Schneider Electric MiCOM P34x Mode d'emploi

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.
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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
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(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
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Applications
(AP) 6-14
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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
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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
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(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
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(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
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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.
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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
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Applications
(AP) 6-34
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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.
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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.
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(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
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(AP) 6-38
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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
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(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
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Applications
(AP) 6-40
2.14.1
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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 ⎟
⎝ ⎠
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(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
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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.
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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
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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
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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
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(AP) 6-46
Applications
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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
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(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
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(AP) 6-48
Applications
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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
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(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
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(AP) 6-50
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"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.
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(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
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(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
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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2.26.5
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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.
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2.26.6
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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°).
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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.
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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.
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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
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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.
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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
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Applications
(AP) 6-94
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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
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(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">