Protection de surintensité SIPROTEC 7SJ80

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Protection de surintensité 7SJ80
SIPROTEC Compact
1
Page
Description4/3
Présentation des fonctions4/4
2
Applications4/5
Fiches d'utilisation4/6
Exemples d'applications
3
4/12
Informations pour sélection et commande4/18
Schémas de raccordements4/21
Exemples de raccordements4/27
4
Types de raccordements
4/30
5
6
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8
9
10
Une présentation de cette notice technique (extrait du manuel) est
disponible sur :
http://www.siemens.com/siprotec
4/2 SIPROTEC Compact · SIEMENS SIP 3.01 · Edition 3
Description
Description
Les équipements SIPROTEC 7SJ80 peuvent être utilisés pour
la protection des lignes / départs des réseaux haute et moyenne tension en régime de neutre directement à la terre,
impédant, isolé ou à neutre compensé. Tous les équipements
disposent des fonctions requises pour faire fonction de
protection de secours d'une différentielle transformateur.
1
2
Le SIPROTEC 7SJ80 comporte des “fonctions de protection
flexibles”. L'utilisateur peut en créer jusqu'à 20.
La protection de variation de fréquence ou la protection de
retour de puissance sont également réalisables.
LSP3.01-0022.eps
L'équipement pilote le disjoncteur à protéger mais aussi les
organes associés à l'automatisme (sectionneurs, etc..). La
logique programmable intégrée (CFC) permet à l'utilisateur
d'ajouter ses propres fonctions comme le verrouillage
d'enclenchement. L'utilisateur peut aussi générer les messages qu'il aura définis.
3
4
Les +
• Borniers de courant et de tension débrochables
• Seuils d'entrées binaires réglables via DIGSI (en 3 étapes)
• Valeurs de rapport de transformation TC (1 A / 5 A) réglables via DIGSI
Fig. 4/1 Face avant du boîtier du SIPROTEC 7SJ80
5
• 9 touches de fonction programmables
• Afficheur à 6 lignes
• Batterie de sauvegarde accessible en face avant
6
• Port USB en face avant
• 2 ports de communication supplémentaires
• Équipement s'intégrant facilement dans une boucle
optique Ethernet redondante
7
• Protocoles de redondance Ethernet (RSTP, PRP et HSR) pour
une disponibilité optimale
LSP3.01-0008.eps
• Communication inter-équipements par mécanisme GOOSE
du protocole CEI 61850
• Synchronisation horaire à la milliseconde, via Ethernet
avec SNTP (sur port A ou port B)
• Nombre d'entrées et de sorties binaires extensible par le
rajout de 2 I/O Box SICAM.
8
9
Fig. 4/2 Face arrière du SIPROTEC 7SJ80
10
SIPROTEC Compact · SIEMENS SIP 3.01 · Edition 3 4/3
Présentation des fonctions
1
2
Fonctions de protection
CEI
N° ANSI
Protection de surintensité à temps défini (phase/terre)
I>, Ip, INp
50, 50N; 51, 51N
Protection directionnelle de surintensité, phase
I>, I>>, I>>>, Ip
67
Protection homopolaire directionnelle
IE>, IE>>, IE>>>, IEp
67N 1)
Protection homopolaire directionnelle (terre sensible)
IEE>, IEE>>, IEEp
67Ns 1), 50Ns
Protection de surtension, composante homopolaire
V E, V 0>
59N 1)
Protection différentielle de terre à haute impédance
87N
Détection courant d'inrush (magnétisant)
3
4
Supervision du circuit de déclenchement
TCS
Surveillance de sous-intensité /sous-puissance
I<, P<
74TC
37
2
Protection de surcharge thermique
J>, I t
49
Protection de surtension/sous-tension
V<, V>
27/59
Protection de surfréquence/sous-fréquence
f<, f>
81O/U
Protection de défaillance du disjoncteur
CBFP
50BF
Protection de maximum puissance réactive (sur min. de U)
Q>/V<
27Q
Protection de défaut à la terre intermittent
Iie>
Protection directionnelle de défaut à la terre intermittent
Iie dir>
Protection de surintensité à temps dépendant de la tension
5
6
7
67Ns 1)
51V
Protection de déséquilibre de charge
I 2>
46
Supervision de phase-séquence-tension
LA, LB, LC
47
Synchrocheck (fonction de synchronisation)
Sync
25
Réenclenchement automatique
AR
79
Localisateur de défaut
FL
FL 1)
Verrouillage
86
Supervision de puissance directionnelle active et réactive
P<>, Q<>
32 1)
Facteur de puissance
cos j
55 1)
Protection de la vitesse d'évolution de la fréquence
df / dt
81R
Protection de la vitesse d'évolution de la de la tension
dV/dt
27R, 59R
Tableau 4/1 Aperçu des fonctions
8
9
10
Fonctions de commande / Logique programmable
Interfaces de communication
• Commandes de contrôle de disjoncteurs, sectionneurs
• Commande par clavier, entrées binaires,
système DIGSI 4 ou le contrôle-commande
• Logique programmable définie par l'utilisateur avec CFC
(par ex. verrouillage).
• Interface réseau / service
–– CEI 61850 éditions 1 et 2
–– CEI 60870-5-103 et CEI 60870-5-104
–– PROFIBUS-DP
–– DNP 3.0
–– MODBUS RTU
–– DNP3 TCP
–– PROFINET
–– Protocoles de redondance Ethernet (RSTP, PRP et HSR)
• Interface Ethernet pour DIGSI 4 et extension des E/S à 2
SICAM I/O (7XV5673)
• Interface USB en face avant pour DIGSI 4.
Fonctions de surveillance
• Mesures opérationnelles V, I, f
• Mesures de comptage d'énergie Wp, Wq
• Surveillance d'usure du disjoncteur
• Valeurs minimum et maximum
• Supervision du circuit de déclenchement (74TC)
• Surveillance de défaut de fusible
• 8 enregistrements de perturbographie.
1) Non disponible si fonctions “Q” (synchrocheck, ANSI 25)
sélectionnées.
Matériel
• 4 transformateurs de courant
• 0/3 transformateurs de tension
• 3/7/11 entrées binaire (seuils configurables par logiciel)
• 5/8 sorties binaires (2 va et vient/contacts)
• 1 contact de vie
• Borniers de courant et de tension débrochables.
Applications
Le relais enregistre les messages d'exploitation et de défauts
et les documents de statistiques pour que l'utilisateur, ou
l'opérateur, ait en main toutes les informations nécessaires à
une gestion de poste moderne.
Le SIPROTEC 7SJ80 assure des fonctions de contrôle-commande et de supervision pour offrir à l'utilisateur une plateforme de gestion du réseau d'alimentation qui soit rentable
et garantisse à ses clients une alimentation électrique fiable.
De conception ergonomique, il est facile à commander par la
face avant du relais. Il dispose d'un afficheur grand et lisible.
1
Protection de ligne
Les équipements SIPROTEC 7SJ80 assurent la protection de
ligne de réseaux haute et moyenne tension en régime de neutre
directement à la terre, impédant, isolé ou à neutre compensé.
Commande
Grâce à la fonction de commande intégrée, il est facile de
commander les sectionneurs, les sectionneurs de terre ou
les disjoncteurs au moyen de l'IHM intégrée, des entrées
binaires, de DIGSI 4 ou du système de contrôle-commande
(par ex. SICAM).
2
Protection de transformateur
L'équipement offre toutes les fonctions de protection de
secours et de protection différentielle de transformateur.
L'inhibition de l'inrush du transformateur (courant magnétisant) prévient les déclenchements intempestifs que celui-ci
aurait pu provoquer. La protection de terre restreinte à haute
impédance détecte les défauts d'isolation du transformateur.
Logique programmable
Les caractéristiques de la logique intégrée (CFC) permettent
à l'utilisateur d'ajouter ses propres fonctions pour automatiser un appareil de commutation (par ex. verrouillage) ou une
séquence de commutation. L'utilisateur peut aussi générer
ses propres messages. Si on veut créer des schémas de
transfert très flexibles, cette fonctionnalité en est la base.
Protection de secours
Le SIPROTEC 7SJ80 est reconnu, au plan international, en tant
que protection de secours.
Mesures opérationnelles
Équipement de contrôle-commande et de protection pour
la HTA et la HTB
Les mesures (par ex. I, V), les comptages (par ex. Wp,Wq) et
les seuils (par ex. pour la tension et la fréquence) améliorent
la gestion du réseau.
Les équipements sont tous conçus pour répondre aux besoins
d'applications moyenne et haute tension. En général, aucun
instrument de mesure (par ex. pour le courant, la tension, la fréquence, …) ni organe de commande supplémentaire n'est requis.
Messages d'exploitation
3
4
5
6
Jeu de barres
Contrôle-commande local/à distance
Logique CFC
Mesures de service
Commandes/Retours
52
74TC surveillance du circuit
de déclenchement
86
ET
Mémoire min-max
Interface de communication
Esc
RS232/485/FO/
Ethernet
CEI 60870-5-103/4
CEI 61850
PROFIBUS-DP
DNP 3.0
MODBUS RTU
DNP3 TCP
PROFINET
...
Enter
7
8
9
4
1
5
2
6
3
Fn 0
.
Energie mesurée : en impulsions de comptage
Localisateur
de défaut
Enregistrement
de défaut
7
Synchrocheck
V, f, P
I, V, P, Q,
cos φ, f
Valeur moyenne
Verrouillage
Service
25
Limites
Fonctions de protection flexible
P<>, Q<> cosφ df/dt dV/dt
27R
32
55
81R
59R
1)
1)
f<, f>
V>
V<
81U/O
59
27
8
Complément directionnel
FL
47
Champ tournant
1)
I>, I>> ITOC
67
9
IN>, IN>>,
IN-TOC
67N
1)
I-TOC
50
51
IN>, IN>>, IN-TOC
IN>>>
50N
51N
I2>
46
>
49
blocage
inrush
79
50N
IN>, IN>>,
IN>>>
AR
BF
REF
51N
87N
IN-TOC
REF
Protection contre les défaillances du disjoncteur
Protection différentielle de terre à haute impédance
Défaut terr
intermitt.
SVS
I<
50BF
37
51V
Protection directionnelle de terre
supplémentaire
INs>,
INs>>
67Ns-TOC
AR
67Ns
1)
VN>
59N
1)
Protection de max.
puissance réactive
(sur min de U)
I2> Protection de surcharge
> Protection de surcharge thermique
I< Surveillance de sous-intensité
2_3_Visio-LSA4783b-us.pdf
I>, I>>,
I>>>
1) Non disponible si le package fonction “Q” (synchrocheck, ANSI 25) est sélectionné.
Fig. 4/3 Schémas des fonctions
10
Fiches d'utilisation
1
2
3
4
Fonctions de protection
Protection de surintensité directionnelle (ANSI 67, 67N)
Protection de surintensité (ANSI 50, 50N, 51, 51N, 51V)
Les protections de phases et de terre directionnelle sont
des fonctions distinctes. Elles s'exécutent en parallèle des
éléments de surintensité non directionnelle. La valeur
d'excitation et la temporisation peuvent être réglées
individuellement. Les caractéristiques de temps constant et
de temps dépendant sont proposées. La caractéritique de
déclenchement peut effectuer une rotation de ± 180 degrés.
Cette fonction est basée sur la mesure de sélection de
phase des courants triphasés et du courant de terre (4
transformateurs). Les phases et la terre peuvent être mesurés
par 3 seuils de protection de surintensité à temps constant.
De grandes plages de réglages sont proposées pour le seuil
d'intensité et la temporisation.
La protection de surintensité à temps dépendant (IDMTL)
peut également être sélectionnée et activée. La fonction de
protection à temps dépendant offre – en option – des modes
de fonctionnement à tension restreinte ou contrôlée.
Caractéristiques à temps dépendant
Caractéristiques
CEI 60255-3
ANSI / IEEE
Normale inverse
l
l
Inverse courte durée
Inverse longue durée
l
l
Modérément inverse
5
l
l
Fortement inverse
l
l
Extrêmement inverse
l
l
Grâce à la mise en mémoire des tensions, la directionnalité
peut être déterminée de façon fiable, même pour les défauts
proches (locaux). Si l'organe de manoeuvre primaire se
ferme sur un défaut et que la tension est trop faible pour
déterminer la direction, celle-ci sera déterminée en utilisant
la tension gardée en mémoire. Si aucune tension n'a été
mise en mémoire, le déclenchement se fera en fonction de la
caractéristique réglée.
Pour la protection homopolaire, les utilisateurs peuvent décider
si la direction sera calculée à l'aide des grandeurs de type
homopolaire ou inverse (au choix). Si la tension homopolaire
tend à être très basse du fait de l'impédance homopolaire, il
sera préférable d'utiliser des valeurs inverses.
Tableau 4/2 Caractéristiques disponibles à temps dépendant
Inductif
Stabilisation d'inrush
6
Si un second contenu d'harmonique est détecté durant
l'alimentation d'un transformateur, le démarrage des étapes
I>,Ip, I>dir et Ip dir est bloqué.
Arrière
Commutation des groupes de réglages dynamiques
7
8
9
En plus de la permutation des paramètres statiques, les
seuils de démarrage et les temps de déclenchement des
fonctions de protection directionnelles et non directionnelles
peuvent être permutés de façon dynamique. Comme critère
de permutation, il est possible de sélectionner la position du
disjoncteur, l'état du réenclencheur, ou une entrée binaire.
Protection de comparaison directionnelle
Ce type de protection est utilisé en cas de déclenchement
instantané et sélectif de sections alimentées par 2 sources,
c.-à-d. sans contrainte de délai pour les caractéristiques
choisies. La protection de comparaison directionnelle est
utilisée si les distances entre les zones de protection ne
sont pas significatives et si les fils pilotes sont disponibles
pour la transmission des signaux. En plus de la protection
de comparaison directionnelle, la protection directionnelle
de surintensité coordonnée est utilisée pour fournir une
protection de secours complète.
10
Avant
Capacitif
Fig. 4/4 Caractéristiques de direction de la protection directionnelle de
surintensité
Détection directionnelle de défaut à la terre (sensible)
(ANSI 59N/64, 67Ns, 67N)
Dans le cas des réseaux à neutre isolé et compensé, la direction du flux de puissance homopolaire est calculée à partir
du courant homopolairet I0 et de la tension homopolaire V0.
Pour les réseaux à neutre isolé, l, l'énergie réactive du courant
est évaluée ; pour les réseaux compensés, c'est l'énergie active du courant, ou le courant résiduel résistif, qui est évalué.
Pour des réseaux présentant des conditions particulières, par
ex. des réseaux à grande résistance à la terre avec courant
de défaut à la terre résistif et capacitif, ou des réseaux à
faible résistance à la terre avec courant résistif et inductif,
les caractéristiques de déclenchement peuvent effectuer une
rotation d'environ ± 45 degrés (voir Figure 4/5).
2 modes de détection directionnelle de défaut à la terre
peuvent être implémentés : déclenchement ou “signalisation
seulement”.
Détection directionnelle de défaut à la terre (sensible)
(ANSI 59N, 67Ns, 67N) (suite)
Fonctions principales :
• Déclenchement via la tension homopolaire
• 2 éléments instantanés ou 1 élément instantané plus 1
caractéristique définie par l'utilisateur
• Chaque élément peut être réglé dans la direction avant,
arrière ou non-directionnelle
• La fonction peut aussi être exécutée en mode non sensible,
comme protection supplémentaire contre les courtscircuits.
En mesurant le courant inverse au primaire du transformateur, la protection détecte les défauts à haute impédance
(phase-phase ou phase-terre) situés au secondaire du
transformateur. Cette fonction offre une protection de
secours pour les défauts de haute impédance au travers du
transformateur.
(ANSI 67Ns)
La protection directionnelle de défaut à la terre intermittent
doit détecter, de façon sélective, les défauts à la terre intermittents des réseaux compensés. Ce type de défaut présente
généralement les caractéristiques suivantes :
– Une très courte impulsion de courant de terre de forte intensité (jusqu'à plusieurs centaines d'ampères), d'une durée
inférieure à 1 ms
– Il survient/disparaît automatiquement sur une demi-période,
éventuellement sur plusieurs périodes, selon l'état du réseau
électrique et les caractéristiques du défaut.
– Sur de plus longues périodes (de plusieurs secondes à
plusieurs minutes), il peut évoluer en défaut permanent.
Les défauts à la terre intermittents de ce type sont souvent
dûs à une faiblesse d'isolation, par ex. avec des câbles anciens
devenus moins étanches.
Correction facteur
de puissance
Arrière
Protection de déséquilibre (ANSI 46)
Avant
Fig. 4/5 Détermination directionnelle utilisant les mesures cosinus pour
les réseaux compensés
Détection de défaut à la terre (sensible)
(ANSI 50Ns, 51Ns / 50N, 51N)
Pour les réseaux mis à la terre à haute impédance, un transformateur d'entrées sensible est raccordé à un transformateur
de courant neutre à équilibre de phases (aussi appelé tore
homopolaire). La fonction peut aussi être proposée en mode
normal, en tant que protection supplémentaire contre les
courts-circuits pour la protection neutre ou terre résiduelle.
Les défauts intermittents (ré-amorçants) sont dûs à une
faiblesse d'isolation des câbles ou à la pénétration d'eau au
niveau des raccords de câbles. Au bout d'un certain temps, soit
les défaut s'éteignent d'eux-mêmes, soit ils se transforment
en courts-circuits permanents. Pendant cette période
d'intermitance, les résistances de point neutre des réseaux à
neutre impédant risquent de subir une surcharge thermique.
La protection de défaut à la terre standard ne peut détecter et
éliminer avec certitude les très courtes impulsions de courant
qui peuvent parfois se produire. La protection calcule la somme
des différentes impulsions individuelles et déclenche après
un temps programmable. Le seuil de démarrage Iie> évalue la
valeur efficace sur une période.
Les fonctions de défaut à la terre qui s'appuient sur les composantes fondamentales ont été principalement conçues pour détecter des défauts à la terre permanents ; de ce fait, elles ne se
comportent pas toujours correctement en cas de défauts à la
terre intermittents. La fonction décrite ici évalue les impulsions
de courant à la terre et les met en relation avec la composante
inverse de tension, afin de déterminer la direction.
Protection de maximum puissance réactive (sur min. de U)
La protection de puissance réactive (sur min. de U) protège le
réseau en vue de découplages. Pour éviter tout écroulement
de tension dans les réseaux d'alimentation côté génération,
un générateur, par exemple, doit être équipé de dispositifs
de protection de tension et de fréquence. Une protection
de ce type est requise au point de raccordement du réseau
électrique. Elle détecte les situations de puissance critiques
et garantit que le générateur électrique est déconnecté du
réseau. de plus, elle s'assure que la reconnexion a lieu dans
des conditions d'alimentation stables. Les critères associés
peuvent être paramétrés.
1
2
3
4
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8
9
Protection contre les défaillances de disjoncteur (ANSI
50BF)
Si un tronçon défaillant du réseau électrique n'est pas
déconnecté lorsqu'un ordre de déclenchement a été émis par
le disjoncteur, un autre ordre de déclenchement peut être
émis par la fonction de protection contre les défaillances du
disjoncteur, pour ouvrir le disjoncteur d'un départ en amont.
La défaillance de disjoncteur est détectée si, bien qu'un ordre
de déclenchement ait été émis, le courant continue à passer
dans le circuit défaillant. On peut aussi utiliser les contacts de
position des disjoncteurs pour signaler le passage de courant.
10
2
3
4
5
6
RAR et jusqu'à 9 réenclenchements automatiques différés
(DAR)
• Initation du RA en fonction de l'ordre de déclenchement
sélectionné (par ex. I2>, I>>, Ip, Idir>)
• Fonction RA pouvant être bloquée par activation d'une
entrée binaire
• RA pouvant être initié en externe ou par la logique programmable (CFC)
• Eléments directionnels et non directionnels pouvant soit
être bloqués, soit être exécutés sans délai en fonction du
cyle de réenclenchement automatique.
• Si le RA n'est pas prêt, possibilité d'effectuer un changement de réglage dynamique des éléments directionnels et
non directionnels de surintensité.
Fonctions de protection flexible
Avec le SIPROTEC 7SJ80, l'utilisateur peut aisément ajouter
jusqu'à 20 fonctions de protection supplémentaires. Les définitions de paramètres sont utilisées afin de relier la logique
de protection standard à n'importe quelle valeur choisie,
qu'elle soit mesurée ou calculée. La logique standard comprend les éléments de protection usuels comme le point de
consigne, la temporisation définie, l'ordre de déclenchement,
un bloc fonctionnel, etc. Le mode d'exécution des valeurs de
courant, de tension, de puissance et de facteur de puissance
peut être monophasé ou triphasé. La plupart de ces valeurs
peuvent être exécutées avec des étapes en ordre croissant ou
décroissant (par ex. sous-tension, surtension). Chaque étape
tient compte des priorités de protection.
Courant
4
Tension
3
7
Traitement de valeur
mesurée
I mesuré
V mesuré
3I0, I1, I2
3V0, V1, V2
P,Q
cos φ
f
df/dt
dV/dt
Paramètre
Logique de protection standard
(schéma simplifié)
Temps
t
Seuil
Démarrage
ordre de
déclenchement
Fonction 1
Fonction 2
Fonction 20
4_7_Visio-flexProFunc-us.pdf
1
Protection différentielle de terre à haute impédance (ANSI 87N)
Le mesurage de la haute impédance passe par une méthode
simple et précise de détection des défauts à la terre, notamment au niveau des transformateurs. Cette méthode est
applicable aux moteurs, aux générateurs et aux réactances
qui fonctionnent en réseau mis à la terre.
Lorsqu'on applique le principe de mesurage de la haute
impédance, les transformateurs de courant de la zone
protégée sont tous branchés en parallèle et actionnés par
une résistance commune ou R relativement haute. La tension
est mesurée à travers cette résistance (voir Figure 4/6).
La tension se mesure par détection du courant au moyen de
la résistance (externe) R au niveau de la mesure de l'entrée
de courant sensible IEE. La varistance V sert à limiter la
tension en cas de défaut interne.
Cela limite les pics de tension instantanés qui peuvent survenir en cas de saturation du transformateur. Dans un même
temps, cela lisse la tension sans réduire significativement la
valeur moyenne.
Si aucun défaut n'est survenu et en cas de défauts externes
ou traversants, le réseau est équilibré, et la tension à travers
la résistance est approximativement égale à zéro. En cas de
défauts internes, un déséquilibre survient, provoquant le
passage de tension et de courant à travers la résistance R.
Les même types de transformateurs de courant doivent être
utilisés ; ils doivent au moins avoir leur propre noyau pour
la protection différentielle à haute impédance. Ils doivent
pouvoir afficher le même rapport de transformation et à peu
près la même tension de saturation. Les erreurs de mesurage
devraient également être minimes.
Fig. 4/7 Fonctions de protection flexible
8
LSA4115-de.ai
Les fonctions et les étapes de protection s'appuient sur les
mesures analogiques disponibles :
9
Fig. 4/6 Protection différentielle de terre à haute impédance
Réenclenchement automatique (ANSI 79)
10
Des cycles de réenclenchement multiples peuvent être définis par l'utilisateur, sachant qu'un verrouillage se produira si
un défaut est présent après la fin du dernier cycle.
Fonction
ANSI
I>, IE>
50, 50N
V<, V>, VE>
27, 59, 59N
3I0>, I1>, I2>, I2 / I1>, 3V0>, V1> <, V2 > <
50N, 46, 59N, 47
P> <, Q> <
32
cos j
55
f><
81O, 81U
df / dt > <
81R
dV/dt
27R/59R
Tableau 4/3 Fonctions de protection flexible disponibles
Les fonctions suivantes sont disponibles :
On peut, par exemple, implémenter les fonctions suivantes :
• Réenclenchement automatique (RA) triphasé pour tous
types de défauts
• Protection de retour de puissance (ANSI 32R)
• Protection de changement de l'intervalle de fréquence
(ANSI 81R)
• Protection de changement de l'intervalle de tension
(ANSI 27R/59R).
• Réglages distincts pour les défauts de phase et terre
• RA multiple, avec un réenclenchement automatique rapide
Fonction de synchronisation Synchrocheck (ANSI 25)
Protection à minimum de tension (ANSI 27)
A la fermeture d'un disjoncteur, les appareils peuvent vérifier
si 2 réseaux séparés sont synchronisés. Les différences de
tension, de fréquence et d'angle de phase sont vérifiées afin
de déterminer l'existence de conditions de synchronisation.
La protection à minimum de tension à 2 échelons protège
des chutes de tension dangereuses (spécialement pour les
machines électriques). On trouve notamment des applications qui isolent du réseau les générateurs ou les moteurs,
afin d'éviter des conditions de service non désirées et une
possible baisse de stabilité. Le bon fonctionnement d'une
machine électrique est mieux évalué avec des grandeurs
à séquence positive. La fonction de protection est active
sur une grande plage de fréquences (45 à 55, 55 à 65 Hz).
Même en dessous de cette plage, la fonction continue à
opérer, mais avec une précision moindre. La fonction peut
s'exécuter en tension phase-phase, en phase-terre ou en
phase-séquence positive, et peut être surveillée à l'aide d'un
critère de courant. Il est possible d'avoir des circuits triphasés
et monophasés.
Supervision du circuit de déclenchement (ANSI 74TC)
Pour surveiller la bobine de déclenchement du disjoncteur, y
compris les câbles entrants, 1 ou 2 entrées binaires peuvent
être utilisées. Un signal d'alarme se déclenche à chaque fois
que le circuit est interrompu.
Verrouillage (ANSI 86)
Les états des sorties binaires peuvent tous être mémorisés.
La touche de RAZ des LED sert à remettre à zéro l'état
de verrrouillage. L'état de verrrouillage est également
enregistré dans l'éventualité d'une défaillance de la tension
d'alimentation. Le réenclenchement ne peut intervenir
qu'après acquittement de l'état de verrouillage.
Protection de surchage thermique (ANSI 49)
Afin de protéger les câbles et les transformateurs, on peut
utiliser une fonction de protection de surcharge à signalisation de température et de courant intégrée. La température
est calculé à l'aide d'un modèle thermique (voir CEI 602558), qui considère l'entrée d'énergie dans l'équipement ainsi
que les pertes d'énergie. La température calculée est ajustée
en permanence en fonction des pertes calculées. L'historique
et les fluctuations de charge sont pris en compte.
Temporisations de retombée réglables
Pour les équipements de protection utilisés en même temps
que des relais électromécaniques, dans des réseaux à défauts
intermittents, les longues temporisations de retombée du
relais électromécanique (plusieurs centaines de millisecondes)
peuvent poser des problèmes en termes de coordination/
graduation du temps. La bonne coordination/graduation du
temps n'est possible que si les temporisations de retombée ou
de RAZ sont approximativement les mêmes. C'est pourquoi les
paramètres de ces temporisations peuvent être définis pour
certaines fonctions, telles que la protection des surtensions,
des courts-circuits de terre et des déséquilibres de phases.
Surveillance de sous-intensité (ANSI 37)
1
2
3
Protection de fréquence (ANSI 81O/U)
La protection de fréquence peut servir de protection de surfréquence ou de sous-fréquence. Les machines électriques
et des parties du réseau sont protégées contre les écarts
de fréquence intempestifs. Il est possible de détecter les
changements de fréquence non désirés dans le réseau et
la charge peut être retirée quand on atteint une fréquence
donnée. La protection de fréquence peut être utilisée sur une
grande plage de fréquences (40 à 60 pour 50 Hz, 50 à 70
pour 60 Hz). 4 critères sont considérés : individuel, réglage
surfréquence, réglage sous-fréquence et en/hors ; chacun
d'eux peut être déterminé séparément. La protection de
fréquence peut être bloquée en activant une entrée binaire
ou en utilisant un seuil.
Localisateur de défaut (ANSI 21FL)
Le Localisateur de défaut intégré calcule l'impédance de
défaut et la distance jusqu'au défaut. Les résultats s'affichent
en Ω, en kilomètres (miles) et en pourcentage de longueur
de ligne.
Fonctions personnalisées (ANSI 51V, 55 etc.)
Il est possible d'implémenter des fonctions supplémentaires,
qui ne sont pas à temps critique, à l'aide de mesures CFC.
Parmi les fonctions types, on trouve la protection de retour
de puissance, la détection d'angle de phase et la détection
de tension homopolaire.
4
5
6
7
8
9
Cette fonction détecte toute chute d'intensité brutale
pouvant survenir en raison d'une baisse de charge, qu'elle
soit liée à la rupture d'un arbre rotor, au fonctionnement de
pompes à vide ou à la défaillance d'un ventilateur.
Protection de surtension (ANSI 59)
La protection de surtension à 2 échelons détecte les conditions de surtension réseau et machine non désirés. Cette
fonction peut s'exécuter en phase-phase, en phase-terre, en
phase-séquence positive ou en phase-séquence négative. Il
est possible d'avoir des circuits triphasés et monophasés.
10
Complément de fonctions
1
Mesures
Les valeurs de r.m.s. sont calculées à partir de l'intensité
et de la tension mesurées, du facteur de puissance, de la
fréquence, de la puissance active et réactive. Les fonctions
suivantes sont disponibles pour traiter les mesures :
2
• Intensités : IL1, IL2, IL3, IN, IEE
• Tensions : VL1, VL2, VL3, V12, V23, V31
• Composantes symétriques : I1, I2, 3I0; V1, V2, 3V0
• Puissance active et apparente P, Q, S (P, Q aussi sélective
par phase)
3
• Facteur de puissance cos j (total et par phase)
• Fréquence
• Energie ± kWh, ± kVarh, Flux d'énergie (Puissance active ou
réactive et apparente)
4
• Valeurs de tension et d'intensité moyennes, minimum et
maximum
• Compteur des heures de service
• Température de service moyenne en cas de surcharge
5
• Surveillance de valeur limite
Les valeurs limites peuvent être surveillées à l'aide de
la logique programmable CFC. Les commandes peuvent
intervenir suite à la signalisation de valeurs limites.
• Inhibition du point 0
Dans certaines plages de mesure très basses, la valeur est
mise à zéro afin d'inhiber les défauts.
6
présente l'avantage de réduire les frais de maintenance.
Il n'existe pas de méthode mathématique précise de calcul
d'usure ou de durée de vie restante d'un disjoncteur, prenant
en compte les conditions physiques à l'intérieur de la chambre de coupure à l'ouverture sur un arc interne.
On comprend ainsi que les différentes méthodes de détermination d'usure des disjoncteurs aient pu évoluer en fonction
de la philosophie des différents utilisateurs.
L'équipement de protection propose différentes méthodes :
• SI
• SIx, avec x = 1..3
• Si2t
Les équipements présentent aussi une nouvelle méthode de
détermination de la durée de vie restante :
• Méthode des 2 points
Cette méthode s'appuie sur les schémas de cycle de commutation à double logarithme des fabricants de disjoncteurs
(voir Figure 4/8) et sur le courant coupé au moment de
l'ouverture du contact. Après ouverture du disjoncteur, la
méthode à deux points calcule le nombre restant de cycles
de commutation possible. Il suffit de régler 2 points sur
l'appareil, P1 et P2 - points qui sont spécifiés sur la notice
technique du disjoncteur.
Toutes ces méthodes sont à sélection de phase et on peut
fixer une valeur limite afin d'obtenir une alarme si la valeur
réelle dépasse ou tombe en dessous de la valeur limite lors
de la détermination de la durée de vie restante.
Comptages
7
8
Extension d'entrées/sorties binaires avec un boîtier d'E/S
SICAM 7XV5673
9
Pour étendre le nombre d'entrées et de sorties binaires
d'un SIPROTEC 7SJ80, on peut ajouter 1 ou 2 boîtiers d'E/S
SICAM 7XV5673, chacun d'eux étant équipé d'un SICAM I/O
7XV7653 à 6 entrées et 6 sorties binaires, avec un switch
Ethernet pour cascader. Le raccordement à l'appareil de
protection peut s'effectuer soit par le port A de l'interface
service Ethernet du DIGSI, soit par le port B du GOOSE du
protocole CEI 61850 (interface réseau avec module EN100).
10
Surveillance d'usure de disjoncteur/
Durée de vie restante du disjoncteur
Les méthodes de détermination de l'usure des contacts d'un
disjoncteur, ou de la durée de vie restante d'un disjoncteur,
permettent de définir les intervalles de maintenance du
disjoncteur en fonction de son niveau réel d'usure. Cela
Nombre de cycles de service
Pour le comptage interne, l'appareil peut calculer une mesure d'énergie à partir des mesures d'intensité et de tension.
En cas de disponibilité d'un compteur d'impulsions externe,
le SIPROTEC 7SJ80 peut obtenir et traiter les mesures
d'impulsion via une entrée de signalisation. Les comptages
peuvent être affichés et transmis à la téléconduite comme
valeur cumulée avec RAZ. Une distinction est faite entre
l'énergie entrante et sortante, active ou réactive.
P1:Nombre de cycles
de service autorisés
pour le courant
nominal
P2:Nombre de cycles
de service autorisés pour le courant de
court-circuit
Courant coupé
Fig. 4/8 Nombre de cycles de service autorisés en fonction du courant coupé
Mise en service
La mise en service ? Rien de plus simple avec DIGSI 4.
L'état des entrées binaires peut être lu individuellement, et
l'état des sorties binaires peut être réglé individuellement.
L'opération de commutation des éléments (disjoncteurs,
sectionneurs, interrupteurs) peut être vérifiée à l'aide des
fonctions de commutation de l'équipement. Les valeurs analogiques sont représentées par de grandes plages de valeurs
de service. Pour empêcher la transmission d'informations à
la téléconduite durant les phases de maintenance, les transmissions peuvent être inhibées, évitant la transmission de
données inutiles. Durant les essais il est possible de marquer
les signalisations en tant que tel.
1
2
3
Mode de test
Lors de la mise en service, toute la signalisation marquée test
peut être transmise à la téléconduite pour les tests.
4
5
6
7
8
9
10
Réseaux à structure radiale
Important :
C''est l'équipement de protection le
plus éloigné de l'arrivée qui a le temps
de déclenchement le plus court. Les
relais les plus en amont doivent être
gradués par rapport à ceux situés en
aval, par pas d'environ 0.3 s.
1
2
1)Réenclencheur
(ANSI 79) uniquement avec
des lignes aériennes
Alimentation
Protection de transformation
2) Protection de déséquilibre de charge (ANSI 46)
agissant en protection de
A 52
secours contre les défauts
asymétriques
Autre alimentation
B
Jeu de barres
52
I>t
IN>t
I2>t
AR
51
51N
46
79
2)
3
1)
Jeu de barres
*
4
C
52
I>t
IN>t
I2>t
51
51N
46
Charge
Jeu de barres
5
Charge
6
D
52
I>t
IN>t
I2>t
51
51N
46
Charge
4_9_LSA4839-en.pdf
*
Fig. 4/9 Concept de protection de surintensité
7
Détection de défaut à la terre sur un
réseau à neutre isolé ou compensé
8
Dans les relais à neutre isolé ou
compensé, l'apparition d'un défaut à
la terre est facilement traçable par la
détection directionnelle sensible.
9
1) Pour le courant à la
terre, la mesure de courant
sensible doit être effectuée
par un transformateur
homopolaire
Alimentation
Jeu de barres
7XR96
1)
60/1
10
Charge
I>>
I>t
50
51
IN>t dir.
67Ns
4_10_LSA4840a-en.pdf
52
Fig. 4/10 Concept de protection pour détection directionnelle de défaut à la terre
Câble principal en boucle moyenne
tension
Avec la protection de comparaison
directionnelle, la ligne peut être
protégée à 100% par déclenchement
instantané en cas d'alimentation provenant de 2 sources (câble principal
en boucle).
Pour les lignes à 2 arrivées, on ne
peut pas faire de sélectivité avec une
simple protection de surintensité à
temps constant. Cependant, la protection directionnelle de surintensité
à temps constant doit être utilisée.
La protection non-directionnelle à
temps constant est suffisante au
niveau des départs de jeux de barres
correspondants.
Alimentation
1
Alimentation
52
52
52
I>t
IN>t
υ>t
I2>t
51
51N
49
46
Ligne aérienne
ou câble 1
2
Démarr. avec compar.
direct.
Ligne aérienne
ou câble 2
I>t
IN>t dir.
I>t
IN>t
67
67N
51
51N
Protection comme
pour ligne ou câble 1
52
3
52
52
52
4
52
Avantages :
Ligne 100% protégée par déclenchement instantané et facilité de réglage.
67
67N
51
51N
I>t
IN>t dir.
I>t
IN>t
Ligne aérienne
ou câble 3
Inconvénients :
Plus on s'approche de l'arrivée et
plus les temps de déclenchement
s'allongent.
Démarr. avec compar.
direct.
Ligne aérienne
ou câble 4
I>t
IN>t dir.
I>t
IN>t
67
67N
51
51N
52
Protection comme
pour ligne ou câble 3
5
52
6
52
Charge
52
I>t
IN>t
υ>t
I2>t
51
51N
49
46
Charge
52
7
Fig. 4/11 Concept de protection d'un réseau d'alimentation en boucle
8
9
10
Protection de jeux de barres par
équipement de protection de surintensité à verrouillage arrière
1
Alimentation
Sélectivité logique applicable aux
postes de distribution.
Verrouillage arrière
I>>t0
2
50/50N
52
51/51N
t0 = 50 ms
Jeu de barres
52
52
I>>
I>t
I>>
I>t
I>>
I>t
50/50N
51/51N
50/50N
51/51N
50/50N
51/51N
4
Fig. 4/12 Protection des jeux de barres par équipement de protection de surintensité à
verrouillage arrière
5
Départ ligne avec délestage
6
7
8
Jeu de barres
52
V<
f<
27
81U
I>, I>>,
I>>>
IN>>
I>, Ip
IN>,
INTOC
50
50N
51
51N
>
I2>
Final trip
79M
49
46
86
Fig. 4/13 Départ ligne avec délestage
9
10
4_13_LSA2216b-en.pdf
Dans les réseaux d'alimentation
instables (par ex. les réseaux à neutre
isolé, les alimentations de secours
dans les hôpitaux), il peut s'avérer
nécessaire d'isoler certains consommateurs afin de protéger l'ensemble
du réseau. Les fonctions de protection
de surintensité sont effectives
uniquement en cas de court-circuit.
La surcharge d'un générateur peut
être mesurée comme une chute de
fréquence ou de tension.
52
3
52
ON
2
TRIP
I>t, I>>t, Ip
I>, I>>, I>>>
50
4_14_LSA2219d-en.pdf
52
51
IN>t, IN>>t,
INTOC
IN>>
50N
51N
AR
79
3
Fusion de fusible
par échec de réenclenchement
52
I>t, Ip
67
4
Ouverture de disjoncteur
par échec de réenclenchement
5
Fig. 4/14 Réenclenchement automatique
Alimentation
A
52
67
Protection de retour de puissance à
arrivées en parallèle
Si le jeu de barres est alimenté par
2 arrivées en parallèle et qu'il y a un
défaut dans l'une des arrivées, il faut
effectuer une ouverture sélective du jeu
de barres impacté, de façon à poursuivre
l'alimentation par l'autre arrivée. Cette
action fait appel à des équipements
de protection, qui détectent le courtcircuit du jeu de barres vers la source
d'alimentation. Dans ce contexte, la protection directionnelle de surintensité est
réglée en fonction du courant de charge.
Ce type de protection ne peut pas détecter
les défauts de faible intensité. La protection de retour de puissance peut être
réglée bien en dessous de la puissance
nominale, de sorte qu'elle peut aussi
détecter un retour de puissance en cas de
défauts de faible intensité bien en dessous
du courant de charge. La protection de
retour de puissance est implémentée par
les “Fonctions flexibles de protection”.
1
Niveau
Niveau + lent
Réenclenchement
pouvant
que le fusible
exécuté pour toute
être bloqué ou équipts de
l'alimentation
protection + faibles
52
67N
32R
67
67N
Alimentation
B
6
52
7
32R
52
52
52
Départ
Départ
La fonction de réenclenchement automatique possède des options de démarrage
et de blocage. Dans l'exemple graphique,
l'application de blocage des hautes
intensités est représentée en fonction des
cycles de réenclenchement. Les niveaux
de protection de surintensité (I, Ip) sont
définis par un plan de protection. Si une
fonction de réenclenchement automatique
est installée dans l'alimentation d'un
départ, le départ complet commence par
déclencher instantanément en cas de
défaut. Les courts-circuits seront traités
indépendamment de leur localisation.
D'autres relais de protection ou protection
par fusibles ne déclenchent pas (système
d'économie de fusibles). Quand le
réenclenchement automatique est réussi,
tous les consommateurs sont à nouveau
alimentés en énergie. En cas de défaut
permanent, des cycles complémentaires
de réenclenchement seront effectués.
En fonction des réglages de la fonction,
l'étape de déclenchement instantané sera
bloquée à l'arrivée dès le premier cycle,
ou le second, le troisième, etc., le grading
étant effectif en fonction du plan de protection. C'est l'emplacement du défaut qui
déterminera si ce sont les équipements de
surintensité ayant les grades et les fusibles
les plus rapides qui déclenchent, ou si ce
sont les équipements de protection de
l'arrivée. Seule la partie du départ ayant
le défaut permanent sera définitivement
fermée.
8
9
Fig. 4/15 Protection de retour de puissance à arrivées parallèles
10
Synchrocheck
2
3
4
Jeu de barres
V2
52
Signal de fermeture
1
Transformateur
VT1
Commande
locale/à distance
1)
2
25
SYN
2)
81
G
Alimentation
1)
2)
4_16_LSA4114-us.pdf
Lorsque 2 sections de réseaux sont
interconnectées, synchrocheck détermine si le raccordement est possible
sans mettre en danger la stabilité du
réseau électrique. Dans l'exemple
proposé, la charge est alimentée
depuis un générateur vers un jeu de
barres via un transformateur. L'indice
de couplage du transformateur peut
être pris en compte par une correction
de déphasage programmable, sans
qu'aucun moyen d'adaptation externe
soit nécessaire. Synchrocheck peut
être utilisé aussi bien pour le réenclenchement automatique que pour les
fonctions de contrôle-commande (en
local ou à distance).
1
AR
Synchrocheck
Refermeture automatique
Fig. 4/16 Mesure de la tension du jeu de barre et du départ pour synchronisation
Protection d'un transformateur
5
La haute intensité permet la graduation du courant, les surintensités
agissent comme une protection de
secours pour les équipements de
protection en aval, et la fonction de
surcharge protège le transformateur
d'une surcharge thermique. Les
défauts monophasés de faible
intensité, côté basse tension, qui sont
reproduits dans le réseau opposé,
côté haute tension, sont détectables
par la protection de déséquilibre de
charge. La fonction de blocage du
courant magnétisant empêche le
démarrage à cause de l'effet inrush au
niveau du transformateur.
6
7
8
Jeu de barres
Haute tension
59-1 PU ,t
59
52
TRIP
I>, I>>
I>t, I>>t, Ip
>t
I2>t, I2>>t
50
51
49
46
IN>, IN>>
IN>t, IN>>t,
INTOC
50N
51N
Blocage de
courant d'inrush
52
87
par ex.
7UT61
52
*
9
IN>, IN>>
IN>t, IN>>t, INTOC
50N
51N
52
Jeu de barres
Moyenne tension
52
52
52
TRIP
I2>>t, I2>t I>, I>> I>t, I>>t, Ip
46
50
51
Alimentation type
10
Trafo 2 Wickl mit Erdung
Défaut de surcharge
Fig. 4/17 Concept de protection type d'un transformateur
4_17_LSA2203b-us.pdf
52
Exemples d'aplications
Protection de maximum puissance
réactive (sur min de U)
(Protection QV)
Cela permet de s'assurer que les
générateurs se déconnectent du
réseau d'alimentation pour ne
pas le surcharger en cas de courtcircuit, ou empêcher que le réseau
d'alimentation ne soit restauré lors
d'un branchement suite à un courtcircuit. La surveillance de tension
remplit également cette fonction.
Grâce aux critères mentionnés
ci-dessus, la protection Q> et V<
débranche le générateur du réseau
d'alimentation après une temporisation programmable.
1
Transformateur de puissance
Jeu de barres
Autres
alimentations
2
Disjoncteur au point de raccordement du réseau électrique
*
52
Déclenchement
I>, I>>
I-TOC
50
51
IN>, IN>> IN-TOC
50N
51N
V>, V>>
V<
f>, f>
Q>/ V<
59
27
81
1)
1)
Protection de maximum
puissance réactive
(sur min de U)
3
Jeu de barres moyenne tension
Transformateurs élévateurs
4
Disjoncteur de coupleur de bus
52
52
52
G
3~
G
3~
G
3~
Fig. 4/18 Protection
Protection de découplage avec fonctions
V>>, V<, V<<, f>, f<
Générateurs
4_18_Visio-QU-Schutz-en.pdf
Lors du raccordement de générateurs
au réseau d'alimentation moyenne
tension, un équipement de protection
à la déconnexion est nécessaire pour
prendre en compte la fréquence et
la tension, et évaluer la direction
de la puissance réactive. Lorsque le
générateur tire la puissance réactive
du réseau d'alimentation, la protection de maximum puissance réactive
(sur min. de U) (Q> et V<) associe la
puissance réactive aux 3 seuils min de
tension phase/phase.
5
6
directionnelle de défaut à la terre intermittent
La protection Q> et V< permet aussi
de libérer la reconnexion après que le
défaut ait été localisé et supprimé du
réseau d'alimentation et ce jusqu'à ce
que la tension et la fréquence réseau
soient à nouveau stables.
7
8
9
10
Informations pour sélection et commande
Description produit
N° commande
12345 6 7
1
Protection de surintensité 7SJ80 V4.7
Code abrégé
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
7SJ80 - - + Entrées de mesure, entrées et sorties binaires
2
Boîtier 1/6 19"; 4 x I, 3 BI, 5 BO (2 contacts inverseur), 1 contact de vie
1
2
Boîtier 1/6 19"; 4 x I, 3 x V, 3 BI, 5 BO (2 contacts inverseur), 1 contact de vie
3
4
7
8
voir
page
suivante
Entrées de mesure, réglages par défaut
3
Iph = 1A / 5A, Ie =1A / 5A
1
Iph = 1A / 5A, Iee (sensitive) = 0,001 to 1,6A / 0,005 to 8A
2
Tension auxiliaire
4
DC 24 V / 48 V
1
DC 60 V / 110 V / 125 V / 220 V / 250 V, AC 115 V, AC 230 V
5
Construction
Boîtier de montage en saillie, bornier à vis
Boîtier encastrable, bornier à vis
5
B
E
Préréglages spécifiques en fonction des régions du monde et des langues
6
7
Région DE, CEI, langue : allemand (modifiable), panneau avant standard
Région World, CEI/ANSI, langue : anglais (modifiable), panneau avant standard
A
Région US, ANSI, langue : anglais-américain (modifiable), panneau avant US
C
Région FR, CEI/ANSI, langue : français (modifiable), panneau avant standard
D
Région World, CEI/ANSI, langue : espagnol (modifiable), panneau avant standard
E
Région World, CEI/ANSI, langue : italien (modifiable), panneau avant standard
F
Région RUS, CEI/ANSI, langue : russe (modifiable), panneau avant standard
G
Région CHN, CEI/ANSI, langue : chinois (non modifiable), panneau avant chinois
K
Port B (partie inférieure du boîtier, face arrière)
Non équipé
CEI60870-5-103 ou DIGSI4/Modem, électrique RS232
CEI60870-5-103 ou DIGSI4/Modem, électrique RS485
CEI60870-5-103 ou DIGSI4/Modem, optique 820nm, connecteur ST
PROFIBUS DP esclave, électrique RS485
PROFIBUS DP esclave, optique, double anneau, connecteur ST
MODBUS, électrique RS485
MODBUS, optique 820nm, connecteur ST
DNP 3.0, électrique RS485
DNP 3.0, optique 820nm, connecteur ST
CEI 60870-5-103, redondant, électrique RS485, connecteur RJ45
CEI 61850, 100 Mbit Ethernet, électrique, double, connecteur RJ45
CEI 61850, 100 Mbit Ethernet, optique, double, connecteur LC
DNP3 TCP + CEI 61850, 100 Mbit Ethernet, électrique, double, connecteur RJ45
DNP3 TCP + CEI 61850, 100 Mbit Ethernet, optique, double, connecteur LC
PROFINET + CEI 61850, 100 Mbit Ethernet, électrique, double, connecteur RJ45
PROFINET + CEI 61850, 100 Mbit Ethernet, optique, double, connecteur LC
8
9
CEI 60870-5-104 + CEI 61850, 100 Mbit Ethernet, électrique,double, connecteur RJ45
CEI 60870-5-104 + CEI 61850, 100 Mbit Ethernet, optique, double, connecteur LC
10
B
0
1
2
3
9
9
9
L 0 A
L 0 B
L 0 D
L 0 E
9
9
L 0 G
L 0 H
L 0 P
L 0 R
L 0 S
L 2 R
L 2 S
L 3 R
L 3 S
9
9
9
9
9
9
9
9
9
L 4 R
9
L 4 S
Port A (partie inférieure du boîtier, face avant)
Non équipé
0
Avec interface Ethernet (DIGSI, raccordement au bloc d'entrées/sorties, non CEI 61850), connecteur RJ45
6
Enregistrement des mesures / défauts
Avec enregistrement des défauts
1
Avec enregistrement des défaut, des valeurs moyennes, des valeurs min/max
3
N° ANSI
Description produit
N° commande
12345 6 7
Protection de surintensité 7SJ80 V4.7
87N2)
49
74TC
50BF
46
37
86
F A
27R/32/55/59R/81R
2
3
27R/32/55/59R/81R
27R/32/55/59R/81R
4
4)
5
F C
6
4)
Protection de surintensité à temps dépendant (avec crit. U)
Protection directionnelle de surintensité, phase, I>, I>>, I>>>, Ip
Protection directionnelle de surintensité, terre, IE>, IE>>, IE>>>, IEp
Protection directionnelle sensible de défaut à la terre, IEE>, IEE>>, IEEp
Tension de décalage
Sous-tension/Surtension
Sous-fréquence/Surfréquence, f<, f>
Rotation de phases
Fonctions de protection flexibles (paramètres de courant et tension) : pour tension, puissance,
Facteur de puissance, changement d'intervalle de fréquence, changement d'intervalle de tension
Fonctions de base + Protection directionnelle de surintensité phase & terre,
de défaut à la terre sensible, et de tension et fréquence + Protection de maximum puissance
réactive (sur min. de U) + Protection directionnelle de défaut à la terre intermittent
51V
67
67N
67Ns1)
67Ns2)
64/59N
27/59
81U/O
27Q
47
F B
Rotation de phases
Fonctions de base + Protection directionnelle de surintensité phase & terre,
de défaut à la terre sensible, et de tension et fréquence
51V
67
67N
67Ns1)
64/59N
27/59
81U/O
47
3)
Protection de surintensité, phase I>, I>>, I>>>, Ip
Protection de surintensité, terre IE>, IE>>, IE>>>, IEp
Protection de défaut à la terre sensible IEE>, IEE>>, IEEp
Protection différentielle de terre haute impédance (REF)
Protection de surcharge
Supervision du circuit de déclenchement
Protection de défaillance du disjoncteur
Protection de déséquilibre
Surveillance de sous-intensité
Verrouillage
Permutation de paramètres
Fonctions de surveillance
Contrôle de disjoncteur
Fonctions de protection flexibles (paramètres du courant)
Stabilisation d'inrush (courant magnétisant)
Fonctions de base + Protection directionnelle sensible de défaut à la terre, et de tension et
fréquence
51V
67N
67Ns1)
64/59N
27/59
81U/O
47
1
7SJ80 - - + Version de base
50/51
50N/51N
50N(s)/51N(s)1)
Bestell-Nr.
Code abrégé
8 9 10 11 12 13 14
1415
1516
16 17 18 19
7
8
F F
4)
Protection de maximum puissance réactive (sur min. de U), Q>/V<
Rotation de phases
voir
page
Facteur de puissance, changement d'intervalle de fréquence, changement d'intervalle de tension suivante
1) Selon le type d'entrée de courant à la terre, la fonction sera sensible (IEE) ou non sensible (IE)
9
10
2) Fonction uniquement disponible avec une entrée de courant à la terre sensible (Position 7= 2)
3) Seulement si position 6 = 1, 2 ou 7
4) Seulement si position 6 = 3, 4 ou 8
Une présentation détaillée des données techniques (extraites du manuel) est disponible sur http://www.siemens.com/siprotec
N° ANSI
Description produit
N° commande
12345 6 7
1
Overcurrent Protection 7SJ80 V4.7
Bestell-Nr.
Code abrégé
8 9 10 11 12 13 14 15
15 16
16 17 18 19
7SJ80 - - + Fonctions de base + Protection directionnelle de surintensité de phase, protection de tension et F Q
fréquence + synchrocheck
2
51V
67
27/59
81U/O
47
25
27R/59R/81R
3
5)
Sous-tension/Surtension (phase-phase)
Sous-fréquence/Surfréquence, f< ,f>
Rotation de phases
Synchrocheck
Réenclencheur automatique (AR), Localisateur de défaut (FL)
4
Sans
0
79
Sans fonction de réenclenchement automatique
1
21FL
Avec FL (seulement si position 6 = 3, 4 ou 8)
2
79/FL
Fonction de réenclenchement automatique et FL (seulement si position 6 = 3, 4 ou 8)
3
5
6
7
8
9
10
Une présentation détaillée des données techniques (extraites du manuel) est disponible sur http://www.siemens.com/siprotec
5) Seulement si position 6 = 3 ou 4 et position 16 = 0 ou 1
Schémas de raccordements
1
IA
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
F8
I B, IN2
SB1
C11
C9
C10
SB2
C14
C13
C12
2
SB3
E1
E2
E3
E4
E5
E6
3
IC
I N, INS
SB4
SB5
C3
C4
C5
C6
C7
C8
4
EB1
EB2
Contact de vie
Alimentation
E10
E8
E7
=
=
(~)
+
-
C1
C2
Port B
Par ex. Interface système
Port A
Interface Ethernet
4_19_LSA4784us.pdf
Interface USB-DIGSI
Mise à la terre du boîtier
5
6
B
A
Condensateurs antiparasites
au niveau des contacts relais,
en céramique, 2.2 nF, 250 V
EB3
7
8
Fig. 4/19 Equipement de protection multifonction SIPROTEC 7SJ801
9
10
1
IA
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
F8
C11
C9
C10
SB 2
C14
C13
C12
SB3
E1
E2
E3
E4
E5
E6
D9
D10
D11
D12
D13
D14
IC
I N, INS
SB4
3
SB5
SB6
4
5
6
C3
C4
C5
C6
C7
C8
EB1
D1
D2
D3
D4
D5
D6
D7
D8
EB4
EB2
EB3
EB5
SB7
SB8
E10
E8
E7
Contact de vie
Alimentation
=
=
(~)
EB7
7
C1
C2
Port B
par ex. Interface système
4_20_LSA4785us.pdf
Interface USB-DIGSI
Fig. 4/20 Protection multifonction SIPROTEC 7SJ802
9
-
EB6
Port A
Interface Ethernet
8
+
10
B
A
2
I B, IN2
SB 1
1
IA
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
F8
I B, IN2
SB 1
C11
C9
C10
SB 2
C14
C13
C12
2
SB3
E1
E2
E3
E4
E5
E6
3
IC
I N, INS
SB4
E9 Q2
E11
E12
E13
E14
VA, VAB, Vph-n
VB, VBC
SB5
VC, VN, Vsyn, VX
C3
C4
C5
C6
C7
C8
4
EB1
EB2
E10
E8
E7
Contact de vie
Alimentation
=
=
(~)
+
-
C1
C2
Port B
Port A
Interface Ethernet
4_21_LSA4786us.pdf
Interface USB-DIGSI
5
6
B
A
EB3
7
8
9
10
1
IA
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
F8
4
5
6
SB 2
C14
C13
C12
SB3
E1
E2
E3
E4
E5
E6
D9
D10
D11
D12
D13
D14
IC
I N, INS
SB4
E9 Q2
E11
E12
E13
E14
3
C11
C9
C10
VA, VAB, Vph-n
VB, VBC
SB5
VC, VN, Vsyn, VX
SB6
C3
C4
C5
C6
C7
C8
EB1
D1
D2
D3
D4
D5
D6
D7
D8
EB4
EB2
EB3
EB5
SB7
SB8
E10
E8
E7
Contact de vie
Alimentation
=
=
(~)
EB7
7
C1
C2
Port B
4_22_LSA4787us.pdf
Interface USB-DIGSI
9
-
EB6
Port A
Interface Ethernet
8
+
10
B
A
2
I B, IN2
SB 1
1
IA
I B, IN2
SB 1
C11
C9
C10
SB 2
C14
C13
C12
2
SB3
E1
E2
E3
E4
E5
E6
3
IC
I N, INS
SB4
4_23_Visio-kl-uebers-7sx807-us.pdf
SB5
C3
C4
C5
C6
C7
C8
EB1
D1
D2
D3
D4
D5
D6
D7
D8
D9
D10
D11
D12
D13
D14
EB4
4
EB2
EB3
EB5
E10
E8
E7
Contact de vie
Alimentation
=
=
(~)
+
-
5
C1
C2
6
EB6
EB7
Port B
EB8
EB9
Port A
Interface Ethernet
EB10
EB11
Interface USB-DIGSI
B
A
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
F8
7
8
Fig. 4/23 Potection multifonction SIPROTEC 7SJ807
9
10
1
2
E9 Q2
E11
E12
E13
E14
3
4
5
6
4_24_Visio-kl-uebers-7sx808-us.pdf
7
8
IA
I B, IN2
SB 1
C11
C9
C10
SB 2
C14
C13
C12
SB3
E1
E2
E3
E4
E5
E6
IC
I N, INS
SB4
VA, VAB, Vph-n
VB, VBC
SB5
VC, VN, Vsyn, VX
C3
C4
C5
C6
C7
C8
EB1
D1
D2
D3
D4
D5
D6
D7
D8
D9
D10
D11
D12
D13
D14
EB4
EB2
EB3
EB5
Alimentation
=
=
(~)
+
-
C1
C2
EB6
EB7
Port B
EB8
EB9
Port A
Interface Ethernet
EB10
EB11
Interface USB-DIGSI
9
E10
E8
E7
Contact de vie
10
B
A
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
F8
Exemples de raccordements
Raccordement de transformateurs
de courant et de tension
Raccordement standard
52
52
52
Boîtier de montage en saillie/encastrable
P2
S2
P1
S1
A
B
F1
IA
F2
F3
IB
F4
F5
IC
F6
IN
F7
C
2
4_25_LSA4789-en.pdf
Pour les réseaux à la terre, le courant
de terre est calculé à partir des
courants de phase, par le circuit de
courant résiduel.
1
A
B
C
F8
SIPROTEC
3
Fig. 4/25 Circuit de courant résiduel sans élément directionnel
4
A
B
C
A
B
b
5
a
VA-N
52
52
52
VB-N
E12
E13
VC-N
E 14
IA
F1
L
l
K
k
A
B
F2
IB
F3
F4
IC
F5
F6
IN
F7
F8
6
4_26_LSA4791-en.pdf
E9
E11
7
SIPROTEC
C
8
Fig. 4/26 Circuit de courant résiduel avec élément directionnel
52
52
F1
F3
L
l
K
k
A
B
C
L
l
K
k
9
52
F5
F8
IA
IB
IC
INs
SIPROTEC
F2
F4
F6
F7
Pour les réseaux d'alimentation à
faibles courants de terre, par ex.
les réseaux isolés ou compensés, le
courant de terre se mesure par un
transformateur de courant homopolaire.
A
B
C
10
Fig. 4/27 Détection de courant sensible à la terre sans élément directionnel
Raccordement pour réseaux
compensés
2
3
A
B
C
A
B
da
dn
a
b
52
52
52
E9
VA-B
E11
VC-B
E12
E 13
VN
E 14
F1
F3
4
L
l
K
k
A
5
B
F5
C
L
l
K
k
F8
IA
LSA4792a-en.pdf
1
Le schéma ci-joint indique le raccordement de 2 tensions phase-terre, de la
tension VE d'un enroulement triangle
ouvert, et d'un transformateur de
courant neutre à équilibre de phase
pour le courant à la terre. Ce raccordement, qui doit être utilisé dans
les réseaux compensés, assure un
maximum de précision à la détection
directionnelle de défaut à la terre.
F2
IB
F4
IC
F6
INs
F7
SIPROTEC
Fig. 4/28 Détection directionnelle sensible de défaut à la terre avec
élément directionnel pour les phases
6
Détection directionnelle sensible de
défaut à la terre.
7
A
B
C
A
B
da
52
52
52
E13
8
F1
F3
9
L
l
K
k
A
B
C
L
l
K
k
F5
F8
VN
IA
IB
IC
INs
SIPROTEC
Fig. 4/29 Détection directionnelle sensible de défaut à la terre
10
E 14
F2
F4
F6
F7
dn
Raccordement pour fonction
synchrocheck
52
52
52
A
B
a
b
E9
A
a
B
A
b
a
B
b
E11
F1
F3
l
K
k
A
B
C
VA-B
2
E12
E14
E13
L
1
VC-B
VSyn
IA
IB
3
F2
F4
F5
IC
F8
F7
IN
F8
SIPROTEC
4_30_LSA4858-en.pdf
Si aucune protection directionnelle
de défaut à la terre n'est utilisée, le
raccordement peut s'effectuer juste
avec des transformateurs de courant à
2 phases. Pour la protection directionnelle de court-circuit entre phases, les
tensions sur 2 phases acquises avec
les 2 transformateurs primaires sont
suffisantes.
A
B
C
4
Fig. 4/30 Mesurage de la tension du jeu de barres et de la tension de
sortie du départ pour synchronisation
5
6
7
8
9
10
Types de raccordements
Aperçu des types de raccordements
1
2
3
4
5
Type de réseau
Fonction
Raccordement de courant
Raccordement de tension
Réseaux à la terre (à faible résistance)
Protection non directionnelle de
surintensité phase/terre
Circuit résiduel qui nécessite des
transformateurs de courant triphasé et accepte des transformateurs de courant neutre à équilibre
de phases
–
Protection de défaut à la terre
sensible
Nécessite des transformateurs
de courant neutre à équilibre de
phases
–
Réseaux isolés ou compensés
Phases de protection de surintensité non directionnelle
Circuit résiduel à transformateurs
biphasés ou triphasés possible
–
(Réseaux à la terre (à faible résistance)
triphasés possible
Raccordement phase-terre ou
phase-phase
Réseaux isolés ou compensés
biphasés ou triphasés possible
Raccordement phase-terre ou
phase-phase
Protection directionnelle de surintensité, défauts à la terre
Montage en sommation des TC
phase ou tore homopolaire possible
Raccordement phase-terre requis
Réseaux isolés
sensible
Un montage en sommation des TC
phase si Ie > 0,05 In ; sinon le tore
homopolaire est nécessaire
Raccordement phase-terre (3 fois)
ou raccordement phase-terre
triangle ouvert
Réseaux compensés
sensible
mesure de cos j
Le tore homopolaire est nécessaire
Raccordement phase-terre (3 fois)
ou raccordement phase-terre
triangle ouvert
Tableau 4/4 Différents types de raccordements
6
7
8
9
10

Protection de surintensité SIPROTEC 7SJ80

Transcription

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