entrées de commande qui peuvent être activées via le menu de l’équipement, les touches rapides (‘hotkeys’) ou par les communications en face arrière. En fonction du réglage programmé, ‘Bloqué’ ou ‘Impulsion’, le signal DDB associé sera activé dans la PSL lorsque l'entrée de commande est activée. Par exemple, programmer l’entrée de commande 1 pour qu’elle active le signal DDB 1152 du schéma PSL. Control Entrée 1 DDB #608 1.6.8 Propriétés des touches de fonctions (P345 uniquement) Touche de fonction Chaque touche de fonction peut être sélectionnée et utilisée pour la programmation du schéma PSL. L’activation de la touche de fonction pilotera le signal DDB associé et ce signal restera activé en fonction du réglage programmé, ‘Touche à Bascule’ ou ‘Normal’. Le mode à bascule signifie que le signal DDB reste bloqué ou non à l’enfoncement de la touche et le mode normal signifie que le signal DDB ne sera activé que pendant l’enfoncement de la touche. Par exemple, programmer la touche de fonction 1 pour qu’elle active le signal DDB 256 du schéma PSL. Bouton Fonct 1 DDB #712 1.6.9 Propriétés du déclencheur d’enregistrement des défauts Déclencheur d’enregistrement des défauts La fonction d’enregistrement des défauts peut être activée en pilotant le signal DDB de déclencheur de perturbographie. Par exemple, activer DDB 623 pour activer la perturbographie dans la PSL. Enreg. CR.Défaut DDB #144 PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-10 1.6.10 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Propriétés des signaux de LED LED Toutes les LED programmables piloteront les signaux DDB associés lorsqu'elles seront activées. Par exemple, le signal DDB 108 sera activé lorsque la LED 7 tricolore sera activée (P345) et le signal DDB 230 sera activé lorsque la LED 7 rouge sera activée (P342/3/4). LED7 Rouge DDB #652 LED 3 DDB #098 1.6.11 Propriétés des signaux de contact Signal de contact Tous les contacts de sortie de l’équipement piloteront les signaux DDB associés lorsqu’ils seront activés. Par exemple, DDB 009 sera activé lorsque la sortie R10 sera activée. Sortie R10 DDB #009 1.6.12 Propriétés du conditionneur de LED Conditionneur de LED tricolore (P345) PL 1. Sélectionner le nom du voyant LED dans la liste (apparaît uniquement lors de l'insertion d'un nouveau symbole) 2. Configurer la sortie de LED en rouge, jaune ou vert. Configurer une LED verte en pilotant l’entrée DDB verte. Configurer une LED rouge en pilotant l’entrée DDB rouge. Configurer une LED jaune en pilotant simultanément les entrées DDB rouge et verte. Non Latching FnKey LED 1 Red DDB #1040 FnKey LED 1 Red DDB #1040 1 Non Latching 1 Non Latching FnKey LED 1 Red DDB #1040 1 3. FnKey LED 1 Grn DDB #1041 FnKey LED 1 Grn DDB #1041 FnKey LED 1 Grn DDB #1041 LED allumée rouge LED allumée vert LED allumée jaune Configurer la sortie de LED en mode maintenu (Latching) ou non-maintenu (Non-Latching). Conditionneur de LED rouge (P342/3/4) 1. Sélectionner le nom du voyant LED dans la liste (apparaît uniquement lors de l'insertion d'un nouveau symbole) 2. Configurer la sortie de LED en mode maintenu (Latching) ou non maintenu (Non-Latching). Non Latching LED 1 DDB #224 Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.6.13 (PL) 7-11 Propriétés du conditionneur de contact Chaque contact peut être conditionné à l'aide d'une temporisation associée. La temporisation peut être de type démarrage, retombée, maintien, impulsion, démarrage/retombée, passant ou bloquant. "Passant" signifie qu’il n’y a aucun conditionnement d’aucune sorte tandis que "maintenu (Latching)" crée une fonction de type verrouillage ou maintien. 1.6.14 1. Sélectionner le nom du contact dans la liste (apparaît uniquement lors de l'insertion d'un nouveau symbole). 2. Choisir le type de conditionneur souhaité dans la liste à cocher Mode. 3. Définir la Valeur temporisation aller(en millisecondes), si nécessaire. 4. Définir la Valeur de temporisation retour(en millisecondes), si nécessaire. Propriétés de temporisation Chaque temporisation peut être de type aller, retour, durée minimum, impulsion ou aller/retour (ces types sont appelés retard montée, retard descente, arrêt, impulsion, retard montée / descente, dans les menus). 1. Choisir le mode de fonctionnement dans la liste à cocher Mode temporisation. 2. Définir la Valeur de retard montée : Temporisation "aller" (en millisecondes), si nécessaire. 3. Définir la Valeur de retard descente : Temporisation "retour" (en millisecondes), si nécessaire. PL P34x/FR PL/C76 (PL) 7-12 1.6.15 Logique programmable MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Propriétés d'opérateur ou ou Un opérateur (ou porte) peut être de type ET, OU ou programmable. Un opérateur ET exige que toutes les entrées soient VRAIES pour que la sortie soit VRAIE. Un opérateur OU exige qu’une entrée au moins soit VRAIE pour que la sortie soit VRAIE. Un opérateur programmable exige que le nombre d'entrées VRAIES soit supérieur ou égal à son nombre d'entrées à déclencher (ITT) pour que la sortie soit VRAIE. PL 1. Sélectionner le type d'opérateur ET, OU, ou Programmable. 2. Définir le nombre 'Entrées du déclencheur' quand l'opérateur sélectionné est 'Programmable'. 3. Cocher la case Inverser sortie pour que la sortie de l’opérateur soit inversée. Une sortie inversée est signalée par la présence d'une "bulle" sur la sortie de l'opérateur. Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.7 (PL) 7-13 Description des nœuds logiques DDB No. Texte français Source Description 0 Sortie R1 (réglage du libellé de la sortie) Conditionneur de relais de sortie Le contact de sortie 1 est activé 31 Sortie R32 (réglage du libellé de la sortie) Conditionneur de relais de sortie Le contact de sortie 32 est activé 32 Entrée L1 (réglage du libellé de l'entrée) Entrée opto-isolée L'entrée opto 1 est activée 63 Entrée L32 (réglage du libellé de l'entrée) Entrée opto-isolée L'entrée opto 32 est activée 64 Cond relais 1 PSL 95 Cond relais 32 PSL 96 LED1 Red PSL Le signal d'entrée pilotant le contact de sortie 1 est activé Le signal d'entrée pilotant le contact de sortie 32 est activé La LED 1 programmable rouge est activée (P345) 97 LED1 Grn. PSL La LED 1 programmable verte est activée (P345) 110 LED8 Red PSL La LED 8 programmable rouge est activée (P345) 111 LED8 Grn. PSL 112 FnKey LED1 Red PSL 113 FnKey LED1 Grn PSL 130 FnKey LED10 Red PSL 131 FnKey LED10 Grn PSL La LED 8 programmable verte est activée (P345) La LED 1 programmable rouge de touche de fonction est activée (P345) La LED 1 programmable verte de touche de fonction est activée (P345) La LED 10 programmable rouge de touche de fonction est activée (P345) La LED 10 programmable verte de touche de fonction est activée (P345) 132 à 159 Inutilisé Le signal d'entrée pilotant la LED 1 rouge est activé (P345) Le signal d'entrée pilotant la LED 1 verte est activé Pour rendre la LED 1 jaune, les signaux DDB 160 et DDB 161 doivent être activés simultanément. (P345) Le signal d'entrée pilotant la LED 8 rouge est activé (P345) 160 LED1 Con R PSL 161 LED1 Con G PSL 174 LED8 Con R PSL 175 LED8 Con G PSL Le signal d'entrée pilotant la LED 8 verte est activé Pour rendre la LED 8 jaune, les signaux DDB 174 et DDB 175 doivent être activés simultanément (P345) 176 FnKey LED1 ConR PSL Le signal d'entrée pilotant la LED 1 rouge de touche de fonction est activé. Cette LED est associée à la touche de fonction 1 (P345) 177 FnKey LED1 ConG PSL Le signal d'entrée pilotant la LED 1 verte de touche de fonction est activé. Cette LED est associée à la touche de fonction 1. Pour rendre la LED 1 de touche de fonction jaune, les signaux DDB 176 et DDB 177 doivent être activés simultanément (P345) 194 FnKey LED10 ConR PSL Le signal d'entrée pilotant la LED 10 rouge de touche de fonction est activé. Cette LED est associée à la touche de fonction 10 (P345) PSL Le signal d'entrée pilotant la LED 10 verte de touche de fonction est activé. Cette LED est associée à la touche de fonction 10. Pour rendre la LED 10 de touche de fonction jaune, les signaux DDB 194 et DDB 195 doivent être activés simultanément (P345) 195 196 à 223 FnKey LED10 ConG Inutilisé 224 LED1 Conditionneur de LED La LED 1 programmable est activée (P342/3/4) 231 LED8 Conditionneur de LED La LED 8 programmable est activée (P342/3/4) 232 LED conf. 1 PSL Le signal d'entrée pilotant la LED 1 est activé (P342/3/4) 239 LED conf. 8 PSL Le signal d'entrée pilotant la LED 8 est activé (P342/3/4) Commande Utilisateur La touche de fonction 1 est activée. En mode ‘Normal’, elle passe à l'état "haut" à l'enfoncement de la touche et en mode 'A bascule', elle reste à l’état 'haut/bas’ sur un enfoncement de touche (P345) 240 à 255 256 Inutilisé Function Key 1 PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-14 DDB No. 265 266 à 287 Texte français Function Key 10 Source Description Commande Utilisateur La touche de fonction 10 est activée. En mode ‘Normal’, elle passe à l'état "haut" à l'enfoncement de la touche et en mode 'A bascule', elle reste à l’état 'haut/bas’ sur un enfoncement de touche (P345) Inutilisé 288 Fin tempo 1 Fin tempo auxiliaire La sortie de la temporisation auxiliaire 1 est activée 303 Fin tempo 16 Fin tempo auxiliaire La sortie de la temporisation auxiliaire 16 est activée 320 Début tempo 1 PSL L'entrée de la temporisation auxiliaire 1 est activée 335 Début tempo 16 PSL L'entrée de la temporisation auxiliaire 16 est activée 336 à 353 PL MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Inutilisé 354 SG-opto invalide Choix du groupe Les entrées optos de sélection de groupe de réglages ont détecté un groupe de réglage invalide (désactivé) 355 Protection HS Essai de mise en service Protection désactivée - en général hors service à cause du mode essai 356 Alarme défail.TP Supervision TP Alarme de signalisation STP (fusible fondu) détectée par la Supervision de TP 357 AlarmeDéfail.TC1 Supervision TC Alarme de signalisation STC pour IA/IB/IC (alarme de Supervision de TC) 358 Alarme défail.DJ Défaillance DJ Alarme de défaillance de disjoncteur 359 Alarme maint. I^ Surveillance DJ Le cumul des courants coupés par le disjoncteur a dépassé le réglage de l'alarme de maintenance 360 Alarme verr. I^ Surveillance DJ Le cumul des courants coupés par le disjoncteur a dépassé le réglage du verrouillage de maintenance 361 DJ Maint. opér. Surveillance DJ Le nombre de déclenchements du disjoncteur a dépassé le réglage de l'alarme de maintenance 362 DJ Verrouil.opér Surveillance DJ Le nombre de déclenchements du disjoncteur a dépassé le réglage du verrouillage de maintenance 363 DJ Maint. Tps Surveillance DJ Le temps de manœuvre du disjoncteur a dépassé le réglage de l'alarme de maintenance (temps de coupure long) 364 DJ Verrouil. Tps Surveillance DJ Le temps de manœuvre du disjoncteur a dépassé le réglage de l'alarme de verrouillage (temps de coupure excessif) 365 Verr. fréq déf Surveillance DJ Alarme de verrouillage : fréquence de défauts excessive (nombre de déclenchement trop élevé dans un temps paramétré) 366 Alarme Etat DJ Etat CB Signalisation d'un défaut par la surveillance de la position du disjoncteur - par exemple, des contacts auxiliaires défectueux 367 Déf.ouver.man.DJ Commande DJ Le disjoncteur ne parvient pas à déclencher (après un ordre de déclenchement manuel/opérateur) 368 Déf.ferm.man.DJ Commande DJ 369 Déf.ferm.man.DJ Commande DJ 370 Alarme therm. inverse Therm. Inverse Le disjoncteur ne parvient pas à s'enclencher (après un ordre d'enclenchement manuel/opérateur) Signal de sortie de défaillance d'enclenchement manuel du disjoncteur indiquant que le disjoncteur ne s'est pas fermé pour une demande d'enclenchement manuel. (Pour que l'enclenchement soit réussi, le signal Disjoncteur opérationnel doit s'afficher dans le temps "Tempo DJ opérat.") Alarme thermique courant inverse 371 Alarme thermique Surcharge Therm Alarme thermique 372 Alarme V/Hz Max d'Induction Alarme Flux Excessif (tension/fréquence) 373 Alm Perte Excit. Perte Excitation Alarme tension à usage externe 374 Alarme thermique RTD Protection par RTD Fonctionnement d'une alarme RTD 1-10 quelconque (DDB 1031-1040) 375 Cct ouv RTD Protection par RTD Circuit ouvert RTD (la cellule "Cct ouv RTD" dans la colonne MESURES 3 indique quelle sonde RTD a son circuit ouvert) 376 Court-cct RTD Protection par RTD Court-circuit RTD (la cellule "Court-cct RTD" dans la colonne MESURES 3 indique quelle sonde RTD est en court-circuit) Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 DDB No. (PL) 7-15 Texte français Source Description 377 Err. données RTD Protection par RTD Erreur d'incohérence de données RTD (la cellule "Err. données RTD" dans la colonne MESURES 3 indique quelle sonde RTD est en erreur de données) 378 Défaut CI RTD Protection par RTD L'autocontrôle a identifié une défaillance sur la carte RTD 379 Alm prot fréq PSL F<1 Déc. OU F<2 Déc. OU F<3 Déc. OU F>1 Déc. (ces signaux DDB sont mappés sur "Alm prot fréq" dans le schéma PSL par défaut) 380 Alm prot tension PSL V<1 Déc. OU V>1 Déc. (ces signaux DDB sont mappés sur "Alm prot tension" dans le schéma PSL par défaut) 381 AlarmeDéfail.TC2 Supervision TC Alarme de signalisation STC pour IA-2/IB-2/IC-2 (alarme de Supervision de TC) (P343/4/5) 382 64S Alarme R<1 64S 100% masse stator Alarme seuil 1 de minimum de résistance 100% masse stator sur injection basse fréquence (P345) 383 64S Alarm Défaut 64S 100% masse stator Alarme supervision 100% masse stator sur injection basse fréquence (P345). Le signal DDB 383 est relié au signal DDB 1076 '64S Alarm Défaut' dans le schéma PSL par défaut pour générer une alarme de supervision) 384 à 383 Non utilisé 384 Entrées Ana. HS Entrées boucle de courant Défaut entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 385 Sorties Ana. HS Sorties analogiques Défaut sortie boucle de courant/analogique (sortie transducteur) 386 Alar.Entr.Ana.1 Entrées boucle de courant Alarme entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 1 387 Alar.Entr.Ana.2 Entrées boucle de courant Alarme entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 2 388 Alar.Entr.Ana.3 Entrées boucle de courant Alarme entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 3 389 Alar.Entr.Ana.4 Entrées boucle de courant Alarme entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 4 390 Ala. I< EA.1 HS Entrées boucle de courant Alarme de minimum de courant entrée analogique (entrée de transducteur) 1 (courant < 4 mA pour l'entrée 4-20 mA) 391 Ala. I< EA.2 HS Entrées boucle de courant Alarme de minimum de courant entrée analogique (entrée de transducteur) 2 (courant < 4 mA pour l'entrée 4-20 mA) 392 Ala. I< EA.3 HS Entrées boucle de courant Alarme de minimum de courant entrée analogique (entrée de transducteur) 3 (courant < 4 mA pour l'entrée 4-20 mA) 393 Ala. I< EA.4 HS Entrées boucle de courant Alarme de minimum de courant entrée analogique (entrée de transducteur) 4 (courant < 4 mA pour l'entrée 4-20 mA) 394 64R Alarme R<1 Défaut terre rotor 64R 1 stade de l'alarme à minimum de résistance du défaut terre rotor 395 64R CL I/P Fail Défaut terre rotor 64R Défaillance de l'entrée boucle de courant de défaut terre rotor (entrée à transducteur) PSL Alarme utilisateur 16 (réinitialisation manuelle) er 396 à 399 Non utilisé 400 MR Alm.opératr16 411 MR Alm.opératr 5 PSL Alarme utilisateur 5 (réinitialisation manuelle) 412 SR Alm.opératr 4 PSL Alarme utilisateur 4 (réinitialisation automatique) 415 SR Alm.opératr 1 PSL Alarme utilisateur 1 (réinitialisation automatique) 416 Défaut Batterie Autocontrôle Défaillance pile miniature en face avant : pile retirée de son compartiment ou tension faible. 417 Défail. 48V int. Autocontrôle Défaillance de tension à usage externe 48V 418 à 511 Non utilisé 512 Bloc. Diff gén PSL Blocage déclenchement par protection différentielle d'alternateur 513 Inhibit V/Hz>1 PSL Blocage déclenchement temporisé stade 1 par flux excessif (tension/fréquence) 514 IN>1 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 1 par défaut terre PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-16 DDB No. PL MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Texte français Source Description 515 IN>2 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 2 par défaut terre 516 IN>3 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 3 par défaut terre 517 IN>4 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 4 par défaut terre 518 ITS>1 Blc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 1 par défaut terre sensible 522 VN>1 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 1 par maximum de tension résiduelle 523 VN>2 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 2 par maximum de tension résiduelle 524 VN>3 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 3 par maximum de tension résiduelle 525 VN>4 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 4 par maximum de tension résiduelle 526 VN>5 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 5 par maximum de tension résiduelle (P344/5 uniquement) 527 VN>6 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 6 par maximum de tension résiduelle (P344/5 uniquement) 528 V<1 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 1 par minimum de tension de phase 529 V<2 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 2 par minimum de tension de phase 530 V>1 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 1 par maximum de tension de phase 531 V>2 Bloc.tempo. PSL 532 F<1 Bloc.tempo. PSL 533 F<2 Bloc.tempo. PSL 534 F<3 Bloc.tempo. PSL 535 F<4 Bloc.tempo. PSL 536 F>1 Bloc.tempo. PSL 537 F>2 Bloc.tempo. PSL 538 I>1 Bloc.tempo. PSL 539 I>2 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 2 par maximum de courant de phase 540 I>3 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 3 par maximum de courant de phase 541 I>4 Bloc.tempo. PSL 542 S/IdépVBlc.tempo PSL 543 Z< Bloc.tempo. PSL 544 Bloc. Entr.Ana.1 PSL 545 Bloc. Entr.Ana.21 PSL 546 Bloc. Entr.Ana.3 PSL 547 Bloc. Entr.Ana.4 PSL 548 Inh Turbine F PSL 549 Inhibit Ii> PSL Blocage déclenchement temporisé stade 2 par maximum de tension de phase Blocage déclenchement temporisé stade 1 par minimum de fréquence Blocage déclenchement temporisé stade 2 par minimum de fréquence Blocage déclenchement temporisé stade 3 par minimum de fréquence Blocage déclenchement temporisé stade 4 par minimum de fréquence Blocage déclenchement temporisé stade 1 par maximum de fréquence Blocage déclenchement temporisé stade 2 par maximum de fréquence Blocage déclenchement temporisé stade 1 par maximum de courant de phase Blocage déclenchement temporisé stade 4 par maximum de courant de phase Blocage déclenchement temporisé par maximum de courant dépendant de la tension ('réglage en tension' ou 'retenue de tension'). Blocage déclenchement temporisé par minimum d'impédance (stades 1 et 2) Blocage entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 1 Blocage entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 2 Blocage entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 3 Blocage entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 4 Inhibition de tous les stades de protection contre la fréquence anormale Inhibition de tous les stades de protection à maximum de courant inverse Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (PL) 7-17 DDB No. Texte français Source Description 550 Ii>1 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 1 par maximum de courant inverse 551 Ii>2 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 2 par maximum de courant inverse 552 Ii>3 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 3 par maximum de courant inverse 553 Ii>4 Bloc.tempo. PSL Blocage déclenchement temporisé stade 4 par maximum de courant inverse 554 Vi> Accélérer PSL Entrée servant à accélérer le temps de fonctionnement instantané de la protection à maximum de tension inverse (Protection Vi>) 555 RAZ Ii Therm. PSL Remet l'état thermique inverse à 0%. 556 RAZ thermique PSL Remet l'état thermique à 0%. 557 Inutilisé 558 64S Déverr. I>1 PSL Inhibition du stade 1 de la protection à maximum de courant 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 559 64S Déverr. R<1 PSL Inhibition du stade 1 de la protection à minimum d'impédance 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 560 64S Déverr. R<2 PSL Inhibition du stade 2 de la protection à minimum d'impédance 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 561 64S Filter On PSL Activation du filtre passe-bande de la protection 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 562 64R Déverr. R<1 PSL Stade 1 de l'inhibition du minimum de résistance défaut terre rotor 563 64R Déverr. R<2 PSL Stade 2 de l'inhibition du minimum de résistance défaut terre rotor Décl externe 3ph PSL Déclenchement triphasé externe - permet à la protection externe de commander un déclenchement et d'incrémenter les compteurs de surveillance du disjoncteur 611 Pos.DJ 3ph(52-A) PSL Entrée auxiliaire DJ 52-A (DJ fermé) (triphasée) 612 Pos.DJ 3ph(52-B) PSL Entrée auxiliaire DJ 52-B (DJ ouvert) (triphasée) 564 à 609 610 Non utilisé 613 DJ Opérationnel PSL Disjoncteur opérationnel (entrée pour enclenchement manuel indiquant que le disjoncteur dispose de suffisamment d'énergie pour s'enclencher) 614 Mini DJ / STP PSL Entrée Supervision TP - signal en provenance d'un disjoncteur miniature (Mini DJ) indiquant que ce dernier s'est déclenché 615 RAZ tempo Enc.. PSL RAZ temporisation d'enclenchement d’enclenchement manuel du disjoncteur 616 RAZ relais/LEDs PSL RAZ relais de sortie et voyants LED maintenus (réinitialisation manuelle de tous les contacts de déclenchement et LED maintenus) 617 RAZ Verrouillage PSL 618 RAZ toutes val PSL 619 Bloc Supervision PSL 620 Bloc. Commande PSL Pour le protocole CEI 870-5-103 uniquement, utilisé pour le "blocage de commande" (l'équipement ignore les commandes en provenance du SCADA) 621 Synchro Horaire PSL Synchronisation horaire par impulsion sur entrée opto PSL Essais de mise en service - met automatiquement l'équipement en Mode Test. Celui-ci met l'équipement hors service et permet de le contrôler à l'aide d'injections au secondaire. Pour le protocole CEI 60870-5-103, les événements spontanés et les données de mesures cycliques émises pendant que l’équipement est en mode test possèdent un COT de mode test. 622 Mode test RAZ verrouillages de surveillance du disjoncteur RAZ valeurs de surveillance de la condition du disjoncteur Pour le protocole CEI 870-5-103 uniquement, utilisé pour le "blocage de la surveillance" (l'équipement est silencieux et n'émet aucun message via le port du SCADA) PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-18 DDB No. 623 624 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Texte français Source Description Enreg. CR.Défaut PSL Déclenchement de perturbographie PSL Sélection du groupe de réglages X1 (bit de poids faible) sélectionne le groupe 2 si seul le signal DDB 624 est activé. Le groupe 1 est actif si à les signaux DDB 624 et DDB 625 sont tous deux égaux à 0 Le groupe 4 est actif si à les signaux DDB 624 et DDB 625 sont tous deux égaux à 1 SG Select x1 Sélection du groupe de réglages 1X (bit de poids fort) sélectionne le groupe 3 si seul le signal DDB 625 est activé. 625 SG Select 1x PSL Le groupe 1 est actif si à les signaux DDB 624 et DDB 625 sont tous deux égaux à 0 Le groupe 4 est actif si à les signaux DDB 624 et DDB 625 sont tous deux égaux à 1 626 627 à 639 PL Déc. général PSL Déclenchement général - Tous les signaux de déclenchement requis pour activer la LED Déclenchement, démarrer la protection de défaillance disjoncteur et incrémenter les compteurs de surveillance du disjoncteur sont mappés sur ce signal dans le schéma PSL. Non utilisé 640 Diff gén Déc. Différentiel gén Déclenchement protection différentielle d'alternateur (P343/4/5) 641 Diff gén Déc. A Différentiel gén Déclenchement protection différentielle d'alternateur phase A (P343/4/5) 642 Diff gén Déc. B Différentiel gén Déclenchement protection différentielle d'alternateur phase B (P343/4/5) 643 Diff gén Déc. C Différentiel gén Déclenchement protection différentielle d'alternateur phase C (P343/4/5) 644 Prt.Excit.1 Déc. Perte Excitation Déclenchement stade 1 Perte Excitation 645 Prt.Excit.2 Déc. Perte Excitation Déclenchement stade 2 Perte Excitation 646 V/Hz>1 Déc. Max d'Induction Déclenchement stade 1 Flux Excessif (tension/fréquence) 647 V/Hz>2 Déc. Max d'Induction Déclenchement stade 2 Flux Excessif (tension/fréquence) 648 V/Hz>3 Déc. Max d'Induction Déclenchement stade 3 Flux Excessif (tension/fréquence) 649 V/Hz>4 Déc. Max d'Induction Déclenchement stade 4 Flux Excessif (tension/fréquence) 650 RTD 1 Déc. Protection par RTD RTD 1 Déc. 659 RTD 10 Déc. Protection par RTD RTD 10 Déc. 660 Tout RTD Déc. Protection par RTD Tout RTD Déc. 1-10 661 à 662 Non utilisé 663 IN>1 Déc. Defaut Terre Déclenchement stade 1 du défaut terre 664 IN>2 Déc. Defaut Terre Déclenchement stade 2 du défaut terre 665 à 666 Non utilisé 667 IREF> Déc. Protection défaut terre restreinte Défaut terre sensible 668 ITS>1 Déc. 669 à 671 Non utilisé 672 VN>1 Déc. DTN S/T résid 673 VN>2 Déc. DTN S/T résid 674 VN>3 Déc. DTN S/T résid 675 VN>4 Déc. DTN S/T résid 676 VN>5 Déc. DTN S/T résid 677 VN>6 Déc. DTN S/T résid Déclenchement défaut terre restreinte Déclenchement stade 1 défaut terre sensible Déclenchement stade 1 maximum de tension résiduelle (calculée) Déclenchement stade 2 maximum de tension résiduelle (calculée) Déclenchement stade 1 maximum de tension résiduelle (VN1 mesurée) Déclenchement stade 2 maximum de tension résiduelle (VN1 mesurée) Déclenchement stade 1 maximum de tension résiduelle (VN2 mesurée) (P344/5) Déclenchement stade 2 maximum de tension résiduelle (VN2 mesurée) (P344/5) Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 DDB No. Texte français (PL) 7-19 Source Description Déclenchement triphasé stade 1 minimum de tension phase 678 V<1 Déc. 679 V<1 Déc. A/AB 680 V<1 Déc. B/BC 681 V<1 Déc. C/CA 682 V<2 Déc. 683 V<2 Déc. A/AB 684 V<2 Déc. B/BC 685 V<2 Déc. C/CA 686 V>1 Déc. 687 V>1 Déc. A/AB 688 V>1 Déc. B/BC 689 V>1 Déc. C/CA 690 V>2 Déc. 691 V>2 Déc. A/AB 692 V>2 Déc. B/BC 693 V>2 Déc. C/CA 694 F<1 Déc. Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Minimum de fréquence 695 F<2 Déc. Minimum de fréquence Déclenchement stade 2 minimum de fréquence 696 F<3 Déc. Minimum de fréquence Déclenchement stade 3 minimum de fréquence 697 F<4 Déc. Minimum de fréquence Déclenchement stade 4 minimum de fréquence 698 F>1 Déc. Maximum de fréquence Déclenchement stade 1 maximum de fréquence 699 F>2 Déc. Maximum de fréquence Déclenchement stade 2 maximum de fréquence 700 Puiss 1 Décl. Puissance Déclenchement stade 1 puissance Déclenchement A/AB stade 1 minimum de tension phase Déclenchement B/BC stade 1 minimum de tension phase Déclenchement C/CA stade 1 minimum de tension phase Déclenchement triphasé stade 2 minimum de tension phase Déclenchement A/AB stade 2 minimum de tension phase Déclenchement B/BC stade 2 minimum de tension phase Déclenchement C/CA stade 2 minimum de tension phase Déclenchement triphasé stade 1 maximum de tension phase Déclenchement A/AB stade 1 maximum de tension phase Déclenchement B/BC stade 1 maximum de tension phase Déclenchement C/CA stade 1 maximum de tension phase Déclenchement triphasé stade 2 maximum de tension phase Déclenchement A/AB stade 2 maximum de tension phase Déclenchement B/BC stade 2 maximum de tension phase Déclenchement C/CA stade 2 maximum de tension phase Déclenchement stade 1 minimum de fréquence 701 Puiss 2 Décl. Puissance Déclenchement stade 2 puissance 702 Inverse Décl. Therm. Inverse Déclenchement protection thermique à courant inverse 703 Déc. thermique Surcharge Therm Déclenchement surcharge thermique 704 I>1 Décl. Max. I phase Déclenchement triphasé stade 1 maximum de courant 705 I>1 Décl. A Max. I phase Déclenchement stade 1 maximum de courant phase A 706 I>1 Décl. B Max. I phase Déclenchement stade 1 maximum de courant phase B 707 I>1 Décl. C Max. I phase Déclenchement stade 1 maximum de courant phase C 708 I>2 Décl. Max. I phase Déclenchement triphasé stade 2 maximum de courant 709 I>2 Décl. A Max. I phase Déclenchement stade 2 maximum de courant phase A 710 I>2 Décl. B Max. I phase Déclenchement stade 2 maximum de courant phase B 711 I>2 Décl. C Max. I phase Déclenchement stade 2 maximum de courant phase C 712 I>3 Décl. Max. I phase Déclenchement triphasé stade 3 maximum de courant 713 I>3 Décl. A Max. I phase Déclenchement stade 3 maximum de courant phase A 714 I>3 Décl. B Max. I phase Déclenchement stade 3 maximum de courant phase B 715 I>3 Décl. C Max. I phase Déclenchement stade 3 maximum de courant phase C 716 I>4 Décl. Max. I phase Déclenchement triphasé stade 4 maximum de courant 717 I>4 Décl. A Max. I phase Déclenchement stade 4 maximum de courant phase A 718 I>4 Décl. B Max. I phase Déclenchement stade 4 maximum de courant phase B 719 I>4 Décl. C Max. I phase Déclenchement stade 4 maximum de courant phase C 720 Puis.Sens.1 Déc. Puis. Sens. Déclenchement stade 1 puissance sensible 721 Puis.Sens.2 Déc. Puis. Sens. Déclenchement stade 2 puissance sensible 722 GliszPz Déc.Z1 GlisP Déclenchement glissement de pôle zone 1 (P343/4/5) 723 GlisPz Déc.Z2 GlisP Déclenchement glissement de pôle zone 2 (P343/4/5) PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-20 PL MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 DDB No. Texte français Source Description 724 S/I dép V Déc. Secours système Déclenchement maximum de courant dépendant de la tension 725 S/I dép V Déc.A Secours système Déclenchement maximum de courant dépendant de la tension phase A 726 S/I dép V Déc.B Secours système Déclenchement maximum de courant dépendant de la tension phase B 727 S/I dép V Déc.C Secours système Déclenchement maximum de courant dépendant de la tension phase C 728 Z<1 Décl. Secours système Déclenchement stade 1 minimum d'impédance 729 Z<1 Décl. A Secours système Déclenchement stade 1 minimum d'impédance phase A 730 Z<1 Décl. B Secours système Déclenchement stade 1 minimum d'impédance phase B 731 Z<1 Décl. C Secours système Déclenchement stade 1 minimum d'impédance phase C 732 Z<2 Décl. Secours système Déclenchement stade 2 minimum d'impédance 733 Z<2 Décl. A Secours système Déclenchement stade 2 minimum d'impédance phase A 734 Z<2 Décl. B Secours système Déclenchement stade 2 minimum d'impédance phase B 735 Z<2 Décl. C Secours système Déclenchement stade 2 minimum d'impédance phase C 736 Déc. Déf.DJ1 3ph Défaillance DJ Déclenchement stade 1 défaillance disjoncteur 737 Déc. Déf.DJ2 3ph Défaillance DJ Déclenchement stade 2 défaillance disjoncteur 738 100%DTST3H Déc. 100% masse stator Déclenchement 100% masse stator (Harmonique 3) (P343/4/5) 739 Déclt.Entr.Ana.1 Entrées boucle de courant Déclenchement entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 1 740 Déclt.Entr.Ana.2 Entrées boucle de courant Déclenchement entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 2 741 Déclt.Entr.Ana.3 Entrées boucle de courant Déclenchement entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 3 742 Déclt.Entr.Ana.4 Entrées boucle de courant Déclenchement entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 4 743 Si>1 Déc. Surpuiss Inverse Déclenchement VA inverse (Si = Vi x Ii) 744 Freq Band 1 Déc. PROT TURBINE F Déclenchement stade 1 bande fréquence - Protection en fréquence de la turbine 745 Freq Band 2 Déc. PROT TURBINE F Déclenchement stade 2 bande fréquence - Protection en fréquence de la turbine 746 Freq Band 3 Déc. PROT TURBINE F Déclenchement stade 3 bande fréquence - f Protection en fréquence de la turbine 747 Freq Band 4 Déc. PROT TURBINE F Déclenchement stade 4 bande fréquence - Protection en fréquence de la turbine 748 Freq Band 5 Déc. PROT TURBINE F Déclenchement stade 5 bande fréquence - Protection en fréquence de la turbine 749 Freq Band 6 Déc. PROT TURBINE F Déclenchement stade 6 bande fréquence - Protection en fréquence de la turbine 750 Ii>1 Déc. S/I Comp.Inverse Déclenchement stade 1 maximum de courant inverse 751 Ii>2 Déc. S/I Comp.Inverse Déclenchement stade 2 maximum de courant inverse 752 Ii>3 Déc. S/I Comp.Inverse Déclenchement stade 3 maximum de courant inverse 753 Ii>4 Déc. S/I Comp.Inverse Déclenchement stade 4 maximum de courant inverse 754 Vi>1 Déc. Protection maximum de tension à courant inverse Déclenchement maximum de tension inverse 755 Machine HT Déc. Machine HT Déclenchement protection machine hors tension (P343/4/5) 756 64S Décl. I>1 64S 100% masse stator Déclenchement maximum de courant défaut terre stade 1 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 757 64S Décl R<2 64S 100% masse stator Déclenchement minimum de résistance stade 2 défaut terre 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 758 64R Décl. R<2 64R Défaut terre rotor Déclenchement 2 stade minimum de résistance défaut terre rotor Toutes protections Dém. Général nd 759 à 831 832 Non utilisé Dém. Général Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 DDB No. (PL) 7-21 Texte français Source Description 833 I< Démarr. A Minimum de courrant Démarrage minimum de courant phase A (utilisé par la logique de défaillance disjoncteur) 834 I< Démarr. B Minimum de courrant Démarrage minimum de courant phase B (utilisé par la logique de défaillance disjoncteur) 835 I< Démarr. C Minimum de courrant Démarrage minimum de courant phase C (utilisé par la logique de défaillance disjoncteur) 836 IN< Démarr. Minimum de courrant Démarrage minimum de courant de terre (utilisé par la logique de défaillance disjoncteur) 837 ITS< Démarr. Minimum de courrant Démarrage minimum de courant de terre sensible (utilisé par la logique de défaillance disjoncteur) 838 à 839 Non utilisé 840 Démar.Alarm.EA.1 Entrées boucle de courant Démarrage alarme entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 1 841 Démar.Alarm.EA.2 Entrées boucle de courant Démarrage alarme entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 2 842 Démar.Alarm.EA.3 Entrées boucle de courant Démarrage alarme entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 3 843 Démar.Alarm.EA.4 Entrées boucle de courant Démarrage alarme entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 4 844 Démar.Décl. EA.1 Entrées boucle de courant Démarrage déclenchement entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 1 845 Démar.Décl. EA.2 Entrées boucle de courant Démarrage déclenchement entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 2 846 Démar.Décl. EA.3 Entrées boucle de courant Démarrage déclenchement entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 3 847 Démar.Décl. EA.4 Entrées boucle de courant Démarrage déclenchement entrée boucle de courant/analogique (entrée de transducteur) 4 848 Pert.Excit.1 Dém Perte Excitation Démarrage stade 1 Perte Excitation 849 Pert.Excit.2 Dém Perte Excitation Démarrage stade 2 Perte Excitation 850 V/Hz>1 Démarrage Max d'Induction Démarrage stade 1 Flux Excessif (tension/fréquence) 851 V/Hz>2 Démarrage Max d'Induction Démarrage stade 2 Flux Excessif (tension/fréquence) 852 V/Hz>3 Démarrage Max d'Induction Démarrage stade 3 Flux Excessif (tension/fréquence) 853 V/Hz>4 Démarrage Max d'Induction Démarrage stade 4 Flux Excessif (tension/fréquence) 854 Non utilisé 855 IN>1 Démarr. Defaut Terre Démarrage stade 1 défaut terre 856 IN>2 Démarr. Defaut Terre Démarrage stade 2 défaut terre Défaut terre sensible Démarrage stade 1 défaut terre sensible 857 à 858 859 860 à 863 Non utilisé ITS>1 Démarr. Inutilisé 864 VN>1 Démarr. DTN S/T résid 865 VN>2 Démarr. DTN S/T résid 866 VN>3 Démarr. DTN S/T résid 867 VN>4 Démarr. DTN S/T résid 868 VN>5 Démarr. DTN S/T résid 869 VN>6 Démarr. DTN S/T résid 870 V<1 Démarr. 871 V<1 Démarr. A/AB 872 V<1 Démarr. B/BC 873 V<1 Démarr. C/CA 874 V<2 Démarr. 875 V<2 Démarr. A/AB Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Démarrage stade 1 maximum de tension résiduelle (calculée) Démarrage stade 2 maximum de tension résiduelle (calculée) Démarrage stade 1 maximum de tension résiduelle (VN1 mesurée) Démarrage stade 2 maximum de tension résiduelle (VN1 mesurée) Démarrage stade 1 maximum de tension résiduelle (VN2 mesurée) (P344/5) Démarrage stade 2 maximum de tension résiduelle (VN2 mesurée) (P344/5) Démarrage triphasé stade 1 minimum de tension phase Démarrage stade 1 minimum de tension phase A/AB Démarrage stade 1 minimum de tension phase B/BC Démarrage stade 1 minimum de tension phase C/CA Démarrage triphasé stade 1 minimum de tension phase Démarrage stade 2 minimum de tension phase A/AB PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-22 DDB No. Texte français Source Description 876 V<2 Démarr. B/BC 877 V<2 Démarr. C/CA 878 V>1 Démarr. 879 V>1 Démarr. A/AB 880 V>1 Démarr. B/BC 881 V>1 Démarr. C/CA 882 V>2 Démarr. 883 V>2 Démarr. A/AB 884 V>2 Démarr. B/BC 885 V>2 Démarr. C/CA 886 F<1 Démarrage Minimum de tension de phase Minimum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Maximum de tension de phase Minimum de fréquence 887 F<2 Démarrage Minimum de fréquence Démarrage stade 2 minimum de fréquence 888 F<3 Démarrage Minimum de fréquence Démarrage stade 3 minimum de fréquence Démarrage stade 2 minimum de tension phase B/BC Démarrage stade 2 minimum de tension phase C/CA Démarrage triphasé stade 1 maximum de tension phase Démarrage stade 1 maximum de tension phase A/AB Démarrage stade 1 maximum de tension phase B/BC Démarrage stade 1 maximum de tension phase C/CA Démarrage triphasé stade 2 maximum de tension phase Démarrage stade 2 maximum de tension phase A/AB Démarrage stade 2 maximum de tension phase B/BC Démarrage stade 2 maximum de tension phase C/CA Démarrage stade 1 minimum de fréquence 889 F<4 Démarrage Minimum de fréquence Démarrage stade 4 minimum de fréquence 890 F>1 Démarrage Maximum de fréquence Démarrage stade 1 maximum de fréquence 891 F>2 Démarrage Maximum de fréquence Démarrage stade 2 maximum de fréquence 892 Puiss 1 Démarr. Puissance Démarrage stade 1 puissance 893 Puiss 2 Démarr. Puissance Démarrage stade 2 puissance 894 à 895 PL MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Inutilisé 896 I>1 Démarr. Max. I phase Démarrage triphasé stade 1 maximum de courant 897 I>1 Démarr. A Max. I phase Démarrage stade 1 maximum de courant phase A 898 I>1 Démarr. B Max. I phase Démarrage stade 1 maximum de courant phase B 899 I>1 Démarr. C Max. I phase Démarrage stade 1 maximum de courant phase C 900 I>2 Démarr. Max. I phase Démarrage stade 2 maximum de courant phase A 901 I>2 Démarr. A Max. I phase Démarrage stade 2 maximum de courant phase A 902 I>2 Démarr. B Max. I phase Démarrage stade 2 maximum de courant phase B 903 I>2 Démarr. C Max. I phase Démarrage stade 2 maximum de courant phase C 904 I>3 Démarr. Max. I phase Démarrage triphasé stade 3 maximum de courant 905 I>3 Démarr. A Max. I phase Démarrage stade 3 maximum de courant phase A 906 I>3 Démarr. B Max. I phase Démarrage stade 3 maximum de courant phase B 907 I>3 Démarr. C Max. I phase Démarrage stade 3 maximum de courant phase C 908 I>4 Démarr. Max. I phase Démarrage triphasé stade 4 maximum de courant 909 I>4 Démarr. A Max. I phase Démarrage stade 4 maximum de courant phase A 910 I>4 Démarr. B Max. I phase Démarrage stade 4 maximum de courant phase B 911 I>4 Démarr. C Max. I phase Démarrage stade 4 maximum de courant phase C 912 Puis.Sens.1 Dém. Puis. Sens. Démarrage stade 1 puissance sensible 913 Puis.Sens.2 Dém. Puis. Sens. Démarrage stade 2 puissance sensible 914 GlisPz Dém. Z1 GlisP Glissement de pôles détecté en Zone1 (P343/4/5) 915 GlisPz Dém. Z2 GlisP Glissement de pôles détecté en Zone2 (P343/4/5) 916 GlisPz Dém. Len. GlisP L'impédance mesurée est à l'intérieur de la lentille (P343/4/5) 917 GlisPz Dém.Blind GlisP L'impédance se situe sur le côté gauche du blinder (P343/4/5) 918 GlisPz Dém.Réact GlisP L'impédance se situe dans la Zone 1 différenciée par la droite de réactance (P343/4/5) 919 Freq Band1 Dém. PROT TURBINE F Démarrage stade 1 bande fréquence - fréquence anormale turbo-alternateur 920 Freq Band2 Dém. PROT TURBINE F Démarrage stade 2 bande fréquence - fréquence anormale turbo-alternateur Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 DDB No. (PL) 7-23 Texte français Source Description 921 Freq Band3 Dém. PROT TURBINE F Démarrage stade 3 bande fréquence - fréquence anormale turbo-alternateur 922 Freq Band4 Dém. PROT TURBINE F Démarrage stade 4 bande fréquence - fréquence anormale turbo-alternateur 923 Freq Band5 Dém. PROT TURBINE F Démarrage stade 5 bande fréquence - fréquence anormale turbo-alternateur 924 Freq Band6 Dém. PROT TURBINE F Démarrage stade 6 bande fréquence - fréquence anormale turbo-alternateur 925 à 927 Inutilisé 928 S/I dép V Dém. Secours système Démarrage maximum de courant à seuil dépendant de la tension 929 S/I dép V Dém.A Secours système Démarrage maximum de courant à seuil dépendant de la tension phase A 930 S/I dép V Dém.B Secours système Démarrage maximum de courant à seuil dépendant de la tension phase B 931 S/I dép V Dém.C Secours système Démarrage maximum de courant à seuil dépendant de la tension phase C 932 Z<1 Démarr. Secours système Démarrage stade 1 minimum d'impédance 933 Z<1 Démarr. A Secours système Démarrage stade 1 minimum d'impédance phase A 934 Z<1 Démarr. B Secours système Démarrage stade 1 minimum d'impédance phase B 935 Z<1 Démarr. C Secours système Démarrage stade 1 minimum d'impédance phase C 936 Z<2 Démarr. Secours système Démarrage stade 2 minimum d'impédance 937 Z<2 Démarr. A Secours système Démarrage stade 2 minimum d'impédance phase A 938 Z<2 Démarr. B Secours système Démarrage stade 2 minimum d'impédance phase B 939 Z<2 Démarr. C Secours système Démarrage stade 2 minimum d'impédance phase C 940 100%DTST3H Dém. 100% masse stator Démarrage 100% masse stator (harmonique 3) 941 Si>1 Démarr. Puissance Démarrage VA inverse (Si = Vi x Ii) 942 Ii>1 Démarr. S/I Comp.Inverse Démarrage stade 1 maximum de courant inverse 943 Ii>2 Démarr. S/I Comp.Inverse Démarrage stade 1 maximum de courant inverse 944 Ii>3 Démarr. S/I Comp.Inverse Démarrage stade 1 maximum de courant inverse 945 Ii>4 Démarr. S/I Comp.Inverse Démarrage stade 1 maximum de courant inverse 946 Vi>1 Démarr. Protection maximum de tension à courant inverse Démarrage maximum de tension inverse 947 64S Démarrage I< 64S 100% masse stator Démarrage minimum de courant de terre 100% masse stator (injection basse fréquence) - utilisé par l'élément de supervision (P345) 948 64S Démarrage V< 64S 100% masse stator Démarrage minimum de tension de terre 100% masse stator (injection basse fréquence) - utilisé par l'élément de supervision (P345) 949 64S Démarrag I>1 64S 100% masse stator Démarrage stade 1 défaut terre 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 950 64S Dém.Alm. R<1 64S 100% masse stator Démarrage alarme stade 1 minimum de résistance défaut terre 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 951 64S Démarrag R<2 64S 100% masse stator Démarrage stade 2 minimum de résistance défaut terre 100% masse stator (injection basse fréquence) (P345) 952 64R Dém.Alm. R<1 64R Défaut terre rotor Démarrage stade 1 de l'alarme à minimum de résistance défaut terre rotor 953 64R Démarrag R<2 64R Défaut terre rotor Démarrage stade 2 de l'alarme à minimum de résistance défaut terre rotor 954 à 1023 Inutilisé 1024 STP Bloc-Rapide Supervision TP 1025 STP Bloc-Lente Supervision TP Blocage rapide Supervision de TP - bloque les éléments qui fonctionneraient intempestivement immédiatement après qu'un événement de fusion fusible s'est produit Blocage lent Supervision de TP - bloque les éléments qui fonctionneraient intempestivement quelque temps après qu'un événement de fusion fusible s'est produit PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-24 DDB No. Texte français 1026 STC-1 Bloc 1027 à 1030 Non utilisé Source Description Supervision TC Blocage Supervision de TC pour IA/IB/IC (Supervision de transformateurs de courant) Les signaux DDB STC-1 Bloc et STC-2 Bloc peuvent être utilisés pour bloquer des fonctions de protection qui ne se verrouillent pas automatiquement, telles que la protection différentielle d'alternateur. 1031 Alarme RTD #1 Protection par RTD Alarme RTD #1 1040 Alarme RTD #10 Protection par RTD Alarme RTD #10 1041 Alarm Verrouil. Surveillance DJ Alarme de verrouillage composée des fonctions de surveillance DJ ('Alarme verr. I^' OU 'DJ Verrouil.opér' OU 'DJ Verrouil. Tps' OU 'Verr. fréq déf') 1042 DJ ouvert 3 ph Etat CB État ouvert disjoncteur triphasé 1043 DJ fermé 3 ph Etat CB 1044 Ligne ouverte Pôle ouvert 1045 Pôle ouvert Pôle ouvert 1046 Pôle A ouvert Pôle ouvert État fermé disjoncteur triphasé La logique pôle ouvert détecte l'état ouvert des 3 pôles du disjoncteur La logique pôle ouvert détecte l'état ouvert d'au moins 1 pôle du disjoncteur Pôle HT phase A 1047 Pôle B ouvert Pôle ouvert Pôle HT phase B 1048 Pôle C ouvert Pôle ouvert Pôle HT phase C Asservissement en fréquence Asservissement en fréquence Asservissement en fréquence L'asservissement en fréquence détecte une fréquence au dessus de la plage permise L'asservissement en fréquence détecte une fréquence au dessous de la plage permise Fréquence non trouvée par la fonction d'asservissement en fréquence 1049 à 1065 PL MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Inutilisé 1066 Fréquence haute 1067 Fréquence basse 1068 Fréq introuvable 1069 à 1073 Inutilisé Blocage Supervision de TC pour IA-2/IB-2/IC-2 (Supervision de transformateurs de courant). Les signaux DDB STC-1 Bloc et STC-2 Bloc peuvent être utilisés pour bloquer des fonctions de protection qui ne se verrouillent pas automatiquement, telles que la protection différentielle d'alternateur. (P343/4/5) 64S 100% masse stator - Fréquence réseau dans la bande de blocage (P345) 1074 STC-2 Bloc Supervision TC 1075 64S F Band Block 64S 100% masse stator 1076 64S Alarm Défaut 64S 100% masse stator Alarme supervision 100% masse stator sur injection basse fréquence (P345) 1077 à 1151 Inutilisé 1152 Entrée Command 1 Entrée de commande Entrée de commande 1 – pour les commandes SCADA et de menu dans la PSL 1183 Entrée Command 32 Entrée de commande Entrée de commande 32 – pour les commandes SCADA et de menu dans la PSL 1184 Entrée Virtuel01 Entrée commande GOOSE Entrée virtuelle 1 – permet aux signaux logiques associés aux entrées virtuelles d’être reliés au schéma PSL 1215 Entrée Virtuel32 Entrée commande GOOSE Entrée virtuelle 32 – permet aux signaux logiques associés aux entrées virtuelles d’être reliés au schéma PSL 1216 Sortie Virtuel 1 PSL 1247 Sortie Virtuel 32 PSL 1248 PSL Int 1 PSL Sortie virtuelle 1 – permet à l’utilisateur de commander un signal logique qui peut être associé par une sortie de protocole SCADA à d’autres équipements Sortie virtuelle 32 – permet à l’utilisateur de commander un signal logique qui peut être associé par une sortie de protocole SCADA à d’autres équipements Nœud interne au schéma PSL 1407 PSL Int 160 PSL Nœud interne au schéma PSL Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 1.8 (PL) 7-25 Logique programmable par défaut réglé en usine La section suivante présente les programmations par défaut de la PSL. . Les options des modèles P342/3/4 sont les suivantes : Modèle 1.9 Entrées optos Contacts de sortie P342xxxxxxxxxxJ 8-24 7-24 P343xxxxxxxxxxJ 16-32 14-32 P344xxxxxxxxxxJ 16-32 16-32 Affectation des entrées logiques Les configurations ou les affectations par défaut de chaque entrée logique sont présentées dans le tableau ci-dessous: Numéro d'entrée logique P342 : Texte de l'équipement Fonction 1 Entrée L1 L1 Sélection groupe de réglages 2 Entrée L2 L2 Sélection groupe de réglages 3 Entrée L3 L3 Bloque IN>2 4 Entrée L4 L4 Bloque I>2 5 Entrée L5 L5 RAZ relais de sortie et voyants LED 6 Entrée L6 L6 Déc. Protection externe 7 Entrée L7 L7 52a (position CB) 8 Entrée L8 L8 52b (position CB) 9 Entrée L9 L9 Inutilisé 10 Entrée L10 L10 Inutilisé 11 Entrée L11 L11 Inutilisé 12 Entrée L12 L12 Inutilisé 13 Entrée L13 L13 Inutilisé 14 Entrée L14 L14 Inutilisé 15 Entrée L15 L15 Inutilisé 16 Entrée L16 L16 Inutilisé 17 Entrée L17 L17 Inutilisé 18 Entrée L18 L18 Inutilisé 19 Entrée L19 L19 Inutilisé 20 Entrée L20 L20 Inutilisé 21 Entrée L21 L21 Inutilisé 22 Entrée L22 L22 Inutilisé 23 Entrée L23 L23 Inutilisé 24 Entrée L24 L24 Inutilisé Numéro d'entrée logique P343/4/5 : Texte de l'équipement PL Fonction 1 Entrée L1 L1 Sélection groupe de réglages 2 Entrée L2 L2 Sélection groupe de réglages 3 Entrée L3 L3 Bloque IN>2 4 Entrée L4 L4 Bloque I>2 P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-26 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Numéro d'entrée logique PL 1.10 P343/4/5 : Texte de l'équipement Fonction 5 Entrée L5 L5 RAZ relais de sortie et voyants LED 6 Entrée L6 L6 Déc. Protection externe 7 Entrée L7 L7 52a (position CB) 8 Entrée L8 L8 52b (position CB) 9 Entrée L9 L9 Inutilisé 10 Entrée L10 L10 Inutilisé 11 Entrée L11 L11 Inutilisé 12 Entrée L12 L12 Inutilisé 13 Entrée L13 L13 Inutilisé 14 Entrée L14 L14 Inutilisé 15 Entrée L15 L15 Inutilisé 16 Entrée L16 L16 Inutilisé 17 Entrée L17 L17 Inutilisé 18 Entrée L18 L18 Inutilisé 19 Entrée L19 L19 Inutilisé 20 Entrée L20 L20 Inutilisé 21 Entrée L21 L21 Inutilisé 22 Entrée L22 L22 Inutilisé 23 Entrée L23 L23 Inutilisé 24 Entrée L24 L24 Inutilisé 25 Entrée L25 L25 Inutilisé 26 Entrée L26 L26 Inutilisé 27 Entrée L27 L27 Inutilisé 28 Entrée L28 L28 Inutilisé 29 Entrée L29 L29 Inutilisé 30 Entrée L30 L30 Inutilisé 31 Entrée L31 L31 Inutilisé 32 Entrée L32 L32 Inutilisé Affectation des contacts de sortie de l'équipement Les configurations ou les affectations de chaque contact de sortie par défaut sont présentées dans le tableau ci-dessous : Numéro de contact de sortie 1 2 3 4 5 P342 : Texte de l'équipement Conditionneur de relais P342 Fonction Sortie R1 Temps minimum 100ms R1 Déc. DJ Sortie R2 Temps minimum 100ms R2 Déc. force motrice Sortie R3 Temps minimum 100ms R3 Déc. Protection général Tempo. retombée 500ms R4 Alarme générale Temps minimum 100ms R5 Déf. DJ Sortie R4 Sortie R5 Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Numéro de contact de sortie P342 : Texte de l'équipement 6 Sortie R6 7 Sortie R7 8 (PL) 7-27 Conditionneur de relais P342 Fonction Transparent R6 Déc. Protection de défaut terre Transparent R7 Déc. Protection tension ou fréquence Sortie R8 Transparent R8 Inutilisé 9 Sortie R9 Transparent R9 Inutilisé 10 Sortie R10 Transparent R10 Inutilisé 11 Sortie R11 Transparent R11 Inutilisé 12 Sortie R12 Transparent R12 Inutilisé 13 Sortie R13 Transparent R13 Inutilisé 14 Sortie R14 Transparent R14 Inutilisé 15 Sortie R15 Transparent R15 Inutilisé 16 Sortie R16 Transparent R16 Inutilisé 17 Sortie R17 Transparent R17 Inutilisé 18 Sortie R18 Transparent R18 Inutilisé 19 Sortie R19 Transparent R19 Inutilisé 20 Sortie R20 Transparent R20 Inutilisé 21 Sortie R21 Transparent R21 Inutilisé 22 Sortie R22 Transparent R22 Inutilisé 23 Sortie R23 Transparent R23 Inutilisé 24 Sortie R24 Transparent R24 Inutilisé PL Numéro de contact de sortie P343/4/5 : Texte de l'équipement Conditionneur de relais P343/4 Sortie R1 Temps minimum 100ms R1 Déc. DJ Sortie R2 Temps minimum 100ms R2 Déc. Générateur de force motrice Sortie R3 Temps minimum 100ms R3 Déc. Protection général Tempo. retombée 500ms R4 Alarme générale Sortie R5 Temps minimum 100ms R5 Déf. DJ 6 Sortie R6 Transparent R6 Déc. Protection de défaut terre 7 Sortie R7 Transparent R7 Déc. Protection tension 8 Sortie R8 Transparent R8 Déc. Protection fréquence 9 Sortie R9 Transparent R9 Déc. Protection différentielle Transparent R10 Déc. Protection de secours du réseau Transparent R11 Déc. Protection inverse Transparent R12 Déc. Protection contre la perte d'excitation 1 2 3 4 5 10 11 12 Sortie R4 Sortie R10 Sortie R11 Sortie R12 Fonction 13 Sortie R13 Transparent R13 Déc. Protection puissance 14 Sortie R14 Transparent R14 Déc. Protection V/Hz 15 Sortie R15 Transparent R15 Inutilisé P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-28 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Numéro de contact de sortie P343/4/5 : Texte de l'équipement Conditionneur de relais P343/4 16 Sortie R16 Transparent R16 Inutilisé 17 Sortie R17 Transparent R17 Inutilisé 18 Sortie R18 Transparent R18 Inutilisé 19 Sortie R19 Transparent R19 Inutilisé 20 Sortie R20 Transparent R20 Inutilisé 21 Sortie R21 Transparent R21 Inutilisé 22 Sortie R22 Transparent R22 Inutilisé 23 Sortie R23 Transparent R23 Inutilisé 24 Sortie R24 Transparent R24 Inutilisé 25 Sortie R25 Transparent R25 Inutilisé 26 Sortie R26 Transparent R26 Inutilisé 27 Sortie R27 Transparent R27 Inutilisé 28 Sortie R28 Transparent R28 Inutilisé 29 Sortie R29 Transparent R29 Inutilisé 30 Sortie R30 Transparent R30 Inutilisé 31 Sortie R31 Transparent R31 Inutilisé 32 Sortie R32 Transparent R32 Inutilisé Fonction Remarque : Un enregistrement de défaut peut être généré en liant (dans le PSL) un ou plusieurs contacts de sortie à “FRT’ (Fault Record Trigger)”. Il est recommandé que le contact de déclenchement puisse se ‘Réinitialiser automatiquement ’ et non pas maintenu. Si le contact était de type maintenu, l'enregistrement de défaut ne serait pas généré tant que le contact n'est pas complètement réinitialisé. PL 1.11 Affectation des LEDs programmables Les configurations ou les affectations par défaut de chaque LED programmable des P342/3/4 avec LED rouges sont présentées dans le tableau ci-dessous : Numéro du LED Connexion d’entrée/Texte de LED Bloqué Fonction P342/3/4 indiquée par la LED 1 LED 1 rouge Oui Déc. Protection contre les défauts à la terre 2 LED 2 rouge Oui Déc. Protection maximum de courant 3 LED 3 rouge Oui Déc. Protection contre la perte d'excitation 4 LED 4 rouge Oui Déc. Protection inverse 5 LED 5 rouge Oui Déc. Protection tension 6 LED 6 rouge Oui Déc. Protection fréquence 7 LED 7 rouge Oui Déc. Protection puissance 8 LED 8 rouge Non Dém. Général Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (PL) 7-29 Les configurations ou les affectations par défaut de chaque LED programmable des P345 avec LED tricolores (rouge/jaune/vert) sont présentées dans le tableau ci-dessous : Numéro du LED 1.12 Connexion d’entrée/Texte de LED Bloqué Fonction P345 indiquée par la LED 1 LED 1 rouge Oui Déc. Protection contre les défauts à la terre 2 LED 2 rouge Oui Déc. Protection maximum de courant 3 LED 3 rouge Oui Déc. Protection contre la perte d'excitation 4 LED 4 rouge Oui Déc. Protection inverse 5 LED 5 rouge Oui Déc. Protection tension 6 LED 6 rouge Oui Déc. Protection fréquence 7 LED 7 rouge Oui Déc. Protection puissance 8 LED 8 rouge Non Dém. Général 9 LED1 touche de fonction Non Inutilisé 10 LED2 touche de fonction Non Inutilisé 11 LED3 touche de fonction Non Inutilisé 12 LED4 touche de fonction rouge (la touche de fonction est en mode basculant) Non Inhibition de la protection contre la fréquence anormale des turboalternateurs 13 LED5 touche de fonction rouge (la touche de fonction est en mode basculant) Non Activation Groupe de réglages 2 14 LED6 touche de fonction Non Inutilisé 15 LED7 touche de fonction jaune (la touche de fonction est en mode normal) Non Remise à 0 de l'état de la mesure thermique par courant inverse 16 LED8 touche de fonction jaune (la touche de fonction est en mode normal) Non Remise à 0 de la mesure de surcharge thermique 17 LED9 touche de fonction jaune (la touche de fonction est en mode normal) Non Remise à 0 des relais de sortie et des voyants LED 18 LED10 touche de fonction jaune (la touche de fonction est en mode normal) Non Déclenchement de la perturbographie Sélection des signaux de démarrage d’enregistrement de défaut La configuration par défaut du signal à l’origine du lancement de l’enregistrement de défaut est présentée dans le tableau ci-dessous: Signal de déclenchement Déclenchement de la Perturbographie Relais 3 (DDB 002) Déclenchement de la perturbographie à partir du déclenchement de la protection principale PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-30 1.13 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Colonne des donnée des schémas logiques programmables (PSL) la gamme des équipements MiCOM P34x comporte une colonne de donnée liée au schéma logique programmable (PSL), qui pourrait être utilisée pour suivre les modifications des PSL. 12 fenêtres sont incluses dans la colonne de donnée de PSL, 3 pour chaque groupe de configuration. La fonction de chaque fenêtre est montrée ci-dessous : Ref PSL Grp Quand l'utilisateur télécharge un PSL dans l'équipement, il devra saisir le groupe auquel le PSL sera affecté ainsi qu'une référence d'identification. Les premiers 32 caractères de cette référence seront affichés dans cette fenêtre. Les touches et peuvent être utilisées pour parcourir les 32 caractères puisque seulement 16 caractères peuvent être affichés dans la fenêtre. 18 Nov 2002 Cette fenêtre affiche la date et l'heure du téléchargement du PSL dans l'équipement. 08:59:32.047 Grp 1 PSL ID C'est un nombre unique pour le PSL qui vient d'être saisi. Chaque modification de PSL donnera lieu à l'affichage d'un nombre différent. Remarque : Les fenêtres suivantes sont répétées pour les 4 groupes de réglages. PL Logique programmable P34x/FR PL/C76 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 (PL) 7-31 SCHEMAS LOGIQUES PROGRAMMABLES MiCOM P342 Affectation des entrées logiques Opto Input Mappings Input L1 DDB #032 SG Select x1 DDB #624 Input L2 DDB #033 SG Select 1x DDB #625 Input L3 DDB #034 IN>2 Bloc.tempo. DDB #515 Input L4 DDB #035 I>2 Bloc.tempo. DDB #539 Input L5 DDB #036 RAZ relais/LEDs DDB #616 Input L6 DDB #037 Décl externe 3ph DDB #610 Input L7 DDB #038 Pos.DJ 3ph(52-A) DDB #611 Input L8 DDB #039 Pos.DJ 3ph(52-B) DDB #612 Any Trip & Fault Record Trigger Mapping Output R3 DDB #002 Enreg. CR.Défaut DDB #623 Déc. général DDB #626 Turbine Abnormal frequency Inhibit Mapping DJ ouvert 3 ph DDB #1042 Inh Turbine F DDB #548 PL P34x/FR PL/C76 Logique programmable (PL) 7-32 MiCOM P342, P343, P344, P345 & P391 Configuration du relais de sortie R1 (Déc. Disjoncteur) Z<2 Décl. DDB #732 Prt.Excit.2 Déc. DDB #645 IN>2 Déc. DDB #664 ITS>1 Déc. DDB #668 VN>2 Déc. DDB #673 VN>4 Déc. DDB #675 V>2 Déc. DDB #690 I>2 Décl. DDB #708 I>4 Décl. DDB #716 Ii>2 Déc. DDB #751 Ii>4 Déc. DDB #753 Puiss 1 Décl. DDB #700 PL Déc. Thermique DDB #703 Inverse Décl. DDB #702 V/Hz>2 Déc. DDB #647 V/Hz>4 Déc. DDB #649 Freq Band 2 Déc. DDB #745 Freq Band 4 Déc. DDB #747 Freq Band 6 Déc. DDB #749 RTD 2 Déc. DDB #651 RTD 4 Déc. DDB #653 RTD