IEC 62271-100:2001/AMD2:2006
(Amendment)Amendment 2 - High-voltage switchgear and controlgear - Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers
Amendment 2 - High-voltage switchgear and controlgear - Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers
Amendement 2 - Appareillage à haute tension - Partie 100: Disjoncteurs à courant alternatif à haute tension
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL IEC
STANDARD 62271-100
AMENDMENT 2
2006-07
Amendment 2
High-voltage switchgear and controlgear –
Part 100:
High-voltage alternating-current circuit-breakers
This English-language version is derived from the original
bilingual publication by leaving out all French-language
pages. Missing page numbers correspond to the French-
language pages.
© IEC 2006 Copyright - all rights reserved
No part of this publication may be reproduced or utilized in any form or by any means, electronic or mechanical,
including photocopying and microfilm, without permission in writing from the publisher.
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62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 3 –
FOREWORD
This amendment has been prepared by subcommittee 17A: High-voltage switchgear and
controlgear, of IEC Technical Committee 17: Switchgear and controlgear.
The text of this amendment is based on the following documents:
FDIS Report on voting
17A/754/FDIS 17A/761/RVD
Full information on the voting for the approval of this amendment can be found in the report
on voting indicated in the above table.
The committee has decided that the contents of this amendment and the base publication will
remain unchanged until the maintenance result date indicated on the IEC web site under
"http://webstore.iec.ch" in the data related to the specific publication. At this date, the
publication will be
• reconfirmed,
• withdrawn,
• replaced by a revised edition, or
• amended.
_____________
Page 7
CONTENTS
Add, to the list, the following new Annexes L and M:
Annex L (informative) Explanatory notes on the revision of TRVs for circuit-breakers of rated
voltages higher than 1 kV and less than 100 kV
Annex M (normative) Requirements for breaking of transformer-limited faults by circuit-
breakers with rated voltage higher than 1 kV and less than 100 kV
Page 25
3 Definitions
Add, on page 31, the following definitions after 3.1.127:
3.1.128
effectively earthed neutral system
system earthed through a sufficiently low impedance such that for all system conditions the
ratio of the zero-sequence reactance to the positive-sequence reactance (X /X ) is positive
0 1
and less than 3, and the ratio of the zero-sequence resistance to the positive-sequence
reactance (R /X ) is positive and less than 1. Normally such systems are solidly earthed
0 1
(neutral) systems or low impedance earthed (neutral) systems
NOTE For the correct assessment of the earthing conditions not only the physical earthing conditions around the
relevant location but the total system is to be considered.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 5 –
3.1.129
non-effectively earthed neutral system
system other than effectively earthed neutral system, not meeting the conditions given in
3.1.128. Normally such systems are isolated neutral systems, high impedance earthed
(neutral) systems or resonant earthed (neutral) systems
NOTE For the correct assessment of the earthing conditions not only the physical earthing conditions around the
relevant location but the total system is to be considered.
Add, on page 33, the following definitions after 3.4.118:
3.4.119
cable system
system in which the TRV during breaking of terminal fault at 100 % of short-circuit breaking
current does not exceed the two-parameter envelope derived from Table 24 of this standard
NOTE 1 This definition is restricted to systems of rated voltages higher than 1 kV and less than 100 kV.
NOTE 2 Circuit-breakers of indoor substations with cable connection are generally in cable-systems.
NOTE 3 A circuit-breaker in an outdoor substation is considered to be in a cable-system if the total length of
cable (or equivalent length when capacitors are also present) connected on the supply side of the circuit-breaker is
at least 100 m. However if in an actual case with an equivalent length of cable shorter than 100 m a calculation can
show that the actual TRV is covered by the envelope defined from Table 24, then this system is considered as a
cable system.
NOTE 4 The capacitance of cable-systems on the supply side of circuit-breakers is provided by cables and/or
capacitors and/or insulated bus.
3.4.120
line system
system in which the TRV during breaking of terminal fault at 100 % of short-circuit breaking
current is covered by the two-parameter envelope derived from Table 25 of this standard and
exceeds the two-parameter envelope derived from Table 24 of this standard
NOTE 1 This definition is restricted to systems of rated voltages equal to or higher than 15 kV and less than
100 kV.
NOTE 2 In line-systems, no cable is connected on the supply side of the circuit-breaker, with the possible
exception of a total length of cable less than 100 m between the circuit-breaker and the supply transformer(s).
NOTE 3 Systems with overhead lines directly connected to a busbar (without intervening cable connections) are
typical examples of line-systems.
3.4.121
circuit-breaker class S1
circuit-breaker intended to be used in a cable system
3.4.122
circuit-breaker class S2
circuit-breaker intended to be used in a line-system, or in a cable-system with direct
connection (without cable) to overhead lines
Page 55
3.8 Index of definitions
Add the following definitions in the list of index:
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 7 –
C
Cable system. 3.4.119
Circuit-breaker class S1. 3.4.121
Circuit-breaker class S2. 3.4.122
E
Effectively earthed neutral system . 3.1.128
L
Line system . 3.4.120
N
Non-effectively earthed neutral system . 3.1.129
Page 63
4 Rating
Replace, on page 65, the existing item p) by the following:
p) characteristics for short-line faults related to the rated short-circuit breaking current, for
circuit-breakers designed for direct connection to overhead lines, irrespective of the type
of network on the source side, and rated at 15 kV and above and at more than 12,5 kA
rated short-circuit breaking current;
Page 73
4.102.2 Representation of TRV
Replace, on page 75, the existing items b) and c) by the following:
b) Two-parameter reference line (see Figure 11):
u = reference voltage (TRV peak value), in kV;
c
t = time in µs.
TRV parameters are defined as a function of the rated voltage (U ), the first-pole-to-clear
r
factor (k ) and the amplitude factor (k ) as follows:
pp af
u = k × k (2/3 ) × U
c pp af r
where k is equal to
af
1,4 for terminal fault in the case of cable systems;
1,54 for terminal fault and short-line fault, in the case of line systems;
1,25 for out-of-phase;
t for the supply side circuit for short-line fault = t (terminal fault).
t for out-of-phase = 2 × t (terminal fault).
3 3
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 9 –
c) Delay line of TRV (see Figures 10 and 11):
t = time delay, in microseconds;
d
u’ = reference voltage, in kilovolts;
t’ = time to reach u’, in microseconds
The delay line starts on the time axis at the rated time delay and runs parallel to the first
section of the reference line of rated TRV and terminates at the voltage u’ (time co-
ordinate t’).
For rated voltages lower than 100 kV:
t = 0,15 × t , for terminal fault and out-of-phase in the case of cable systems;
d 3
t = 0,05 × t , for terminal fault and short-line-fault in the case of line systems;
d 3
t = 0,15 × t , for out-of-phase in the case of line systems;
d 3
u’ = u /3 ;
c
t’ is derived from t and t according to Figure 11, t’ = t + t /3.
d 3 d 3
For rated voltages equal or higher than 100 kV:
t = 2 µs for terminal fault and for the supply side circuit for short-line fault;
d
t = 2 µs to 0,1 × t for out-of-phase;
d 1
u’ = u /2 ;
t’ is derived from u’, u /t (RRRV) and t according to Figure 10, t’ = t + u’/RRRV.
1 1 d d
Page 77
4.102.3 Standard values of TRV related to the rated short-circuit breaking current
Replace the first paragraph by the following:
Standard values of TRV for three-pole circuit-breakers of rated voltages less than 100 kV
make use of two parameters. Values are given in:
– Table 24, for cable systems;
– Table 25, for line systems.
Replace the fourth paragraph by the following:
The values given in the tables are prospective values. They apply to circuit-breakers for
general transmission and distribution in three-phase systems having service frequencies of
50 Hz or 60 Hz and consisting of transformers, overhead lines and cables.
Replace the existing item b) by the following:
b) circuit-breakers directly connected to transformers without appreciable additional
capacitance between the circuit-breaker and the transformer which provides approximately
50 % or more of the rated short-circuit breaking-current of the circuit-breaker. However the
special case of circuit-breakers of rated voltage less than 100 kV with a connection of low
capacitance to a transformer is covered in Annex M.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 11 –
Replace the existing item c) by the following:
c) circuit-breakers in substations with series reactors (information is given in 8.103.7 and in
Clause L.5 for circuit-breakers rated less than 100 kV);
Replace the sixth paragraph by the following:
The transient recovery voltage corresponding to the rated short-circuit breaking current when
a terminal fault occurs, is used for testing at short-circuit breaking currents equal to the rated
value. However, for testing with short-circuit breaking currents less than 100 % of the rated
value, other values of transient recovery voltage are specified (see 6.104.5). Further
additional requirements apply to circuit-breakers designed for direct connection to overhead
lines, rated at 15 kV and above and having rated short-circuit breaking currents exceeding
12,5 kA, which may be operated in short-line fault conditions (see 4.105).
Page 77
4.102.3 Standard values of TRV related to the rated short-circuit breaking current
Replace, on page 79, title and Table 1a by the following tables:
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 13 –
Table 24 – Standard values of transient recovery voltage for class S1 circuit-breakers –
Rated voltage higher than 1 kV and less than 100 kV –
Representation by two parameters
a
Rated Type of test First-pole- Ampli- TRV Time Time Voltage Time RRRV
voltage to-clear tude peak delay
factor factor value
u /t
c 3
U k k u u’ t’
r pp af c t3 td
kV/µs
kV p.u. p.u. kV µs µs kV µs
Terminal 1,5 1,4 6,2 41 6 2,1 20 0,15
fault
3,6
Out-of- 2,5 1,25 9,2 82 12 3,1 40 0,11
phase
Terminal 1,5 1,4 8,2 44 7 2,7 21 0,19
fault
b
4,76
Out-of- 2,5 1,25 12,1 88 13 4,0 43 0,14
phase
Terminal 1,5 1,4 12,3 51 8 4,1 25 0,24
fault
7,2
Out-of- 2,5 1,25 18,4 102 15 6,1 49 0,18
phase
Terminal 1,5 1,4 14,1 52 8 4,7 25 0,27
fault
b
8,25
Out-of- 2,5 1,25 21,1 104 16 7,0 50 0,20
phase
Terminal
1,5 1,4 20,6 61 9 6,9 29 0,34
fault
Out-of- 2,5 1,25 30,6 122 18 10,2 59 0,25
phase
Terminal 1,5 1,4 25,7 66 10 8,6 32 0,39
fault
b
Out-of- 2,5 1,25 38,3 132 20 12,8 64 0,29
phase
Terminal 1,5 1,4 30 71 11 10,0 34 0,42
fault
17,5
Out-of- 2,5 1,25 44,7 142 21 14,9 69 0,31
phase
Terminal 1,5 1,4 41,2 87 13 13,7 42 0,47
fault
Out-of- 2,5 1,25 61,2 174 26 20,4 84 0,35
phase
Terminal 1,5 1,4 44,2 91 14 14,7 44 0,49
fault
b
25,8
Out-of- 2,5 1,25 65,8 182 27 21,9 88 0,36
phase
Terminal 1,5 1,4 61,7 109 16 20,6 53 0,57
fault
Out-of-
2,5 1,25 91,9 218 33 30,6 105 0,42
phase
Terminal 1,5 1,4 65,2 109 16 21,7 53 0,60
fault
b
Out-of- 2,5 1,25 97,0 218 33 32,3 105 0,45
phase
Terminal 1,5 1,4 82,8 125 19 27,6 60 0,66
fault
b
48,3
Out-of- 2,5 1,25 123 250 38 41,1 121 0,49
phase
Terminal 1,5 1,4 89,2 131 20 29,7 63 0,68
fault
Out-of- 2,5 1,25 133 262 39 44,2 127 0,51
phase
Terminal 1,5 1,4 124 165 25 41,4 80 0,75
fault
72,5
Out-of- 2,5 1,25 185 330 50 61,7 160 0,56
phase
a
RRRV = rate of rise of recovery voltage.
b
Used in North America.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 15 –
c
Table 25 – Standard values of transient recovery voltage for class S2 circuit-breakers –
Rated voltage equal to or higher than 15 kV and less than 100 kV –
Representation by two parameters
a
Rated Type of test First-pole- Ampli- TRV Time Time Voltage Time RRRV
voltage to-clear tude peak delay
factor factor value
u /t
c 3
U k k u t t u’ t’
r pp af c 3 d
kV/µs
kV p.u. p.u. kV µs µs kV µs
b
15 Terminal fault 1,5 1,54 28,3 31 2 9,4 12 0,91
Short-line 1 1,54 18,9 31 2 6,3 12 0,61
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 38,3 62 9 12,8 30 0,62
17,5 Terminal fault 1,5 1,54 33,0 34 2 11,0 13 0,97
Short-line 1 1,54 22,0 34 2 7,3 13 0,65
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 45 68 10 14,9 33 0,65
24 Terminal fault 1,5 1,54 45,3 43 2 15,1 16 1,05
Short-line 1 1,54 30,2 43 2 10,1 16 0,70
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 61 86 13 20,4 42 0,71
b
25,8 Terminal fault 1,5 1,54 48,7 45 2 16,2 17 1,08
Short-line 1 1,54 32,4 45 2 10,8 17 0,72
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 66 90 14 21,9 44 0,73
36 Terminal fault 1,5 1,54 67,9 57 3 22,6 22 1,19
Short-line 1 1,54 45,3 57 3 15,1 22 0,79
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 92 114 17 30,6 55 0,81
b
38 Terminal fault 1,5 1,54 71,7 59 3 23,9 23 1,21
Short-line 1 1,54 47,8 59 3 15,9 23 0,81
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 97 118 18 32,3 57 0,82
b
48,3 Terminal fault 1,5 1,54 91,1 70 4 30,4 27 1,30
Short-line 1 1,54 60,7 70 4 20,2 27 0,87
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 123 140 21 41,1 68 0,88
52 Terminal fault 1,5 1,54 98,1 74 4 32,7 28 1,33
Short-line 1 1,54 65,4 74 4 21,8 28 0,88
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 133 148 22 44,2 72 0,90
72,5 Terminal fault 1,5 1,54 137 93 5 45,6 36 1,47
Short-line 1 1,54 91,2 93 5 30,4 36 0,98
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 185 186 28 61,7 90 0,99
a
RRRV = rate of rise of recovery voltage.
b
Used in North America.
c
For short-line faults: transient recovery voltage and time quantities are those of the supply circuit. Short-line fault is
only applicable for circuit-breakers designed for direct connection to overhead lines.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 17 –
Replace, on page 85 and Amendment 1, the heading of Table 2 by the following:
Table 2 – Standard multipliers for transient recovery voltage values for second and
third clearing poles for rated voltages above 1 kV
Replace, on page 85, NOTE 1 by the following:
NOTE 1 Values for rated voltages less than 100 kV are under consideration.
Page 89
4.105 Characteristics for short-line faults
Replace the existing text of 4.105 by the following:
Characteristics for short-line faults are required for class S2 circuit-breakers designed for
direct connection to overhead lines (without intervening cable connections) and having a rated
voltage of 15 kV and above and a rated short-circuit breaking current exceeding 12,5 kA.
These characteristics relate to the breaking of a single-phase earth fault in a system with
earthed neutral, where the first-pole-to-clear factor is equal to 1,0.
NOTE In this standard, a single-phase test at phase-to-earth voltage covers all types of short-line fault (see
Annex L, Clause L.3).
The short-line fault circuit is composed of a supply circuit on the source side of the circuit-
breaker and a short-line on its load side (see Figure 15), with the following characteristics:
a) supply circuit characteristics:
– voltage equal to the phase-to-earth voltage U /√3 corresponding to the rated voltage U
r r
of the circuit-breaker;
– short-circuit current, in case of terminal fault, equal to the rated short-circuit breaking
current of the circuit-breaker;
− prospective transient recovery voltage, in case of short-line fault, given by the
standard values in
ƒ Table 25, for circuit-breakers in line systems with rated voltages less than 100 kV ;
ƒ Tables 1b and 1c, for circuit-breakers with rated voltages from 100 kV up to and
including 170 kV;
ƒ Table 1d, for circuit-breakers with rated voltages 245 kV and above.
– ITRV characteristics for circuit-breakers of 100 kV and above derived from Table 3.
b) line characteristics:
– standard values of the RRRV factor, based on a surge impedance Z of 450 Ω, the peak
factor k and the line side time delay t are given in Table 4. For determination of the
dL
line side time delay and the rate-of-rise of the line side voltage, see Figure 16;
− the method for calculation of transient recovery voltages from the characteristics is
given in Annex A.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 19 –
Replace, on page 91, the existing Table 4, by the following new table:
Table 4 – Standard values of line characteristics for short-line faults
Rated Number of Surge Peak RRRV factor Time
voltage conductors impedance factor delay
per phase 50 Hz I 60 Hz
U Z k s* t
r dL
kV
Ω (kV/µs)/kA µs
1 450 1,6 0,200 0,240 0,1
15 ≤ U ≤ 38
r
48,3 ≤ U ≤ 170 1 to 4 450 1,6 0,200 0,240 0,2
r
1 to 4 450 1,6 0,200 0,240 0,5
U ≥ 245
r
NOTE These values cover the short-line faults dealt with in this standard. For very short lines
(t < 5t ) not all requirements as given in the table can be met. The procedures for approaching very
L dL
short lines will be given in the application guide to this standard (currently prepared by CIGRE WG A3-
11).
* For the RRRV factor s, see Annex A.
Page 91
4.106 Rated out-of-phase making and breaking current
Replace the existing item b) by the following:
b) the transient recovery voltage shall be in accordance with:
– Table 24, for circuit-breakers in cable systems with rated voltages less than 100 kV;
– Table 25, for circuit-breakers in line systems with rated voltages less than 100 kV;
– Tables 1b and 1c, for circuit-breakers with rated voltages from 100 kV up to and
including 170 kV;
– Table 1d, for circuit-breakers with rated voltages 245 kV and above.
Page 111
Table 6 – Nameplate information
Replace, on page 113, the row on classification with the following:
Abbrevi- Unit Circuit- Operating Condition:
ation breaker device Marking only required if
Classification y If different from E1, C1, M1,
S1 for rated voltages less
than 100 kV
If different from E1, C1, M1
for rated voltages 100 kV
and above
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 21 –
Page 119
Table 7 – Type tests
Replace “short-line fault tests *” by the following:
* #
Short-line fault tests (U ≥ 15 kV and I > 12,5 kA, in case of direct connection to
r sc
overhead lines in systems with earthed neutral)
Page 203 and Amendment 1
6.104.5.1 General
Replace, on page 205, the fifth paragraph and item a) by the following:
TRV parameters are defined as follows as a function of the rated voltage (U ), the first-pole-
r
to-clear factor (k ) and the amplitude factor (k ). The actual values of k and k are stated
pp af pp af
in Tables 24, 25, 1b, 1c, 26, 27, 14a and 14b. The first-pole-to-clear factor kpp is 1,3 as listed
in Table 14a for all circuit-breakers rated 100 kV and above where systems are usually
effectively earthed. For non-effectively earthed systems from 100 kV to 170 kV, kpp = 1,5 as
listed in Table 14b.
a) For rated voltages less than 100 kV
A representation by two parameters of the prospective TRV is used for all test-duties.
– In Table 26, for circuit-breakers in cable systems.
u = k × k (2/3 ) × U where k is equal to 1,4 for test-duty T100, 1,5
TRV peak value
c pp af r af
for test-duty T60, 1,6 for test duty T30 and 1,7 for test duty T10, 1,25 for out-of-phase
breaking.
Time t for test-duty T100 is taken from Table 24. Time t for test-duties T60, T30 and T10
3 3
is obtained by multiplying the time t for test-duty T100 by 0,44 (for T60), 0,22 (for T30)
and 0,22 (for T10).
– In Table 27, for circuit-breakers in line systems.
TRV peak value u = k × k (2/3 ) × U where k is equal to 1,54 for test-duty T100 and
c pp af r
af
the supply side circuit for short-line fault, 1,65 for test-duty T60, 1,74 for test duty T30 and
1,8 for test duty T10, 1,25 for out-of-phase breaking.
Time t for test-duty T100 is taken from Table 25 Time t for test-duties T60, T30 and T10
.
3 3
is obtained by multiplying the time t for test-duty T100 by 0,67 (for T60), 0,40 (for T30)
and 0,40 (for T10).
– Time delay t for test-duty T100 is 0,15 × t for cable systems, 0,05 × t for line systems,
d 3 3
0,05 × t for the supply side circuit for short-line fault.
– Time delay t is 0,15 × t for test-duties T60, T30 and T10 and for out-of-phase breaking.
d 3
– Voltage u'=u /3.
c
– Time t' is derived from u', t and t according to Figure 11, t’ = t + t /3.
3 d d 3
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 23 –
Page 207 and Amendment 1
6.104.5.2 Test duties T100s and T100a
Replace the first five paragraphs by the following:
For rated voltages less than 100 kV, the specified standard values are given in
– Table 26 for circuit-breakers in cable systems,
– Table 27 for circuit-breakers in line systems.
For rated voltages of 100 kV and above, the specified standard values are given in Tables
14a and 14b.
The specific reference lines, delay lines and ITRV are given by the standard values in Tables
24, 25, 1b, 1c, 1d, 2 and 3.
With reference to ITRV, if a test is made with a TRV following the straight reference line
specified in requirement b) of 6.104.5.1 and shown in Figure 12b, it is assumed that the effect
on the circuit-breaker is similar to that of any ITRV defined in requirement b) of 6.104.5.1 and
Figure 12b.
Owing to limitations of the testing station, it may not be feasible to comply with the
requirement of item b) of 6.104.5.1 with respect to the time delay t as specified in Tables 1b,
d
1c or 1d. Where short-line fault duties are also to be performed, any such deficiency of the
TRV of the supply circuit shall be compensated by an increase of the voltage excursion to the
first peak of the line-side voltage (see 6.109.3). The time delay of the supply circuit shall be
as small as possible, but shall in any case not exceed the values given in brackets in Table
27 or Table 14a or Table 14b.
Page 209 and Amendment 1
6.104.5.3 Test-duty T60
Replace the text of 6.104.5.3 by the following:
For rated voltages less than 100 kV, the specified standard values are given in
– Table 26 for circuit-breakers in cable systems,
– Table 27 for circuit-breakers in line systems.
For rated voltages of 100 kV and above, the specified standard values are given in Table 14a
and Table 14b.
6.104.5.4 Test-duty T30
Replace the text of 6.104.5.4 by the following:
a) For rated voltages less than 100 kV, the specified standard values are given in
– Table 26 for circuit-breakers in cable systems,
– Table 27 for circuit-breakers in line systems.
In direct or synthetic testing, it may be difficult to meet the small values of time t . The
shortest time that can be met should be used but not less than the values specified. The
values used shall be stated in the test report.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 25 –
b) For rated voltages of 100 kV and above, the specified standard values are given in Tables
14a and 14b.
NOTE The contribution of transformers to the short-circuit current is relatively larger at smaller values of short-
circuit current as in T30 and T10 conditions. However, most systems have effectively earthed neutrals at ratings of
100 kV and above. With the system and transformer neutrals effectively earthed, the first-pole-to-clear factor of 1,3
is applicable for all test duties. In some systems for rated voltages of 100 kV up to and including 170 kV,
transformers with non-effectively earthed neutrals are in service, even though the rest of the system may have
effectively earthed neutrals. Such systems are considered special cases and are covered in Tables 1c and 14b
where the TRVs specified for all test duties are based on a first-pole-to-clear factor of 1,5. For rated voltages
above 170 kV, all systems and their transformers are considered to have effectively earthed neutrals.
6.104.5.5 Test-duty T10
Replace the text of 6.104.5.5 by the following:
a) For rated voltages less than 100 kV, the specified standard values are given in
– Table 26 for circuit-breakers in cable systems,
– Table 27 for circuit-breakers in line systems.
b) For rated voltages of 100 kV and above, the specified standard values are given in Tables
14a and 14b. The time t is a function of the natural frequency of transformers.
In direct or synthetic testing, for rated voltages 1 kV and above, it may be difficult to meet the
small values of time t . The shortest time that can be met should be used but not less than
the values specified. The values used shall be stated in the test report.
Page 213
Table 13 – Standard values of prospective transient recovery voltage – Rated voltage below
100 kV – Representation by two parameters
Replace Table 13 by the following Tables 26 and 27:
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 27 –
Table 26 – Standard values of prospective transient recovery voltage for class S1
circuit-breakers – Rated voltage higher than 1 kV and less than 100 kV –
Representation by two parameters
a
Rated Test duty First-pole- Ampli- TRV Time Time Voltage Time RRRV
voltage to-clear tude peak delay
factor factor value
u /t
c 3
U k k u t t u’ t’
r pp af c 3 d
kV/µs
kV p.u. p.u. kV µs µs kV µs
T100 1,5 1,4 6,2 41 6 2,1 20 0,15
T60 1,5 1,5 6,6 18 3 2,2 9 0,37
3,6
T30 1,5 1,6 7,1 9 1,4 2,4 4,4 0,79
T10 1,5 1,7 7,5 9 1,4 2,5 4,4 0,83
T100 1,5 1,4 8,2 44 7 2,7 21 0,19
T60 1,5 1,5 8,7 19 3 2,9 9 0,46
b
4,76
T30 1,5 1,6 9,3 10 1,5 3,1 5 0,93
T10 1,5 1,7 9,9 10 1,5 3,3 5 0,99
T100 1,5 1,4 12,3 51 8 4,1 25 0,24
T60 1,5 1,5 13,2 22 3 4,4 11 0,60
7,2
T30 1,5 1,6 14,1 11 2 4,7 5 1,28
T10 1,5 1,7 15,0 11 2 5,0 5 1,36
T100 1,5 1,4 14,1 52 8 4,7 25 0,27
T60 1,5 1,5 15,2 23 3 5,1 11 0,66
b
8,25
T30 1,5 1,6 16,2 11 2 5,4 6 1,47
T10 1,5 1,7 17,2 11 2 5,7 6 1,56
T100 1,5 1,4 20,6 61 9 6,9 29 0,34
T60 1,5 1,5 22,0 27 4 7,3 13 0,81
T30 1,5 1,6 23,5 13 2 7,8 6 1,81
T10 1,5 1,7 25,0 13 2 8,3 6 1,92
T100 1,5 1,4 25,7 66 10 8,6 32 0,39
T60 1,5 1,5 27,6 29 4 9,2 14 0,95
b
T30 1,5 1,6 29,4 15 2 9,8 7 1,96
T10 1,5 1,7 31,2 15 2 10,4 7 2,08
T100 1,5 1,4 30,0 71 11 10,0 34 0,42
T60 1,5 1,5 32,1 31 5 10,7 15 1,04
17,5
T30 1,5 1,6 34,3 16 2 11,4 8 2,14
T10 1,5 1,7 36,4 16 2 12,1 8 2,28
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 29 –
Table 26 (continued)
a
Rated Test duty First-pole- Ampli- TRV Time Time Voltage Time RRRV
voltage to-clear tude peak delay
factor factor value
u /t
c 3
U k k u t t’
r t t
pp af c 3
d d
kV/µs
kV p.u. p.u kV µs µs kV µs
T100 1,5 1,4 41 87 13 13,7 42 0,47
T60 1,5 1,5 44,1 38 6 14,7 19 1,16
T30 1,5 1,6 47,0 19 3 15,7 9 2,47
T10 1,5 1,7 50 19 3 16,7 9 2,63
T100 1,5 1,4 44,2 91 14 14,7 44 0,49
T60 1,5 1,5 47,4 40 6 15,8 18 1,19
b
25,8
T30 1,5 1,6 50,6 20 3 16,9 10 2,53
T10 1,5 1,7 53,7 20 3 17,9 10 2,69
T100 1,5 1,4 61,7 109 16 20,6 53 0,57
T60 1,5 1,5 66,1 48 7 22 23 1,38
T30 1,5 1,6 70,5 24 3,6 23,5 12 2,94
T10 1,5 1,7 75,0 24 3,6 25 12 3,13
T100 1,5 1,4 65,2 109 16 21,7 53 0,60
T60 1,5 1,5 69,8 48 7 23,3 23 1,45
b
T30 1,5 1,6 74,5 24 3,6 24,8 12 3,1
T10 1,5 1,7 79,1 24 3,6 26,4 12 3,3
T100 1,5 1,4 82,8 125 19 27,6 60 0,66
T60 1,5 1,5 88,7 55 8 29,6 27 1,61
b
48,3
T30 1,5 1,6 94,6 28 4 31,5 13 3,38
T10 1,5 1,7 101 28 4 33,5 13 3,61
T100 1,5 1,4 89,2 131 20 29,7 63 0,68
T60 1,5 1,5 95,5 58 9 31,8 28 1,65
T30 1,5 1,6 102 29 4 34 14 3,52
T10 1,5 1,7 108 29 4 36,1 14 3,72
T100 1,5 1,4 124 165 25 41,4 80 0,75
T60 1,5 1,5 133 73 11 44,4 35 1,82
72,5
T30 1,5 1,6 142 36 5 47,4 18 3,94
T10 1,5 1,7 151 36 5 50,3 18 4,19
a
RRRV = rate of rise of recovery voltage.
b
Used in North America.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 31 –
c
Table 27 – Standard values of prospective transient recovery voltage
for class S2 circuit-breakers – Rated voltage equal to or higher than 15 kV
and less than 100 kV – Representation by two parameters
a
Rated Test duty First-pole- Ampli- TRV Time Time Voltage Time RRRV
voltage to-clear tude peak delay
factor factor value
u /t
c 3
U k k u t t u’ t’
r pp af c 3 d
kV/µs
kV p.u. p.u. kV µs µs kV µs
T100 1,5 1,54 28,3 31 2 (5) 9,4 12 (15) 0,91
T60 1,5 1,65 30,3 21 3 10,1 10 1,44
b
T30 1,5 1,74 32,0 12,5 2 10,7 6 2,56
T10 1,5 1,80 33,1 12,5 2 11,0 6 2,67
T100 1,5 1,54 33,0 34 2 (5) 11,0 13 (17) 0,97
T60 1,5 1,65 35,3 23 3 11,8 11 1,53
17,5
T30 1,5 1,74 37,3 14 2 12,4 7 2,66
T10 1,5 1,8 38,6 14 2 12,9 7 2,76
T100 1,5 1,54 45,3 43 2 (6) 15,1 16 (21) 1,05
T60 1,5 1,65 48,4 29 4 16,1 14 1,67
T30 1,5 1,74 51,2 17 3 17,0 8 3,01
T10 1,5 1,8 52,9 17 3 17,6 8 3,11
T100 1,5 1,54 48,7 45 2 (7) 16,2 17 (22) 1,08
T60 1,5 1,65 52,1 30 5 17,4 15 1,74
b
25,8
T30 1,5 1,74 55,0 18 3 18,3 9 3,06
T10 1,5 1,8 56,9 18 3 19,0 9 3,16
T100 1,5 1,54 67,9 57 3 (9) 22,6 22 (28) 1,19
T60 1,5 1,65 72,7 38 6 24,2 18 1,91
T30 1,5 1,74 76,7 23 3 25,6 11 3,33
T10 1,5 1,8 79,4 23 3 26,5 11 3,45
T100 1,5 1,54 71,7 59 3 (9) 23,9 23 (29) 1,22
T60 1,5 1,65 76,8 40 6 25,6 19 1,92
b
T30 1,5 1,74 81,0 24 4 27,0 11,9 3,38
T10 1,5 1,8 83,8 24 4 28,0 11,9 3,49
T100 1,5 1,54 91,1 70 4 (11) 30,4 27 (34) 1,30
T60 1,5 1,65 97,5 47 7 32,5 23 2,07
b
48,3
T30 1,5 1,74 103 28 4 34,3 13,5 3,68
T10 1,5 1,8 107 28 4 35,5 13,5 3,82
T100 1,5 1,54 98,1 74 4 (11) 32,7 28 (36) 1,33
T60 1,5 1,65 105 50 7 35,0 24 2,10
T30 1,5 1,74 111 30 4 36,9 14 3,70
T10 1,5 1,8 115 30 4 38,3 14 3,83
T100 1,5 1,54 137 93 5 (14) 45,6 36 (45) 1,47
T60 1,5 1,65 146 62 9 48,8 30 2,35
72,5
T30 1,5 1,74 155 37 6 51,5 18 4,19
T10 1,5 1,8 160 37 6 53,3 18 4,32
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 33 –
Table 27 (continued)
a
RRRV = rate of rise of recovery voltage.
b
Used in North America.
c
Where two values of the times t and t’ are given, separated by brackets (T100), the one in brackets can be used
d
if short-line fault tests are also made. If this is not the case, the lower values of t and t’ apply.
d
Page 227 and Amendment 1
6.106.1 Test-duty T10
Replace the text of 6.106.1 by the following:
Test-duty T10 consists of the rated operating sequence at 10 % of the rated short-circuit
breaking current with a d.c. component of less than 20 % and a transient and power
frequency recovery voltage as specified in 6.104.5.5 and 6.104.7 (see also Tables 26, 27, 14a
and 14b).
6.106.2 Test-duty T30
Replace the text of 6.106.2 by the following:
Test-duty T30 consists of the rated operating sequence at 30 % of the rated short-circuit
breaking current with a d.c. component of less than 20 % and a transient and power
frequency recovery voltage as specified in 6.104.5.4 and 6.104.7 (see also Tables 26, 27, 14a
and 14b).
6.106.3 Test-duty T60
Replace the text of 6.106.3 by the following:
Test-duty T60 consists of the rated operating sequence at 60 % of the rated short-circuit
breaking current with a d.c. component of less than 20 % and a transient and power
frequency recovery voltage as specified in 6.104.5.3 and 6.104.7 (see also Tables 26, 27, 14a,
14b).
6.106.4 Test-duty T100s
Replace the first paragraph of 6.106.4 by the following:
Test-duty T100s consists of the rated operating sequence at 100 % of the rated short-circuit
breaking current, taking account of 6.104.3, and with
– a transient and power frequency recovery voltage as specified in Tables 26, 27, 14a, 14b
and 6.104.7, and
– 100 % of the rated short-circuit making current, taking account of 6.104.2, and
– an applied voltage as specified in 6.104.1.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 35 –
Page 237
6.108.2 Test current and recovery voltage
Replace the second paragraph of 6.108.2 by the following:
The d.c. component of the breaking current shall not exceed 20 % of the a.c. component. The
transient recovery voltage shall meet the requirements of items a) and b) of 6.104.5.1.
Standard values are derived from u , t , u and t of Tables 24, 25, 1b and 1c. The values to
1 1 c 3
be used for single-phase and double earth fault tests are given in Table 16 marked by the
index ( ):
sp
Page 239
6.109 Short-line fault tests
6.109.1 Applicability
Replace the text of 6.109.1 by the following:
Short-line fault tests are short-circuit tests additional to the basic short-circuit test-duties
covered by 6.106. These tests shall be made to determine the ability of a circuit-breaker to
break short-circuit currents under short-line fault conditions characterised by a transient
recovery voltage as a combination of the source and the line side components.
Short-line fault tests are applicable only to class S2 circuit-breakers designed for direct
connection to overhead lines, irrespective of the type of network on the source side, having a
rated voltage of 15 kV and above and a rated short-circuit breaking current exceeding 12,5 kA.
6.109.2 Test current
Replace the text of 6.109.2 by the following:
The test current shall take into account the source and line side impedances. The source side
impedance shall be that corresponding to approximately 100 % rated short-circuit breaking
current I and the phase-to-earth value of the rated voltage U .
sc r
Standard values of the line side impedance are specified corresponding to a reduction of the
a.c. component of the rated short-circuit breaking current to:
– 90 % (L ) and 75 % (L ) for circuit-breakers with a rated voltage equal to or higher than
90 75
48,3 kV,
– 75 % (L ) for circuit-breakers with a rated voltage 15 kV and above and less than
48,3 kV.
In a test, the line length represented on the line side of a circuit-breaker may differ from the
length of the line corresponding to currents equal to 90 % and 75 % of the rated short-circuit
breaking current.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 37 –
For rated voltages equal or higher than 48,3 kV, tolerances on these standardised lengths are
–20 % and 0 % for tests at 90 % of the rated short-circuit breaking current and ±20 % for
tests at 75 % of the rated short-circuit breaking current.
For rated voltages equal and higher than 15 kV and less than 48,3 kV, tolerances on these
standardised lengths are 0 % and –20 % for tests at 75 % of the rated short-circuit breaking
current.
These tolerances for the line lengths give the following deviations of the short-circuit currents:
− L at 0 % deviation: I = 90 % of I ;
90 L sc
− L at –20 % deviation: I = 92 % of I ;
90 L sc
− L at +20 % deviation: I = 71 % of I ;
75 L sc
− L at 0 % deviation: I = 75 % of I ;
75 L sc
– L at –20 % deviation: I = 79 % of I .
75 L sc
For the case stated in 6.109.4, item c) another test (L ) at 60 % of the rated short-circuit
breaking current is required. The tolerance on the corresponding standardised line length is
±20 %. This results in the following deviations of the short-circuit current:
L at +20 % deviation: I = 55 % of I ;
−
60 L sc
L at –20 % deviation: I = 65 % of I .
−
60 L sc
For further information see Annex J and Clause L.3.
Page 245
6.109.4 Test-duties
Replace the text of 6.109.4 by the following:
The short-line fault tests shall be single-phase tests. The series of test-duties is specified
below. Each test-duty consists of the rated operating sequence. For convenience of testing,
the closing operations may be performed as no-load operations.
The test circuit shall be in accordance with 6.109.3.
For these test-duties, the percentage d.c. component at the instant of contact separation shall
be less than 20 % of the a.c. component.
The test-duties related to test currents according to 6.109.2 are as follows:
a) Test-duty L
At the current for L given in 6.109.2 and the appropriate prospective transient recovery
voltage.
This test duty is only mandatory for circuit-breakers with a rated voltage equal to or higher
than 48,3 kV.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 39 –
b) Test-duty L
At the current for L given in 6.109.2 and the appropriate prospective transient recovery
voltage.
c) Test-duty L
At the current for L given in 6.109.2 and the appropriate prospective transient recovery
voltage.
This test-duty is mandatory only for circuit-breakers with a rated voltage equal to or higher
than 48,3 kV and only if the minimum arcing time obtained during test-duty L is a quarter
of a cycle or more longer than the minimum arcing time determined during test-duty L .
Page 275
6.111.10 Tests with specified TRV
Replace Table 20 by the following:
Table 20 – Specified values of u , t , u , and t
1 1 c 2
Test-duties Recovery voltage values of Time values of Figure 54
Figure 54 in relation to the peak
value of the test voltage
u u t t
c 1 1 2
p.u. p.u.
< 0,02k * t or t in 4.102.3
1 > 1,98 > 8,7 ms for 50 Hz
af 1 3
for terminal fault
< 0,05k *
2 > 1,95 7,3 ms for 60 Hz
af
NOTE For single-phase synthetic tests the prospective recovery voltage is calculated based on the test
voltage of the corresponding single-phase direct test.
* k = amplitude factor = 1,4 (see Tables 24, 1b and 1c) for class S1 circuit-breakers.
af
* k = amplitude factor = 1,54 (see Table 25) for class S2 circuit-breakers.
af
Page 295
Replace the title and the text of 8.103.2 by the following:
8.103.2 Selection of rated transient recovery voltage (TRV) for terminal faults,
first-pole-to-clear factor and characteristics for short-line faults
The prospective transient recovery voltage (TRV), of the system should not exceed the
reference line representing the rated transient recovery voltage specified for the circuit-
breaker; it should cross the specified delay line close to zero voltage but should not re-cross it
later (see 4.102.2). Standard values are shown in 6.104.5.
NOTE 1 The transient recovery voltages which appear when breaking the highest short-circuit currents are not
necessarily more severe than those which appear in other cases. For example, the rate-of-rise of transient
recovery voltage may be higher when breaking smaller short-circuit currents.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 41 –
In the range of rated voltages higher than 1 kV and less than 100 kV, in order to cover all
types of networks (distribution, industrial and sub-transmission) and for standardisation
purposes, two types of systems are defined:
– cable systems (see 3.4.119);
– line systems (see 3.4.120).
The following considerations should facilitate the choice by the user of the class of circuit-
breaker for rated voltages higher than 1 kV and less than 100 kV:
– standard values of TRVs specified in edition 1.1 (ed.1 + A1) of IEC 62271-100 can still be
required by specifying class S1 (these standard values of TRVs are given in Table 24);
– to cover all cases of cable systems and line systems, except those mentioned in a) , b)
and c) below, class S2 of circuit-breakers has to be specified (standard values of TRVs
are given in Table 25).
NOTE 2 In the special cases where the total length of cable (or equivalent length when capacitors are also
present) on the supply side of the circuit-breaker is between 20 m and 100 m, the system is considered as a line
system except if a calculation can show that the actual TRV is covered by the envelope defined from Table 24. If
the TRV is covered the system is then considered as a cable system.
The standard values given for rated voltages below 100 kV are applicable to a first-pole-to-
clear factor 1,5. For rated voltages 100 kV to 800 kV, the first-pole-to-clear factor is 1,3 since
most systems at 100 kV and above are effectively earthed. For rated voltages 100 kV to
170 kV, a choice of a first-pole-to-clear factor 1,5 is provided for those special cases with
non-effectively earthed neutrals (see also the Note in 6.104.5.4).
The first-pole-to-clear factor k = 1,3 is based on a system with effectively earthed neutral
pp
where three-phase faults not involving earth are considered highly improbable. For
applications in non-effectively earthed neutral systems, the first-pole-to-clear factor 1,5 should
be used. For applications in systems with effectively-earthed neutral in cases where the
probability of three-phase faults not involving earth cannot be disregarded, and for
applications in systems other than with effectively-earthed neutral systems, a first-pole-to-
clear factor of 1,5 may be necessary.
Generally it will not be necessary to consider alternative transient recovery voltages as the
standard values specified cover the majority of practical cases.
More severe conditions may occur in some cases, for example:
a) One case is when a short-circuit occurs close to a transformer but on the opposite side to
the circuit-breaker and where there is no appreciable additional capacitance between the
transformer and the circuit-breaker. In this case both the peak voltage and rate-of-rise of
transient recovery voltage may exceed the values specified in this standard.
NOTE 3 Care should also be taken when selecting a circuit-breaker for the primary side of a transformer
which may have to interrupt a short circuit on the secondary side.
For circuit-breakers with rated voltages less than 100 kV, such cases are covered in
Annex M.
NOTE 4 For circuit-breakers with rated voltages 100 kV and higher, values for TRVs for transformer limited
faults are proposed in ANSI C37.06.1 [16] for fast transient recovery voltage rise times.
b) Circuit-breakers being used next to current-limiting reactors may fail to interrupt due to the
high natural frequency of these reactors (see 8.103.7).
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 43 –
c) In the case of a short-circuit on circuit-breakers close to generators, the rate-of-rise of
transient recovery voltage may exceed the values specified in this standard.
In such cases it may be necessary for special TRV characteristics to be agreed between
manufacturer and user.
Short-line fault tests are applicable only to circuit-breakers designed for direct connection to
overhead lines, irrespective of the type of network on the source side, having a rated voltage
of 15 kV and above and a rated short-circuit breaking current exceeding 12,5 kA. When
circuit-breakers are required for installations necessitating the assignment of rated
character
...
NORME CEI
INTERNATIONALE 62271-100
AMENDEMENT 2
2006-07
Amendement 2
Appareillage à haute tension –
Partie 100:
Disjoncteurs à courant alternatif à haute tension
Cette version française découle de la publication d’origine
bilingue dont les pages anglaises ont été supprimées.
Les numéros de page manquants sont ceux des pages
supprimées.
© IEC 2006 Droits de reproduction réservés
Aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun
procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit de l'éditeur.
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CODE PRIX
V
Commission Electrotechnique Internationale
International Electrotechnical Commission
МеждународнаяЭлектротехническаяКомиссия
Pour prix, voir catalogue en vigueur
– 2 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
AVANT-PROPOS
Le présent amendement a été établi par le sous-comité 17A: Appareillage à haute tension, du
comité d'études 17 de la CEI: Appareillage.
Le texte de cet amendement est issu des documents suivants:
FDIS Rapport de vote
17A/754/FDIS 17A/761/RVD
Le rapport de vote indiqué dans le tableau ci-dessus donne toute information sur le vote ayant
abouti à l'approbation de cet amendement.
Le comité a décidé que le contenu de cet amendement et de la publication de base ne sera
pas modifié avant la date de maintenance indiquée sur le site web de la CEI sous
"http://webstore.iec.ch" dans les données relatives à la publication recherchée. A cette date,
la publication sera
• reconduite,
• supprimée,
• remplacée par une édition révisée, ou
• amendée.
_____________
Page 6
SOMMAIRE
Ajouter, à la liste, les nouvelles Annexes L et M suivantes:
Annexe L (informative) Notes explicatives sur la révision des TTR de disjoncteurs de
tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV
Annexe M (normative) Exigences pour la coupure de défauts limités par un transformateur
pour des disjoncteurs de tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV
Page 24
3 Définitions
Ajouter, à la page 30, les définitions suivantes après 3.1.127:
3.1.128
réseau à neutre effectivement à la terre
réseau qui est mis à la terre par une impédance suffisamment faible de sorte que pour toutes
les conditions de réseaux le rapport entre les composantes directe et homopolaire de la
réactance (X /X ) est positif et inférieur à 3, et le rapport entre la composante homopolaire de
0 1
la résistance et la composante directe de la réactance (R /X ) est positif et inférieur à 1.
0 1
Normalement ces réseaux sont avec neutre directement à la terre ou mis à la terre à travers
une faible impédance
NOTE Pour estimer correctement les conditions de mise à la terre, il ne faut pas seulement prendre en compte
les conditions physiques de mise à la terre autour du lieu considéré mais aussi celles de tout le réseau.
– 4 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
3.1.129
réseau à neutre non effectivement à la terre
réseau autre que ceux avec neutre effectivement à la terre, ne remplissant pas les conditions
données en 3.1.128. Normalement ces systèmes sont à neutre isolé, à neutre non
directement à la terre ou compensés par bobine d’extinction
NOTE Pour estimer correctement les conditions de mise à la terre, il ne faut pas seulement prendre en compte
les conditions physiques de mise à la terre autour du lieu considéré mais aussi celles de tout le réseau.
Ajouter, à la page 32, les définitions suivantes après 3.4.118:
3.4.119
réseau par câbles
réseau dans lequel la TTR pendant la coupure de défaut aux bornes à 100 % du pouvoir de
coupure n’excède pas l’enveloppe à deux paramètres dérivée à partir du Tableau 24 de cette
norme
NOTE 1 Cette définition est limitée aux réseaux de tensions supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV.
NOTE 2 Les disjoncteurs d’intérieur avec liaisons par câbles sont généralement dans des réseaux par câbles.
NOTE 3 Les disjoncteurs d’extérieur reliés à des lignes aériennes par câbles sont considérés comme étant dans
un réseau par câbles si la longueur totale de câbles (ou longueur équivalente lorsque des condensateurs sont
présents) connectés sur le côté alimentation aux disjoncteurs est au moins égale à 100 m. Cependant, si dans un
cas particulier, avec une longueur de câble inférieure à 100 m, il peut être montré que la TTR obtenue est couverte
par l’enveloppe définie à partir du Tableau 24, alors ce réseau est considéré comme étant un réseau par câbles.
NOTE 4 La capacitance des réseaux par câbles du côté alimentation des disjoncteurs provient des câbles et/ou
de condensateurs et/ou de jeux de barres isolés.
3.4.120
réseau aérien
réseau dans lequel la TTR pendant la coupure de défauts aux bornes à 100 % du pouvoir de
coupure est définie par l’enveloppe à deux paramètres dérivée à partir du Tableau 25 de cette
norme et excède l’enveloppe à deux paramètres dérivée à partir du Tableau 24
NOTE 1 Cette définition est limitée aux réseaux de tensions supérieures ou égales à 15 kV et inférieures à 100 kV.
NOTE 2 Dans les réseaux aériens, aucun câble n’est connecté du côté alimentation du disjoncteur, à l’exception
possible d’une longueur de câble inférieure à 100 m entre le disjoncteur et le ou les transformateurs d’alimentation.
NOTE 3 Les réseaux avec des lignes aériennes directement connectées au jeu de barre (sans connexion par
câbles) sont des exemples typiques de réseaux aériens.
3.4.121
disjoncteur de classe S1
disjoncteur prévu pour une utilisation dans un réseau par câbles
3.4.122
disjoncteur de classe S2
disjoncteur prévu pour une utilisation dans un réseau aérien ou dans un réseau par câbles
avec une connection directe (sans câble) à des lignes aériennes
Page 54
3.8 Index des définitions
Ajouter les définitions suivantes dans la liste de l’index:
– 6 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
D
Disjoncteur de classe S1 . 3.4.121
Disjoncteur de classe S2 . 3.4.122
R
Réseau aérien . 3.4.120
Réseau à neutre effectivement à la terre . 3.1.128
Réseau à neutre non effectivement à la terre. 3.1.129
Réseau par câbles . 3.4.119
Page 62
4 Caractéristiques assignées
Remplacer, à la page 64, le point p) existant par le texte suivant:
p) caractéristiques pour défauts proches en ligne liées au pouvoir de coupure assigné en
court-circuit, pour les disjoncteurs prévus pour être reliés directement à des lignes
aériennes, quel que soit le type de réseau du côté alimentation, de tension assignée égale
ou supérieure à 15 kV et de pouvoir de coupure assigné en court-circuit supérieur à
12,5 kA;
Page 72
4.102.2 Représentation de la TTR
Remplacer, à la page 74, les points b) et c) existants par ce qui suit:
b) Tracé de référence à deux paramètres (voir Figure 11):
u = tension de référence (valeur de crête de la TTR), en kV;
c
t = temps, en µs.
Les paramètres de la TTR sont définis en fonction de la tension assignée (U ), du facteur
r
de premier pôle (k ) et du facteur d’amplitude (k ) comme suit:
pp af
u = k × k (2/3 ) × U
c pp af r
où k est égal à
af
1,4 pour le défaut aux bornes dans le cas de réseaux par câbles;
1,54 pour le défaut aux bornes et le défaut proche en ligne, dans le cas de réseaux
aériens;
1,25 pour la discordance de phases;
t pour le circuit d’alimentation du défaut proche en ligne = t (défaut aux bornes);
3 3
t pour la discordance de phases = 2 × t (défaut aux bornes).
3 3
– 8 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
c) Segment définissant le retard de la TTR (voir Figures 10 et 11):
t = retard, en microsecondes;
d
u' = tension de référence, en kilovolts;
t' = temps mis pour atteindre u', en microsecondes.
Le segment définissant le retard commence sur l’axe des temps à la valeur du retard
assigné, est parallèle à la première partie du tracé de référence de la TTR assignée et se
termine à la valeur de tension u' (correspondant à l’abscisse t').
Pour les tensions inférieures à 100 kV:
t = 0,15 × t , pour le défaut aux bornes et la discordance de phase dans le cas de
d 3
réseaux par câbles;
t = 0,05 × t , pour le défaut aux bornes et le défaut proche en ligne dans le cas de
d 3
réseaux aériens;
t = 0,15 × t , pour la discordance de phase dans le cas de réseaux aériens;
d 3
/3;
u’ = u
c
t’ est déterminé à partir de t et t selon la Figure 11, t’ = t + t /3.
d 3 d 3
Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 100 kV:
t = 2 µs pour le défaut aux bornes et le circuit d’alimentation pour le défaut proche en
d
ligne;
t = 2 µs à 0,1 × t pour la discordance de phases;
d 1
u' = u /2;
t' est déterminé à partir de u', u /t (VATR) et t selon la Figure 10, t’ = t + t /VATR.
1 1 d d 3
Page 76
4.102.3 Valeurs normales de la TTR relative au courant de court-circuit assigné
Remplacer le premier alinéa par ce qui suit:
Les valeurs normales de TTR pour les disjoncteurs tripolaires de tension assignée inférieure
à 100 kV correspondent à la représentation par deux paramètres. Les valeurs sont indiquées
dans
– le Tableau 24 pour les réseaux par câbles;
– le Tableau 25 pour les réseaux aériens.
Remplacer le quatrième alinéa par ce qui suit:
Les valeurs des tableaux sont des valeurs présumées. Elles s’appliquent aux disjoncteurs
destinés à des réseaux triphasés de transport et de distribution, fonctionnant à des
fréquences de 50 Hz ou 60 Hz et comportant des transformateurs, des lignes aériennes et
des câbles.
Remplacer le point b) existant par ce qui suit:
b) disjoncteurs directement reliés à des transformateurs fournissant un courant supérieur à
50 % du pouvoir de coupure assigné en court-circuit du disjoncteur, sans capacité
supplémentaire appréciable entre le disjoncteur et le transformateur. Cependant, le cas
particulier de disjoncteurs de tension assignée inférieure à 100 kV et reliés à un
transformateur avec une liaison de faible capacité est traité dans l’Annexe M.
– 10 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Remplacer le point c) existant par ce qui suit:
c) disjoncteurs situés dans des postes comportant des réactances de limitation (des
informations sont données en 8.103.7 et à l'Article L.5 pour les disjoncteurs de tensions
assignées inférieures à 100 kV);
Remplacer le sixième alinéa par ce qui suit:
La tension transitoire de rétablissement correspondante au pouvoir de coupure assigné en
court-circuit en cas de défaut aux bornes est utilisée pour les essais de coupure de courant
de court-circuit égaux à la valeur assignée. Toutefois, pour les essais de coupure de courant
en court-circuit effectués à des valeurs inférieures à 100 % de la valeur assignée, d’autres
valeurs de la tension transitoire de rétablissement sont spécifiées (voir 6.104.5). De plus, des
exigences complémentaires concernent les disjoncteurs prévus pour être connectés
directement à des lignes aériennes, dont la tension assignée est égale ou supérieure à 15 kV
et dont le pouvoir de coupure assigné en court-circuit est supérieur à 12,5 kA, et qui peuvent
être amenés à fonctionner dans les conditions du défaut proche en ligne (voir 4.105).
Page 76
4.102.3 Valeurs normales de la TTR relative au courant de court-circuit assigné
Remplacer, à la page 78, le titre et le Tableau 1a par les tableaux suivants:
– 12 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Tableau 24 – Valeurs normales de la TTR pour les disjoncteurs de classe S1 –
Tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV –
Représentation par deux paramètres
Facteur Valeur
Tension Facteur Temps
a
Temps VATR
de de crête Tension Temps
assignée d’ampli de
premier de la
tude retard
Type d’essai
pôle TTR
u’ t’
u /t
t
c 3
U k t
r af d
k u
pp c kV µs
µs kV/µs
kV p.u. µs
p.u. kV
Défaut aux
1,5 1,4 6,2 41 6 2,1 20 0,15
bornes
3,6
Discordance
2,5 1,25 9,2 82 12 3,1 40 0,11
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 8,2 44 7 2,7 21 0,19
bornes
b
4,76
Discordance
2,5 1,25 12,1 88 13 4,0 43 0,14
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 12,3 51 8 4,1 25 0,24
bornes
7,2
Discordance
2,5 1,25 18,4 102 15 6,1 49 0,18
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 14,1 52 8 4,7 25 0,27
bornes
b
8,25
Discordance
2,5 1,25 21,1 104 16 7,0 50 0,20
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 20,6 61 9 6,9 29 0,34
bornes
Discordance
2,5 1,25 30,6 122 18 10,2 59 0,25
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 25,7 66 10 8,6 32 0,39
bornes
b
Discordance
2,5 1,25 38,3 132 20 12,8 64 0,29
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 30 71 11 10,0 34 0,42
bornes
17,5
Discordance
2,5 1,25 44,7 142 21 14,9 69 0,31
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 41,2 87 13 13,7 42 0,47
bornes
Discordance
2,5 1,25 61,2 174 26 20,4 84 0,35
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 44,2 91 14 14,7 44 0,49
bornes
b
25,8
Discordance
2,5 1,25 65,8 182 27 21,9 88 0,36
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 61,7 109 16 20,6 53 0,57
bornes
Discordance
2,5 1,25 91,9 218 33 30,6 105 0,42
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 65,2 109 16 21,7 53 0,60
bornes
b
Discordance
2,5 1,25 97,0 218 33 32,3 105 0,45
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 82,8 125 19 27,6 60 0,66
bornes
b
48,3
Discordance
2,5 1,25 123 250 38 41,1 121 0,49
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 89,2 131 20 29,7 63 0,68
bornes
Discordance
2,5 1,25 133 262 39 44,2 127 0,51
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 124 165 25 41,4 80 0,75
bornes
72,5
Discordance
2,5 1,25 185 330 50 61,7 160 0,56
de phases
a
VATR = vitesse d’accroissement de la tension de rétablissement.
b
Utilisée en Amérique du Nord.
– 14 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
c
Tableau 25 – Valeurs normales de la TTR pour les disjoncteurs de classe S2 –
Tensions assignées égales ou supérieures à 15 kV et inférieures à 100 kV –
Représentation par deux paramètres
Valeur
Tension Facteur Facteur Temps
Temps Temps
de crête
er a
assignée de 1 d’ampli de Tension VATR
de la
pôle tude retard
Type d’essai u’ u /t
c 3
TTR
t’
t
U k k t
r pp af d kV kV/µs
u
c
µs µs
kV p.u. p.u. µs
kV
Défaut aux
1,5 1,54 28,3 31 2 9,4 12 0,91
bornes
Défaut proche
b
15 1 1,54 18,9 31 2 6,3 12 0,61
en ligne
Discordance
2,5 1,25 38,3 62 9 12,8 30 0,62
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 33,0 34 2 11,0 13 0,97
bornes
Défaut proche
17,5 1 1,54 22,0 34 2 7,3 13 0,65
en ligne
Discordance
2,5 1,25 45 68 10 14,9 33 0,65
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 45,3 43 2 15,1 16 1,05
bornes
Défaut proche
24 1 1,54 30,2 43 2 10,1 16 0,70
en ligne
Discordance
2,5 1,25 61 86 13 20,4 42 0,71
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 48,7 45 2 16,2 17 1,08
bornes
Défaut proche
b
25,8 1 1,54 32,4 45 2 10,8 17 0,72
en ligne
Discordance
2,5 1,25 66 90 14 21,9 44 0,73
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 67,9 57 3 22,6 22 1,19
bornes
Défaut proche
36 1 1,54 45,3 57 3 15,1 22 0,79
en ligne
Discordance
2,5 1,25 92 114 17 30,6 55 0,81
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 71,7 59 3 23,9 23 1,21
bornes
Défaut proche
b
38 1 1,54 47,8 59 3 15,9 23 0,81
en ligne
Discordance
2,5 1,25 97 118 18 32,3 57 0,82
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 91,1 70 4 30,4 27 1,30
bornes
Défaut proche
b
48,3 1 1,54 60,7 70 4 20,2 27 0,87
en ligne
Discordance
2,5 1,25 123 140 21 41,1 68 0,88
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 98,1 74 4 32,7 28 1,33
bornes
Défaut proche
52 1 1,54 65,4 74 4 21,8 28 0,88
en ligne
Discordance
2,5 1,25 133 148 22 44,2 72 0,90
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 137 93 5 45,6 36 1,47
bornes
Défaut proche
72,5 1 1,54 91,2 93 5 30,4 36 0,98
en ligne
Discordance
2,5 1,25 185 186 28 61,7 90 0,99
de phases
a
VATR = vitesse d’accroissement de la tension de rétablissement.
b
Utilisée en Amérique du Nord.
c
Pour les défauts proches en ligne: la TTR et les temps sont ceux du circuit d'alimentation. Le défaut proche en ligne
est applicable uniquement aux disjoncteurs prévus pour être connectés directement à des lignes aériennes.
– 16 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Remplacer, à la page 84 et Amendement 1, le titre du Tableau 2 par ce qui suit:
Tableau 2 – Valeurs normales des multiplicateurs pour la tension transitoire de
e e
rétablissement pour les 2 et 3 pôles à couper à des tensions assignées
supérieures à 1 kV
Remplacer, à la page 84, la NOTE 1 par ce qui suit:
NOTE 1 Les valeurs pour les tensions assignées inférieures à 100 kV sont à l’étude.
Page 88
4.105 Caractéristiques pour les défauts proches en ligne
Remplacer le texte existant de 4.105 par ce qui suit:
Des caractéristiques pour les défauts proches en ligne sont exigées pour les disjoncteurs de
classe S2 prévus pour être reliés directement à des lignes aériennes (sans liaison par câbles)
et dont la tension assignée est égale ou supérieure à 15 kV et le pouvoir de coupure assigné en
court-circuit supérieur à 12,5 kA. Ces caractéristiques correspondent à la coupure d'un défaut
monophasé dans un réseau à neutre à la terre, où le facteur de premier pôle est égal à 1,0.
NOTE Dans cette norme, un essai effectué en monophasé à la tension phase-terre couvre tous les types de
défauts proches en ligne (voir Annexe L, Article L.3).
Le circuit correspondant au défaut proche en ligne se compose d'un circuit d'alimentation du
côté où le disjoncteur est relié à la source de puissance et d'une ligne courte du côté de la
charge (voir Figure 15), il possède les caractéristiques assignées suivantes:
a) caractéristiques du circuit d'alimentation:
– tension égale à la tension phase-terre U 3 correspondant à la tension assignée U
r
r
du disjoncteur;
– courant du court-circuit, si l'on réalise un défaut aux bornes, égal au pouvoir de
coupure assigné en court-circuit du disjoncteur;
– tension transitoire de rétablissement présumée, pour le défaut en ligne,
correspondant aux valeurs normales du:
ƒ Tableau 25, pour les disjoncteurs dans les réseaux aériens de tensions assignées
inférieures à 100 kV;
ƒ Tableau 1b et du Tableau 1c, pour les disjoncteurs de tensions assignées de
100 kV à 170 kV inclus;
ƒ Tableau 1d, pour les disjoncteurs de tensions assignées supérieures ou égales à
245 kV.
– caractéristiques de la TTRI, pour les disjoncteurs de tension assignée supérieure ou
égale à 100 kV, déduites du Tableau 3.
b) caractéristiques de la ligne:
– les valeurs normales du facteur de VATR, basées sur une impédance d’onde Z de
450 Ω, du facteur de crête assigné k et du temps de retard côté ligne t sont
dL
indiquées dans le Tableau 4. Pour la détermination du retard côté ligne et de la vitesse
d'accroissement de la tension côté ligne, voir la Figure 16;
– la méthode pour le calcul des tensions transitoires de rétablissement à partir des
caractéristiques assignées est donnée dans l'Annexe A.
– 18 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Remplacer, à la page 90, le Tableau 4 existant par le nouveau tableau suivant:
Tableau 4 – Valeurs normales des caractéristiques de ligne
pour les défauts proches en ligne
Tension Nombre de Impédance Facteur Facteur de VATR Retard
assignée conducteurs d'onde de crête
par phase
50 Hz 60 Hz
U Z k s* t
r dL
kV Ω (kV/µs)/kA µs
1 450 1,6 0,200 0,240 0,1
15 ≤ U ≤ 38
r
48,3 ≤ U ≤ 170 1 à 4 450 1,6 0,200 0,240 0,2
r
1 à 4 450 1,6 0,200 0,240 0,5
U ≥ 245
r
NOTE Les valeurs couvrent les cas de défauts en ligne considérés dans cette norme. Pour des lignes très
courtes (t < 5 t ), les exigences indiquées dans ce tableau ne peuvent pas être toutes respectées. Les
L dL
procédures permettant d’aborder le cas des lignes très courtes seront données dans le guide d’application de
cette norme (préparé actuellement par le GT CIGRE A3.11)
* Pour le facteur de VATR s, voir Annexe A.
Page 90
4.106 Pouvoir de fermeture et pouvoir de coupure assignés en discordance de phases
Remplacer le point b) existant par ce qui suit:
b) la tension transitoire de rétablissement doit être conforme au;
– Tableau 24, pour les disjoncteurs dans les réseaux câblés de tensions assignées
inférieures à 100 kV;
– Tableau 25, pour les disjoncteurs dans les réseaux aériens de tensions assignées
inférieures à 100 kV;
− Tableau 1b et au Tableau 1c, pour les disjoncteurs de tensions assignées de 100 kV à
170 kV inclus;
– Tableau 1d, pour les disjoncteurs de tensions assignées supérieures ou égales à
245 kV.
Page 110
Tableau 6 – Indications de la plaque signalétique
Remplacer, à la page 112, la ligne concernant la classe par ce qui suit:
Abbré- Unité Disjonc- Dsipositif Condition:
viation teur de marquage seulement si
manœvre
Classe y Si différent de E1, C1, M1,
S1 pour les tensions
assignées inférieures à
100 kV
Si différent de E1, C1, M1
pour les tensions assignées
supérieures ou égales à
100 kV
– 20 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Page 118
Tableau 7 – Essais de type
Remplacer "Essais de défaut proche en ligne*" par ce qui suit:
Défaut proche en ligne * # (U ≥ 15 kV et I > 12,5 kA, dans le cas d’une connection directe à
r sc
des lignes aériennes dans des réseaux à neutre à la terre)
Page 202 et Amendement 1
6.104.5.1 Généralités
Remplacer, à la page 204, le cinquième alinéa et le point a) par ce qui suit:
Les paramètres de la TTR sont définis ci-dessous en fonction de la tension assignée (U ), du
r
facteur de premier pôle(k ) et du facteur d’amplitude (k ). Les valeurs réelles de k et de k
pp af pp af
sont indiquées dans les Tableaux 24 et 25, 1b, 1c, 26, 27, 14a et 14b. Pour les disjoncteurs
de tension assignée supérieure ou égale à 100 kV, correspondant à des réseaux dont le
neutre est habituellement mis effectivement à la terre, le facteur de premier pôle k est égal
pp
à 1,3 comme indiqué dans le Tableau 14a. Dans le cas de réseaux 100 kV à 170 kV dont le
neutre est mis non-effectivement à la terre, le facteur de premier pôle k est égal à 1,5
pp
comme indiqué dans le Tableau 14b.
a) Pour les tensions assignées inférieures à 100 kV
On utilise un tracé de référence de la TTR présumée à deux paramètres pour toutes les
séquences d’essais.
– Dans le Tableau 26, pour les disjoncteurs de réseaux par câbles.
La valeur de crête de la TTR est u = k × k (2/3 ) × U où k est égal à 1,4 pour la
c pp af r
af
séquence d’essais T100, 1,5 pour la séquence T60, 1,6 pour la séquence T30, 1,7 pour la
séquence T10 et 1,25 pour la coupure en discordance de phase.
Le temps t pour la séquence T100 est déduit du Tableau 24. Le temps t pour les
3 3
séquences T60, T30 et T10 est obtenu en multipliant le temps t pour la séquence T100
par 0,44 (pour T60), 0,22 (pour T30) et 0,22 (pour T10).
– Dans le Tableau 27, pour les disjoncteurs de réseaux aériens.
La valeur de crête de la TTR est u = k × k (2/3 ) × U où k est égal à 1,54 pour la
c pp af r
af
séquence d’essais T100, 1,65 pour la séquence T60, 1,74 pour la séquence T30, 1,8 pour
la séquence T10 et 1,25 pour la coupure en discordance de phase.
Le temps t pour la séquence T100 est déduit du Tableau 25. Le temps t pour les
3 3
séquences T60, T30 et T10 est obtenu en multipliant le temps t pour la séquence T100
par 0,67 (pour T60), 0,40 (pour T30) et 0,40 (pour T10).
– Le temps de retard t pour la séquence T100 est 0,15 × t pour les réseaux par câbles,
d 3
0,05 × t pour les réseaux aériens, 0,05 × t pour le circuit d’alimentation du défaut proche
3 3
en ligne.
– Le temps de retard t est 0,15 × t pour les séquences T60, T30 et T10 et pour la coupure
d 3
en discordance de phases.
– La tension u'=u /3.
c
– Le temps t' est déterminé à partir de u', t et t selon la Figure 11, t’ = t + t /3.
3 d d 3
– 22 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Page 206 et Amendement 1
6.104.5.2 Séquences d’essais T100s et T100a
Remplacer les cinq premiers alinéas par ce qui suit:
Pour les tensions assignées inférieures à 100 kV, les valeurs normales spécifiées sont
indiquées dans
– le Tableau 26, pour les disjoncteurs pour réseaux par câbles,
– le Tableau 27, pour les disjoncteurs pour réseaux aériens.
Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 100 kV, les valeurs normales spécifiées
sont indiquées dans les Tableaux 14a et 14b.
Les tracés de référence, segments définissant le retard et TTRI spécifiés sont les valeurs
normales indiquées dans les Tableaux 24, 25, 1b, 1c, 1d, 2 et 3.
En ce qui concerne la TTRI, si un essai est effectué avec une TTR suivant le contour du tracé
de référence spécifié en 6.104.5.1, point b), et indiqué à la Figure 12b, il est admis que le
disjoncteur est contraint de la même façon qu’avec une TTRI définie selon 6.104.5.1, point b),
et Figure 12b.
Par suite de limitations du laboratoire d’essai, il peut être impossible de répondre
complètement à l’exigence du point b) de 6.104.5.1 en ce qui concerne le retard t spécifié
d
dans les Tableaux 1b, 1c ou 1d. Lorsque des essais de défaut proche en ligne sont
également effectués, toute déficience de ce genre de la TTR du circuit d’alimentation doit être
compensée par une augmentation de la première crête de la tension, côté ligne (voir 6.109.3).
Le retard du circuit d’alimentation doit être aussi faible que possible, mais ne doit en aucun
cas dépasser les valeurs indiquées entre parenthèses dans les Tableaux 27 ou 14a ou 14b.
Page 208 et Amendement 1
6.104.5.3 Séquence d’essais T60
Remplacer le texte de 6.104.5.3 par ce qui suit:
Pour les tensions assignées inférieures à 100 kV, les valeurs normales spécifiées sont
indiquées dans
– le Tableau 26, pour les disjoncteurs pour réseaux par câbles,
– le Tableau 27 pour les disjoncteurs pour réseaux aériens.
Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 100 kV, les valeurs normales spécifiées
sont indiquées dans les Tableaux 14a et 14b.
6.104.5.4 Séquence d’essais T30
Remplacer le texte de 6.104.5.4 par ce qui suit:
a) Pour les tensions assignées inférieures à 100 kV, les valeurs normales spécifiées sont
indiquées dans
– le Tableau 26, pour les disjoncteurs pour réseaux câblés,
– le Tableau 27 pour les disjoncteurs pour réseaux aériens.
En essais directs ou synthétiques, il peut être difficile d’obtenir les faibles valeurs de t . Il
convient d’utiliser le plus petit temps que l’on puisse atteindre sans être inférieur aux
valeurs spécifiées. Les valeurs utilisées doivent être consignées dans le rapport d’essai.
– 24 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
b) Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 100 kV, les valeurs normales
spécifiées sont indiquées dans les Tableaux 14a et 14b.
NOTE L’apport des transformateurs au courant de court-circuit est relativement plus important pour les faibles
valeurs de courant de court-circuit comme dans T30 et T10. Cependant, la plupart des réseaux ont un neutre
directement à la terre pour les tensions assignées supérieures ou égales à 100 kV. Pour des réseaux et
transformateurs à neutre directement à la terre, le facteur de premier pôle de 1,3 est applicable pour toutes les
séquences d’essais. Dans des réseaux de tension assignée de 100 kV à 170 kV inclus, des transformateurs à
neutre non directement à la terre sont en service, même si le reste du réseau peut avoir un neutre directement à la
terre. Ces réseaux sont considérés comme étant des cas particuliers est sont couverts dans les Tableaux 1c et 14b
où les TTR spécifiées pour toutes les séquences d’essais sont basées sur un facteur de premier pôle égal à 1,5.
Pour les tensions assignées supérieures à 170 kV, tous les réseaux et leurs transformateurs sont considérés
comme ayant des neutres directement à la terre.
6.104.5.5 Séquence d’essais T10
Remplacer le texte de 6.104.5.5 par ce qui suit:
a) Pour les tensions assignées inférieures à 100 kV, les valeurs normales spécifiées sont
indiquées dans
– le Tableau 26, pour les disjoncteurs pour réseaux par câbles,
– le Tableau 27 pour les disjoncteurs pour réseaux aériens.
b) Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 100 kV, les valeurs normales
spécifiées sont indiquées dans les Tableaux 14a et 14b. Le temps t est fonction de la
fréquence naturelle des transformateurs.
En essais directs ou synthétiques, il peut être difficile d’obtenir les faibles valeurs de t . Il
convient d’utiliser le plus petit temps que l’on puisse atteindre sans être inférieur aux valeurs
spécifiées. Les valeurs utilisées doivent être consignées dans le rapport d’essai.
Page 212
Tableau 13 – Valeurs normales de la TTR présumée – Tensions assignées inférieures à
100 kV – Représentation par deux paramètres
Remplacer le Tableau 13 par les nouveaux Tableaux 26 et 27 suivants:
– 26 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Tableau 26 – Valeurs normales de la TTR présumée pour les disjoncteurs de classe S1 –
Tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV –
Représentation par deux paramètres
a
Tension Séquence Facteur de Facteur Valeur Temps Temps Tensio Temps VATR
er
assignée d’essais 1 pôle d’ampli de de n
-tude crête retard
de la
u /t
c 3
t’
U k t
r af 3
TTR
k
pp
t u’
d kV/µs
kV p.u. µs µs
u
c
p.u.
µs kV
kV
T100 1,5 1,4 6,2 41 6 2,1 20 0,15
T60 1,5 1,5 6,6 18 3 2,2 9 0,37
3,6
T30 1,5 1,6 7,1 9 1,4 2,4 4,4 0,79
T10 1,5 1,7 7,5 9 1,4 2,5 4,4 0,83
T100 1,5 1,4 8,2 44 7 2,7 21 0,19
T60 1,5 1,5 8,7 19 3 2,9 9 0,46
b
4,76
T30 1,5 1,6 9,3 10 1,5 3,1 5 0,93
T10 1,5 1,7 9,9 10 1,5 3,3 5 0,99
T100 1,5 1,4 12,3 51 8 4,1 25 0,24
T60 1,5 1,5 13,2 22 3 4,4 11 0,60
7,2
T30 1,5 1,6 14,1 11 2 4,7 5 1,28
T10 1,5 1,7 15,0 11 2 5,0 5 1,36
T100 1,5 1,4 14,1 52 8 4,7 25 0,27
T60 1,5 1,5 15,2 23 3 5,1 11 0,66
b
8,25
T30 1,5 1,6 16,2 11 2 5,4 6 1,47
T10 1,5 1,7 17,2 11 2 5,7 6 1,56
T100 1,5 1,4 20,6 61 9 6,9 29 0,34
T60 1,5 1,5 22,0 27 4 7,3 13 0,81
T30 1,5 1,6 23,5 13 2 7,8 6 1,81
T10 1,5 1,7 25,0 13 2 8,3 6 1,92
T100 1,5 1,4 25,7 66 10 8,6 32 0,39
T60 1,5 1,5 27,6 29 4 9,2 14 0,95
b
T30 1,5 1,6 29,4 15 2 9,8 7 1,96
T10 1,5 1,7 31,2 15 2 10,4 7 2,08
T100 1,5 1,4 30,0 71 11 10,0 34 0,42
T60 1,5 1,5 32,1 31 5 10,7 15 1,04
17,5
T30 1,5 1,6 34,3 16 2 11,4 8 2,14
T10 1,5 1,7 36,4 16 2 12,1 8 2,28
– 28 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Tableau 26 (suite)
a
Tension Séquence Facteur de Facteur Valeur Temps Temps Tension Temps VATR
assignée d’essais 1er pôle d’ampli de de
t u’ t’ u /t
3 c 3
-tude crête retard
U k
r pp
de la
µs kV µs kV/µs
k t
af d
TTR
kV p.u.
p.u. µs
u
c
kV
T100 1,5 1,4 41 87 13 13,7 42 0,47
T60 1,5 1,5 44,1 38 6 14,7 19 1,16
T30 1,5 1,6 47,0 19 3 15,7 9 2,47
T10 1,5 1,7 50 19 3 16,7 9 2,63
T100 1,5 1,4 44,2 91 14 14,7 44 0,49
T60 1,5 1,5 47,4 40 6 15,8 18 1,19
b
25,8
T30 1,5 1,6 50,6 20 3 16,9 10 2,53
T10 1,5 1,7 53,7 20 3 17,9 10 2,69
T100 1,5 1,4 61,7 109 16 20,6 53 0,57
T60 1,5 1,5 66,1 48 7 22 23 1,38
T30 1,5 1,6 70,5 24 3,6 23,5 12 2,94
T10 1,5 1,7 75,0 24 3,6 25 12 3,13
T100 1,5 1,4 65,2 109 16 21,7 53 0,60
T60 1,5 1,5 69,8 48 7 23,3 23 1,45
b
T30 1,5 1,6 74,5 24 3,6 24,8 12 3,1
T10 1,5 1,7 79,1 24 3,6 26,4 12 3,3
T100 1,5 1,4 82,8 125 19 27,6 60 0,66
T60 1,5 1,5 88,7 55 8 29,6 27 1,61
b
48,3
T30 1,5 1,6 94,6 28 4 31,5 13 3,38
T10 1,5 1,7 101 28 4 33,5 13 3,61
T100 1,5 1,4 89,2 131 20 29,7 63 0,68
T60 1,5 1,5 95,5 58 9 31,8 28 1,65
T30 1,5 1,6 102 29 4 34 14 3,52
T10 1,5 1,7 108 29 4 36,1 14 3,72
T100 1,5 1,4 124 165 25 41,4 80 0,75
T60 1,5 1,5 133 73 11 44,4 35 1,82
72,5
T30 1,5 1,6 142 36 5 47,4 18 3,94
T10 1,5 1,7 151 36 5 50,3 18 4,19
a
VATR = vitesse d’accroissement de rétablissement de tension.
b
Utilisée en Amérique du Nord.
– 30 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
c
Tableau 27 – Valeurs normales de la TTR présumée pour les disjoncteurs de classe S2 –
Tensions assignées égales ou supérieures à 15 kV et inférieures à 100 kV –
Représentation par deux paramètres
a
Tension Séquence Facteur de Facteur Valeur Temps Temps Tension Temps VATR
er
assignée d’essais 1 pôle d’ampli de de
-tude crête retard
k
pp
u /t
de la
c 3
u’ t’
U k t
r af 3
p.u.
TTR
kV/µs
t
d
kV p.u. µs kV µs
u
c
µs
kV
T100
1,5 1,54 28,3 31 2 (5) 9,4 12 (15) 0,91
T60
1,5 1,65 30,3 21 3 10,1 10 1,44
b
T30
1,5 1,74 32,0 12,5 2 10,7 6 2,56
T10
1,5 1,80 33,1 12,5 2 11,0 6 2,67
T100
1,5 1,54 33,0 34 2 (5) 11,0 13 (17) 0,97
T60
1,5 1,65 35,3 23 3 11,8 11 1,53
17,5
T30
1,5 1,74 37,3 14 2 12,4 7 2,66
T10
1,5 1,8 38,6 14 2 12,9 7 2,76
T100
1,5 1,54 45,3 43 2 (6) 15,1 16 (21) 1,05
T60
1,5 1,65 48,4 29 4 16,1 14 1,67
T30
1,5 1,74 51,2 17 3 17,0 8 3,01
T10
1,5 1,8 52,9 17 3 17,6 8 3,11
T100
1,5 1,54 48,7 45 2 (7) 16,2 17 (22) 1,08
T60
1,5 1,65 52,1 30 5 17,4 15 1,74
b
25,8
T30
1,5 1,74 55,0 18 3 18,3 9 3,06
T10
1,5 1,8 56,9 18 3 19,0 9 3,16
T100
1,5 1,54 67,9 57 3 (9) 22,6 22 (28) 1,19
T60
1,5 1,65 72,7 38 6 24,2 18 1,91
T30
1,5 1,74 76,7 23 3 25,6 11 3,33
T10
1,5 1,8 79,4 23 3 26,5 11 3,45
T100
1,5 1,54 71,7 59 3 (9) 23,9 23 (29) 1,22
T60
1,5 1,65 76,8 40 6 25,6 19 1,92
b
T30
1,5 1,74 81,0 24 4 27,0 11,9 3,38
T10
1,5 1,8 83,8 24 4 28,0 11,9 3,49
T100
1,5 1,54 91,1 70 4 (11) 30,4 27 (34) 1,30
T60
1,5 1,65 97,5 47 7 32,5 23 2,07
b
48,3
T30
1,5 1,74 103 28 4 34,3 13,5 3,68
T10
1,5 1,8 107 28 4 35,5 13,5 3,82
T100
1,5 1,54 98,1 74 4 (11) 32,7 28 (36) 1,33
T60
1,5 1,65 105 50 7 35,0 24 2,10
T30
1,5 1,74 111 30 4 36,9 14 3,70
T10
1,5 1,8 115 30 4 38,3 14 3,83
T100
1,5 1,54 137 93 5 (14) 45,6 36 (45) 1,47
T60
1,5 1,65 146 62 9 48,8 30 2,35
72,5
T30
1,5 1,74 155 37 6 51,5 18 4,19
T10
1,5 1,8 160 37 6 53,3 18 4,32
– 32 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Tableau 27 (suite)
a
VATR = vitesse d’accroissement de rétablissement de tension.
b
Utilisé en Amérique du Nord.
c
Lorsque deux valeurs de temps t et t' sont données pour le défaut aux bornes (T100), les valeurs entre
d
parenthèses peuvent être utilisées si des essais de défaut en ligne sont aussi effectués. Si cela n’est pas le cas, les
valeurs les plus faibles de t et t' sont applicables.
d
Page 226 et Amendement 1
6.106.1 Séquence d’essais T10
Remplacer le texte de 6.106.1 par ce qui suit:
La séquence d’essais T10 se compose de la séquence de manœuvres assignée à 10 % du
courant de court-circuit assigné avec une composante continue inférieure à 20 % et une
tension de rétablissement transitoire et à fréquence industrielle telles que spécifiées en
6.104.5.5 et 6.104.7 (voir également les Tableaux 26, 27, 14a et 14b).
6.106.2 Séquence d’essais T30
Remplacer le texte de 6.106.2 par ce qui suit:
La séquence d’essais T30 se compose de la séquence de manœuvres assignée à 10 % du
courant de court-circuit assigné avec une composante continue inférieure à 20 % et une
tension de rétablissement transitoire et à fréquence industrielle telles que spécifiées en
6.104.5.4 et 6.104.7 (voir également les Tableaux 26, 27, 14a et 14b).
6.106.3 Séquence d’essais T60
Remplacer le texte de 6.106.3 par ce qui suit:
La séquence d’essais T60 se compose de la séquence de manœuvres assignée à 10 % du
courant de court-circuit assigné avec une composante continue inférieure à 20 % et une
tension de rétablissement transitoire et à fréquence industrielle telles que spécifiées en
6.104.5.3 et 6.104.7 (voir également les Tableaux 26, 27, 14a et 14b).
6.106.4 Séquence d’essais T100s
Remplacer le texte du premier alinéa de 6.106.4 par ce qui suit:
La séquence d’essais T100s se compose de la séquence de manœuvres assignée à 100 %
du courant de court-circuit assigné en tenant compte de 6.104.3, et avec
– une tension de rétablissement transitoire et à fréquence industrielle telles que spécifiées
dans les Tableaux 26, 27, 14a, 14b et 6.104.7, et
– 100 % du pouvoir de fermeture assigné en court-circuit en tenant compte de 6.104.2, et
– une tension appliquée telle que spécifiée en 6.104.1.
– 34 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Page 236
6.108.2 Courant d'essai et tension de rétablissement
Remplacer le deuxiéme alinéa de 6.108.2 par ce qui suit:
Le pourcentage de composante apériodique du courant coupé ne doit pas dépasser 20 % de
la composante périodique. La tension transitoire de rétablissement doit satisfaire aux
exigences des points a) et b) de 6.104.5.1. Les valeurs normalisées sont déduites des valeurs
de u , t u et t données dans les Tableaux 24, 25, 1b et 1c. Les valeurs à utiliser pour les
1 1, c 3
essais de défaut monophasé et de double défauts à la terre sont données dans le Tableau 16
et sont marquées par l’indice ( ):
sp
Page 238
6.109 Essais de défaut proche en ligne
6.109.1 Cas d'application
Remplacer le texte de 6.109.1 par ce qui suit:
Les essais de défaut proche en ligne sont des essais de court-circuit complémentaires des
séquences d'essais de court-circuit fondamentales couvertes par 6.106. Ces essais doivent
être faits pour déterminer la capacité d'un disjoncteur à couper des courants de court-circuit
dans des conditions de défaut proche en ligne, caractérisées par une tension transitoire de
rétablissement qui est la combinaison d'une composante côté alimentation et d'une
composante côté ligne.
Les essais de défaut proche en ligne ne sont applicables qu'aux disjoncteurs de classe S2
prévus pour être directement raccordés à des lignes aériennes, quel que soit le type de
réseau du côté alimentation, et ayant une tension assignée supérieure ou égale à 15 kV et un
pouvoir de coupure assigné en court-circuit supérieur à 12,5 kA.
6.109.2 Courant d'essai
Remplacer le texte de 6.109.2 par ce qui suit:
Le courant d'essai doit tenir compte des impédances côté alimentation et côté ligne.
L'impédance côté alimentation doit être celle correspondant approximativement à 100 % du
pouvoir de coupure assigné en court-circuit I et à la valeur phase-terre de la tension
sc
assignée U .
r
Des valeurs normalisées d'impédance côté ligne sont spécifiées et correspondent à une
réduction de la composante périodique du courant coupé assigné en court-circuit de:
– 90 % (L ) et 75 % (L ) pour les disjoncteurs de tension assignée égale ou supérieure à
90 75
48,3 kV;
– 75 % (L ) pour les disjoncteurs de tension assignée supérieure ou égale à 15 kV et
inférieure à 48,3 kV.
Lors d'un essai, la longueur de ligne représentée sur le côté charge du disjoncteur peut être
différente de la longueur de ligne correspondant aux courants égaux à 90 % et 75 % du
pouvoir de coupure assigné en court-circuit.
– 36 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 48,3 kV, il est admis de s'écarter de ces
longueurs théoriques de –20 % à 0 % pour les essais à 90 % du pouvoir de coupure assigné
en court-circuit et de ±20 % pour les essais à 75 % du pouvoir de coupure assigné en court-
circuit.
Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 15 kV et inférieures à 48,3 kV, il est
admis de s'écarter de cette longueur théorique de –20 % à 0 % pour les essais à 75 % du
pouvoir de coupure assigné en court-circuit.
Ces tolérances de longueur de ligne donnent les écarts suivants possibles des courants de
court-circuit:
– L avec un écart de 0 %: I = 90 % de I
90 L sc;
– L avec un écart de –20 %: I = 92 % de I
90 L sc;
– L avec un écart de +20 %: I = 71 % de I
75 L sc;
− L avec un écart de 0 %: I = 75 % of I ;
75 L sc
– L avec un écart de –20 %: I = 79 % de I
75 L sc.
Pour le cas indiqué en 6.109.4, point c), une autre séquence d’essais (L ) à 60 % du pouvoir
de coupure assigné en court-circuit est exigée. Il est admis de s'écarter de cette longueur
théorique de + 20 %. Il en résulte les valeurs possibles suivantes du courant de court-circuit:
– L avec un écart de +20 %: I = 55 % de I
60 L sc;
– L avec un écart de –20 %: I = 65 % de I
60 L sc.
Pour plus d'information, voir l'Annexe J et l’Article L.3.
Page 244
6.109.4 Séquences d’essais
Remplacer le texte de 6.109.4 par ce qui suit:
Les essais de défaut proche en ligne doivent être des essais monophasés. La série de
séquences d'essais est spécifiée ci-dessous. Chacune d'entre elles se compose de la
séquence de manœuvres assignée. Pour faciliter les essais, les manœuvres de fermeture
peuvent être effectuées à vide.
Le circuit d'essai doit être en accord avec 6.109.3.
Pour ces séquences d'essais, le pourcentage de composante apériodique à l'instant de
séparation des contacts doit être inférieur à 20 % de la composante périodique.
Les séquences d'essais correspondant aux courants d'essais suivant 6.109.2 sont comme suit:
a) Séquence d'essais L
Au courant de L donné en 6.109.2 et avec la tension transitoire de rétablissement
présumée appropriée.
Cette séquence d’essais est obligatoire uniquement pour les disjoncteurs de tension
assignée supérieure ou égale à 48,3 kV.
– 38 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
b) Séquence d'essais L
Au courant de L donné en 6.109.2 et avec la tension transitoire de rétablissement
présumée appropriée.
c) Séquence d'essais L
Au courant de L donné en 6.109.2 et avec la tension transitoire de rétablissement
présumée appropriée.
Cette séquence d’essais est obligatoire seulement pour les disjoncteurs de tension
assignée supérieure ou égale à 48,3 kV et seulement si la durée d'arc minimale obtenue
pendant la séquence d’essais L dépasse d’un quart de cycle, ou plus, la durée d'arc
minimale déterminée pendant la séquence d’essais L .
Page 274
6.111.10 Essais avec TTR spécifiée
Remplacer le Tableau 20 par ce qui suit
Tableau 20 – Valeurs spécifiées de u , t , u et t
1 1 c 2
Séquences d'essais Valeurs de la tension de rétablissement Coordonnées de temps de la Figure 54
de la Figure 54 en fonction de la valeur
crête de la tension d'essai
u u t t
c 1 1 2
p.u. p.u. (ms)
*
1 8,7 ms pour 50 Hz
≥ 1,98 ≤ 0,02k ≥ t ou t
af
1 3
de 4.102.3 pour
* le défaut aux
2 7,3 ms pour 60 Hz
≥ 1,95 ≤ 0,05k
af
bornes
NOTE Pour les essais synthétiques en monophasé, la tension de rétablissement présumée est calculée en se
basant sur la tension d'essai correspondante d'un essai direct en monophasé.
* k = facteur d'amplitude = 1,4 (voir Tableaux 24, 1b et 1c) pour les disjoncteurs de classe S1.
af
* k = facteur d'amplitude = 1,54 (voir Tableau 25) pour les disjoncteurs de classe S2.
af
Page 294
Remplacer le titre et le texte de 8.103.2 par ce qui suit:
8.103.2 Choix de la tension transitoire de rétablissement (TTR) assignée dans
le cas de défaut aux bornes, du facteur de premier pôle et des
caractéristiques assignées pour les défauts proches en ligne
Il est recommandé que la tension transitoire de rétablissement (TTR) présumée du réseau ne
dépasse pas le tracé de référence représentant la tension transitoire de rétablissement
assignée, spécifiée pour le disjoncteur; il est recommandé que cette onde traverse le segment
de droite spécifié, définissant le retard, au voisinage du zéro de la tension, mais ne le
retr
...
NORME CEI
INTERNATIONALE
IEC
62271-100
INTERNATIONAL
STANDARD
AMENDEMENT 2
AMENDMENT 2
2006-07
Amendement 2
Appareillage à haute tension –
Partie 100:
Disjoncteurs à courant alternatif à haute tension
Amendment 2
High-voltage switchgear and controlgear –
Part 100:
High-voltage alternating-current circuit-breakers
IEC 2006 Droits de reproduction réservés Copyright - all rights reserved
International Electrotechnical Commission, 3, rue de Varembé, PO Box 131, CH-1211 Geneva 20, Switzerland
Telephone: +41 22 919 02 11 Telefax: +41 22 919 03 00 E-mail: inmail@iec.ch Web: www.iec.ch
CODE PRIX
V
Commission Electrotechnique Internationale
PRICE CODE
International Electrotechnical Commission
МеждународнаяЭлектротехническаяКомиссия
Pour prix, voir catalogue en vigueur
For price, see current catalogue
– 2 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
AVANT-PROPOS
Le présent amendement a été établi par le sous-comité 17A: Appareillage à haute tension, du
comité d'études 17 de la CEI: Appareillage.
Le texte de cet amendement est issu des documents suivants:
FDIS Rapport de vote
17A/754/FDIS 17A/761/RVD
Le rapport de vote indiqué dans le tableau ci-dessus donne toute information sur le vote ayant
abouti à l'approbation de cet amendement.
Le comité a décidé que le contenu de cet amendement et de la publication de base ne sera
pas modifié avant la date de maintenance indiquée sur le site web de la CEI sous
"http://webstore.iec.ch" dans les données relatives à la publication recherchée. A cette date,
la publication sera
• reconduite,
• supprimée,
• remplacée par une édition révisée, ou
• amendée.
_____________
Page 6
SOMMAIRE
Ajouter, à la liste, les nouvelles Annexes L et M suivantes:
Annexe L (informative) Notes explicatives sur la révision des TTR de disjoncteurs de
tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV
Annexe M (normative) Exigences pour la coupure de défauts limités par un transformateur
pour des disjoncteurs de tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV
Page 24
3 Définitions
Ajouter, à la page 30, les définitions suivantes après 3.1.127:
3.1.128
réseau à neutre effectivement à la terre
réseau qui est mis à la terre par une impédance suffisamment faible de sorte que pour toutes
les conditions de réseaux le rapport entre les composantes directe et homopolaire de la
réactance (X /X ) est positif et inférieur à 3, et le rapport entre la composante homopolaire de
0 1
la résistance et la composante directe de la réactance (R /X ) est positif et inférieur à 1.
0 1
Normalement ces réseaux sont avec neutre directement à la terre ou mis à la terre à travers
une faible impédance
NOTE Pour estimer correctement les conditions de mise à la terre, il ne faut pas seulement prendre en compte
les conditions physiques de mise à la terre autour du lieu considéré mais aussi celles de tout le réseau.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 3 –
FOREWORD
This amendment has been prepared by subcommittee 17A: High-voltage switchgear and
controlgear, of IEC Technical Committee 17: Switchgear and controlgear.
The text of this amendment is based on the following documents:
FDIS Report on voting
17A/754/FDIS 17A/761/RVD
Full information on the voting for the approval of this amendment can be found in the report
on voting indicated in the above table.
The committee has decided that the contents of this amendment and the base publication will
remain unchanged until the maintenance result date indicated on the IEC web site under
"http://webstore.iec.ch" in the data related to the specific publication. At this date, the
publication will be
• reconfirmed,
• withdrawn,
• replaced by a revised edition, or
• amended.
_____________
Page 7
CONTENTS
Add, to the list, the following new Annexes L and M:
Annex L (informative) Explanatory notes on the revision of TRVs for circuit-breakers of rated
voltages higher than 1 kV and less than 100 kV
Annex M (normative) Requirements for breaking of transformer-limited faults by circuit-
breakers with rated voltage higher than 1 kV and less than 100 kV
Page 25
3 Definitions
Add, on page 31, the following definitions after 3.1.127:
3.1.128
effectively earthed neutral system
system earthed through a sufficiently low impedance such that for all system conditions the
ratio of the zero-sequence reactance to the positive-sequence reactance (X /X ) is positive
0 1
and less than 3, and the ratio of the zero-sequence resistance to the positive-sequence
reactance (R /X ) is positive and less than 1. Normally such systems are solidly earthed
0 1
(neutral) systems or low impedance earthed (neutral) systems
NOTE For the correct assessment of the earthing conditions not only the physical earthing conditions around the
relevant location but the total system is to be considered.
– 4 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
3.1.129
réseau à neutre non effectivement à la terre
réseau autre que ceux avec neutre effectivement à la terre, ne remplissant pas les conditions
données en 3.1.128. Normalement ces systèmes sont à neutre isolé, à neutre non
directement à la terre ou compensés par bobine d’extinction
NOTE Pour estimer correctement les conditions de mise à la terre, il ne faut pas seulement prendre en compte
les conditions physiques de mise à la terre autour du lieu considéré mais aussi celles de tout le réseau.
Ajouter, à la page 32, les définitions suivantes après 3.4.118:
3.4.119
réseau par câbles
réseau dans lequel la TTR pendant la coupure de défaut aux bornes à 100 % du pouvoir de
coupure n’excède pas l’enveloppe à deux paramètres dérivée à partir du Tableau 24 de cette
norme
NOTE 1 Cette définition est limitée aux réseaux de tensions supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV.
NOTE 2 Les disjoncteurs d’intérieur avec liaisons par câbles sont généralement dans des réseaux par câbles.
NOTE 3 Les disjoncteurs d’extérieur reliés à des lignes aériennes par câbles sont considérés comme étant dans
un réseau par câbles si la longueur totale de câbles (ou longueur équivalente lorsque des condensateurs sont
présents) connectés sur le côté alimentation aux disjoncteurs est au moins égale à 100 m. Cependant, si dans un
cas particulier, avec une longueur de câble inférieure à 100 m, il peut être montré que la TTR obtenue est couverte
par l’enveloppe définie à partir du Tableau 24, alors ce réseau est considéré comme étant un réseau par câbles.
NOTE 4 La capacitance des réseaux par câbles du côté alimentation des disjoncteurs provient des câbles et/ou
de condensateurs et/ou de jeux de barres isolés.
3.4.120
réseau aérien
réseau dans lequel la TTR pendant la coupure de défauts aux bornes à 100 % du pouvoir de
coupure est définie par l’enveloppe à deux paramètres dérivée à partir du Tableau 25 de cette
norme et excède l’enveloppe à deux paramètres dérivée à partir du Tableau 24
NOTE 1 Cette définition est limitée aux réseaux de tensions supérieures ou égales à 15 kV et inférieures à 100 kV.
NOTE 2 Dans les réseaux aériens, aucun câble n’est connecté du côté alimentation du disjoncteur, à l’exception
possible d’une longueur de câble inférieure à 100 m entre le disjoncteur et le ou les transformateurs d’alimentation.
NOTE 3 Les réseaux avec des lignes aériennes directement connectées au jeu de barre (sans connexion par
câbles) sont des exemples typiques de réseaux aériens.
3.4.121
disjoncteur de classe S1
disjoncteur prévu pour une utilisation dans un réseau par câbles
3.4.122
disjoncteur de classe S2
disjoncteur prévu pour une utilisation dans un réseau aérien ou dans un réseau par câbles
avec une connection directe (sans câble) à des lignes aériennes
Page 54
3.8 Index des définitions
Ajouter les définitions suivantes dans la liste de l’index:
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 5 –
3.1.129
non-effectively earthed neutral system
system other than effectively earthed neutral system, not meeting the conditions given in
3.1.128. Normally such systems are isolated neutral systems, high impedance earthed
(neutral) systems or resonant earthed (neutral) systems
NOTE For the correct assessment of the earthing conditions not only the physical earthing conditions around the
relevant location but the total system is to be considered.
Add, on page 33, the following definitions after 3.4.118:
3.4.119
cable system
system in which the TRV during breaking of terminal fault at 100 % of short-circuit breaking
current does not exceed the two-parameter envelope derived from Table 24 of this standard
NOTE 1 This definition is restricted to systems of rated voltages higher than 1 kV and less than 100 kV.
NOTE 2 Circuit-breakers of indoor substations with cable connection are generally in cable-systems.
NOTE 3 A circuit-breaker in an outdoor substation is considered to be in a cable-system if the total length of
cable (or equivalent length when capacitors are also present) connected on the supply side of the circuit-breaker is
at least 100 m. However if in an actual case with an equivalent length of cable shorter than 100 m a calculation can
show that the actual TRV is covered by the envelope defined from Table 24, then this system is considered as a
cable system.
NOTE 4 The capacitance of cable-systems on the supply side of circuit-breakers is provided by cables and/or
capacitors and/or insulated bus.
3.4.120
line system
system in which the TRV during breaking of terminal fault at 100 % of short-circuit breaking
current is covered by the two-parameter envelope derived from Table 25 of this standard and
exceeds the two-parameter envelope derived from Table 24 of this standard
NOTE 1 This definition is restricted to systems of rated voltages equal to or higher than 15 kV and less than
100 kV.
NOTE 2 In line-systems, no cable is connected on the supply side of the circuit-breaker, with the possible
exception of a total length of cable less than 100 m between the circuit-breaker and the supply transformer(s).
NOTE 3 Systems with overhead lines directly connected to a busbar (without intervening cable connections) are
typical examples of line-systems.
3.4.121
circuit-breaker class S1
circuit-breaker intended to be used in a cable system
3.4.122
circuit-breaker class S2
circuit-breaker intended to be used in a line-system, or in a cable-system with direct
connection (without cable) to overhead lines
Page 55
3.8 Index of definitions
Add the following definitions in the list of index:
– 6 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
D
Disjoncteur de classe S1 . 3.4.121
Disjoncteur de classe S2 . 3.4.122
R
Réseau aérien . 3.4.120
Réseau à neutre effectivement à la terre . 3.1.128
Réseau à neutre non effectivement à la terre. 3.1.129
Réseau par câbles . 3.4.119
Page 62
4 Caractéristiques assignées
Remplacer, à la page 64, le point p) existant par le texte suivant:
p) caractéristiques pour défauts proches en ligne liées au pouvoir de coupure assigné en
court-circuit, pour les disjoncteurs prévus pour être reliés directement à des lignes
aériennes, quel que soit le type de réseau du côté alimentation, de tension assignée égale
ou supérieure à 15 kV et de pouvoir de coupure assigné en court-circuit supérieur à
12,5 kA;
Page 72
4.102.2 Représentation de la TTR
Remplacer, à la page 74, les points b) et c) existants par ce qui suit:
b) Tracé de référence à deux paramètres (voir Figure 11):
u = tension de référence (valeur de crête de la TTR), en kV;
c
t = temps, en µs.
Les paramètres de la TTR sont définis en fonction de la tension assignée (U ), du facteur
r
de premier pôle (k ) et du facteur d’amplitude (k ) comme suit:
pp af
u = k × k (2/3 ) × U
c pp af r
où k est égal à
af
1,4 pour le défaut aux bornes dans le cas de réseaux par câbles;
1,54 pour le défaut aux bornes et le défaut proche en ligne, dans le cas de réseaux
aériens;
1,25 pour la discordance de phases;
t pour le circuit d’alimentation du défaut proche en ligne = t (défaut aux bornes);
3 3
t pour la discordance de phases = 2 × t (défaut aux bornes).
3 3
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 7 –
C
Cable system. 3.4.119
Circuit-breaker class S1. 3.4.121
Circuit-breaker class S2. 3.4.122
E
Effectively earthed neutral system . 3.1.128
L
Line system . 3.4.120
N
Non-effectively earthed neutral system . 3.1.129
Page 63
4 Rating
Replace, on page 65, the existing item p) by the following:
p) characteristics for short-line faults related to the rated short-circuit breaking current, for
circuit-breakers designed for direct connection to overhead lines, irrespective of the type
of network on the source side, and rated at 15 kV and above and at more than 12,5 kA
rated short-circuit breaking current;
Page 73
4.102.2 Representation of TRV
Replace, on page 75, the existing items b) and c) by the following:
b) Two-parameter reference line (see Figure 11):
u = reference voltage (TRV peak value), in kV;
c
t = time in µs.
TRV parameters are defined as a function of the rated voltage (U ), the first-pole-to-clear
r
factor (k ) and the amplitude factor (k ) as follows:
pp af
u = k × k (2/3 ) × U
c pp af r
where k is equal to
af
1,4 for terminal fault in the case of cable systems;
1,54 for terminal fault and short-line fault, in the case of line systems;
1,25 for out-of-phase;
t for the supply side circuit for short-line fault = t (terminal fault).
t for out-of-phase = 2 × t (terminal fault).
3 3
– 8 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
c) Segment définissant le retard de la TTR (voir Figures 10 et 11):
t = retard, en microsecondes;
d
u' = tension de référence, en kilovolts;
t' = temps mis pour atteindre u', en microsecondes.
Le segment définissant le retard commence sur l’axe des temps à la valeur du retard
assigné, est parallèle à la première partie du tracé de référence de la TTR assignée et se
termine à la valeur de tension u' (correspondant à l’abscisse t').
Pour les tensions inférieures à 100 kV:
t = 0,15 × t , pour le défaut aux bornes et la discordance de phase dans le cas de
d 3
réseaux par câbles;
t = 0,05 × t , pour le défaut aux bornes et le défaut proche en ligne dans le cas de
d 3
réseaux aériens;
t = 0,15 × t , pour la discordance de phase dans le cas de réseaux aériens;
d 3
/3;
u’ = u
c
t’ est déterminé à partir de t et t selon la Figure 11, t’ = t + t /3.
d 3 d 3
Pour les tensions assignées supérieures ou égales à 100 kV:
t = 2 µs pour le défaut aux bornes et le circuit d’alimentation pour le défaut proche en
d
ligne;
t = 2 µs à 0,1 × t pour la discordance de phases;
d 1
u' = u /2;
t' est déterminé à partir de u', u /t (VATR) et t selon la Figure 10, t’ = t + t /VATR.
1 1 d d 3
Page 76
4.102.3 Valeurs normales de la TTR relative au courant de court-circuit assigné
Remplacer le premier alinéa par ce qui suit:
Les valeurs normales de TTR pour les disjoncteurs tripolaires de tension assignée inférieure
à 100 kV correspondent à la représentation par deux paramètres. Les valeurs sont indiquées
dans
– le Tableau 24 pour les réseaux par câbles;
– le Tableau 25 pour les réseaux aériens.
Remplacer le quatrième alinéa par ce qui suit:
Les valeurs des tableaux sont des valeurs présumées. Elles s’appliquent aux disjoncteurs
destinés à des réseaux triphasés de transport et de distribution, fonctionnant à des
fréquences de 50 Hz ou 60 Hz et comportant des transformateurs, des lignes aériennes et
des câbles.
Remplacer le point b) existant par ce qui suit:
b) disjoncteurs directement reliés à des transformateurs fournissant un courant supérieur à
50 % du pouvoir de coupure assigné en court-circuit du disjoncteur, sans capacité
supplémentaire appréciable entre le disjoncteur et le transformateur. Cependant, le cas
particulier de disjoncteurs de tension assignée inférieure à 100 kV et reliés à un
transformateur avec une liaison de faible capacité est traité dans l’Annexe M.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 9 –
c) Delay line of TRV (see Figures 10 and 11):
t = time delay, in microseconds;
d
u’ = reference voltage, in kilovolts;
t’ = time to reach u’, in microseconds
The delay line starts on the time axis at the rated time delay and runs parallel to the first
section of the reference line of rated TRV and terminates at the voltage u’ (time co-
ordinate t’).
For rated voltages lower than 100 kV:
t = 0,15 × t , for terminal fault and out-of-phase in the case of cable systems;
d 3
t = 0,05 × t , for terminal fault and short-line-fault in the case of line systems;
d 3
t = 0,15 × t , for out-of-phase in the case of line systems;
d 3
u’ = u /3 ;
c
t’ is derived from t and t according to Figure 11, t’ = t + t /3.
d 3 d 3
For rated voltages equal or higher than 100 kV:
t = 2 µs for terminal fault and for the supply side circuit for short-line fault;
d
t = 2 µs to 0,1 × t for out-of-phase;
d 1
u’ = u /2 ;
t’ is derived from u’, u /t (RRRV) and t according to Figure 10, t’ = t + u’/RRRV.
1 1 d d
Page 77
4.102.3 Standard values of TRV related to the rated short-circuit breaking current
Replace the first paragraph by the following:
Standard values of TRV for three-pole circuit-breakers of rated voltages less than 100 kV
make use of two parameters. Values are given in:
– Table 24, for cable systems;
– Table 25, for line systems.
Replace the fourth paragraph by the following:
The values given in the tables are prospective values. They apply to circuit-breakers for
general transmission and distribution in three-phase systems having service frequencies of
50 Hz or 60 Hz and consisting of transformers, overhead lines and cables.
Replace the existing item b) by the following:
b) circuit-breakers directly connected to transformers without appreciable additional
capacitance between the circuit-breaker and the transformer which provides approximately
50 % or more of the rated short-circuit breaking-current of the circuit-breaker. However the
special case of circuit-breakers of rated voltage less than 100 kV with a connection of low
capacitance to a transformer is covered in Annex M.
– 10 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Remplacer le point c) existant par ce qui suit:
c) disjoncteurs situés dans des postes comportant des réactances de limitation (des
informations sont données en 8.103.7 et à l'Article L.5 pour les disjoncteurs de tensions
assignées inférieures à 100 kV);
Remplacer le sixième alinéa par ce qui suit:
La tension transitoire de rétablissement correspondante au pouvoir de coupure assigné en
court-circuit en cas de défaut aux bornes est utilisée pour les essais de coupure de courant
de court-circuit égaux à la valeur assignée. Toutefois, pour les essais de coupure de courant
en court-circuit effectués à des valeurs inférieures à 100 % de la valeur assignée, d’autres
valeurs de la tension transitoire de rétablissement sont spécifiées (voir 6.104.5). De plus, des
exigences complémentaires concernent les disjoncteurs prévus pour être connectés
directement à des lignes aériennes, dont la tension assignée est égale ou supérieure à 15 kV
et dont le pouvoir de coupure assigné en court-circuit est supérieur à 12,5 kA, et qui peuvent
être amenés à fonctionner dans les conditions du défaut proche en ligne (voir 4.105).
Page 76
4.102.3 Valeurs normales de la TTR relative au courant de court-circuit assigné
Remplacer, à la page 78, le titre et le Tableau 1a par les tableaux suivants:
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 11 –
Replace the existing item c) by the following:
c) circuit-breakers in substations with series reactors (information is given in 8.103.7 and in
Clause L.5 for circuit-breakers rated less than 100 kV);
Replace the sixth paragraph by the following:
The transient recovery voltage corresponding to the rated short-circuit breaking current when
a terminal fault occurs, is used for testing at short-circuit breaking currents equal to the rated
value. However, for testing with short-circuit breaking currents less than 100 % of the rated
value, other values of transient recovery voltage are specified (see 6.104.5). Further
additional requirements apply to circuit-breakers designed for direct connection to overhead
lines, rated at 15 kV and above and having rated short-circuit breaking currents exceeding
12,5 kA, which may be operated in short-line fault conditions (see 4.105).
Page 77
4.102.3 Standard values of TRV related to the rated short-circuit breaking current
Replace, on page 79, title and Table 1a by the following tables:
– 12 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Tableau 24 – Valeurs normales de la TTR pour les disjoncteurs de classe S1 –
Tensions assignées supérieures à 1 kV et inférieures à 100 kV –
Représentation par deux paramètres
Facteur Valeur
Tension Facteur Temps
a
Temps VATR
de de crête Tension Temps
assignée d’ampli de
premier de la
tude retard
Type d’essai
pôle TTR
u’ t’
u /t
t
c 3
U k t
r af d
k u
pp c kV µs
µs kV/µs
kV p.u. µs
p.u. kV
Défaut aux
1,5 1,4 6,2 41 6 2,1 20 0,15
bornes
3,6
Discordance
2,5 1,25 9,2 82 12 3,1 40 0,11
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 8,2 44 7 2,7 21 0,19
bornes
b
4,76
Discordance
2,5 1,25 12,1 88 13 4,0 43 0,14
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 12,3 51 8 4,1 25 0,24
bornes
7,2
Discordance
2,5 1,25 18,4 102 15 6,1 49 0,18
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 14,1 52 8 4,7 25 0,27
bornes
b
8,25
Discordance
2,5 1,25 21,1 104 16 7,0 50 0,20
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 20,6 61 9 6,9 29 0,34
bornes
Discordance
2,5 1,25 30,6 122 18 10,2 59 0,25
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 25,7 66 10 8,6 32 0,39
bornes
b
Discordance
2,5 1,25 38,3 132 20 12,8 64 0,29
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 30 71 11 10,0 34 0,42
bornes
17,5
Discordance
2,5 1,25 44,7 142 21 14,9 69 0,31
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 41,2 87 13 13,7 42 0,47
bornes
Discordance
2,5 1,25 61,2 174 26 20,4 84 0,35
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 44,2 91 14 14,7 44 0,49
bornes
b
25,8
Discordance
2,5 1,25 65,8 182 27 21,9 88 0,36
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 61,7 109 16 20,6 53 0,57
bornes
Discordance
2,5 1,25 91,9 218 33 30,6 105 0,42
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 65,2 109 16 21,7 53 0,60
bornes
b
Discordance
2,5 1,25 97,0 218 33 32,3 105 0,45
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 82,8 125 19 27,6 60 0,66
bornes
b
48,3
Discordance
2,5 1,25 123 250 38 41,1 121 0,49
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 89,2 131 20 29,7 63 0,68
bornes
Discordance
2,5 1,25 133 262 39 44,2 127 0,51
de phases
Défaut aux
1,5 1,4 124 165 25 41,4 80 0,75
bornes
72,5
Discordance
2,5 1,25 185 330 50 61,7 160 0,56
de phases
a
VATR = vitesse d’accroissement de la tension de rétablissement.
b
Utilisée en Amérique du Nord.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 13 –
Table 24 – Standard values of transient recovery voltage for class S1 circuit-breakers –
Rated voltage higher than 1 kV and less than 100 kV –
Representation by two parameters
a
Rated Type of test First-pole- Ampli- TRV Time Time Voltage Time RRRV
voltage to-clear tude peak delay
factor factor value
u /t
c 3
U k k u u’ t’
r pp af c t3 td
kV/µs
kV p.u. p.u. kV µs µs kV µs
Terminal 1,5 1,4 6,2 41 6 2,1 20 0,15
fault
3,6
Out-of- 2,5 1,25 9,2 82 12 3,1 40 0,11
phase
Terminal 1,5 1,4 8,2 44 7 2,7 21 0,19
fault
b
4,76
Out-of- 2,5 1,25 12,1 88 13 4,0 43 0,14
phase
Terminal 1,5 1,4 12,3 51 8 4,1 25 0,24
fault
7,2
Out-of- 2,5 1,25 18,4 102 15 6,1 49 0,18
phase
Terminal 1,5 1,4 14,1 52 8 4,7 25 0,27
fault
b
8,25
Out-of- 2,5 1,25 21,1 104 16 7,0 50 0,20
phase
Terminal
1,5 1,4 20,6 61 9 6,9 29 0,34
fault
Out-of- 2,5 1,25 30,6 122 18 10,2 59 0,25
phase
Terminal 1,5 1,4 25,7 66 10 8,6 32 0,39
fault
b
Out-of- 2,5 1,25 38,3 132 20 12,8 64 0,29
phase
Terminal 1,5 1,4 30 71 11 10,0 34 0,42
fault
17,5
Out-of- 2,5 1,25 44,7 142 21 14,9 69 0,31
phase
Terminal 1,5 1,4 41,2 87 13 13,7 42 0,47
fault
Out-of- 2,5 1,25 61,2 174 26 20,4 84 0,35
phase
Terminal 1,5 1,4 44,2 91 14 14,7 44 0,49
fault
b
25,8
Out-of- 2,5 1,25 65,8 182 27 21,9 88 0,36
phase
Terminal 1,5 1,4 61,7 109 16 20,6 53 0,57
fault
Out-of-
2,5 1,25 91,9 218 33 30,6 105 0,42
phase
Terminal 1,5 1,4 65,2 109 16 21,7 53 0,60
fault
b
Out-of- 2,5 1,25 97,0 218 33 32,3 105 0,45
phase
Terminal 1,5 1,4 82,8 125 19 27,6 60 0,66
fault
b
48,3
Out-of- 2,5 1,25 123 250 38 41,1 121 0,49
phase
Terminal 1,5 1,4 89,2 131 20 29,7 63 0,68
fault
Out-of- 2,5 1,25 133 262 39 44,2 127 0,51
phase
Terminal 1,5 1,4 124 165 25 41,4 80 0,75
fault
72,5
Out-of- 2,5 1,25 185 330 50 61,7 160 0,56
phase
a
RRRV = rate of rise of recovery voltage.
b
Used in North America.
– 14 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
c
Tableau 25 – Valeurs normales de la TTR pour les disjoncteurs de classe S2 –
Tensions assignées égales ou supérieures à 15 kV et inférieures à 100 kV –
Représentation par deux paramètres
Valeur
Tension Facteur Facteur Temps
Temps Temps
de crête
er a
assignée de 1 d’ampli de Tension VATR
de la
pôle tude retard
Type d’essai u’ u /t
c 3
TTR
t’
t
U k k t
r pp af d kV kV/µs
u
c
µs µs
kV p.u. p.u. µs
kV
Défaut aux
1,5 1,54 28,3 31 2 9,4 12 0,91
bornes
Défaut proche
b
15 1 1,54 18,9 31 2 6,3 12 0,61
en ligne
Discordance
2,5 1,25 38,3 62 9 12,8 30 0,62
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 33,0 34 2 11,0 13 0,97
bornes
Défaut proche
17,5 1 1,54 22,0 34 2 7,3 13 0,65
en ligne
Discordance
2,5 1,25 45 68 10 14,9 33 0,65
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 45,3 43 2 15,1 16 1,05
bornes
Défaut proche
24 1 1,54 30,2 43 2 10,1 16 0,70
en ligne
Discordance
2,5 1,25 61 86 13 20,4 42 0,71
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 48,7 45 2 16,2 17 1,08
bornes
Défaut proche
b
25,8 1 1,54 32,4 45 2 10,8 17 0,72
en ligne
Discordance
2,5 1,25 66 90 14 21,9 44 0,73
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 67,9 57 3 22,6 22 1,19
bornes
Défaut proche
36 1 1,54 45,3 57 3 15,1 22 0,79
en ligne
Discordance
2,5 1,25 92 114 17 30,6 55 0,81
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 71,7 59 3 23,9 23 1,21
bornes
Défaut proche
b
38 1 1,54 47,8 59 3 15,9 23 0,81
en ligne
Discordance
2,5 1,25 97 118 18 32,3 57 0,82
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 91,1 70 4 30,4 27 1,30
bornes
Défaut proche
b
48,3 1 1,54 60,7 70 4 20,2 27 0,87
en ligne
Discordance
2,5 1,25 123 140 21 41,1 68 0,88
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 98,1 74 4 32,7 28 1,33
bornes
Défaut proche
52 1 1,54 65,4 74 4 21,8 28 0,88
en ligne
Discordance
2,5 1,25 133 148 22 44,2 72 0,90
de phases
Défaut aux
1,5 1,54 137 93 5 45,6 36 1,47
bornes
Défaut proche
72,5 1 1,54 91,2 93 5 30,4 36 0,98
en ligne
Discordance
2,5 1,25 185 186 28 61,7 90 0,99
de phases
a
VATR = vitesse d’accroissement de la tension de rétablissement.
b
Utilisée en Amérique du Nord.
c
Pour les défauts proches en ligne: la TTR et les temps sont ceux du circuit d'alimentation. Le défaut proche en ligne
est applicable uniquement aux disjoncteurs prévus pour être connectés directement à des lignes aériennes.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 15 –
c
Table 25 – Standard values of transient recovery voltage for class S2 circuit-breakers –
Rated voltage equal to or higher than 15 kV and less than 100 kV –
Representation by two parameters
a
Rated Type of test First-pole- Ampli- TRV Time Time Voltage Time RRRV
voltage to-clear tude peak delay
factor factor value
u /t
c 3
U k k u t t u’ t’
r pp af c 3 d
kV/µs
kV p.u. p.u. kV µs µs kV µs
b
15 Terminal fault 1,5 1,54 28,3 31 2 9,4 12 0,91
Short-line 1 1,54 18,9 31 2 6,3 12 0,61
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 38,3 62 9 12,8 30 0,62
17,5 Terminal fault 1,5 1,54 33,0 34 2 11,0 13 0,97
Short-line 1 1,54 22,0 34 2 7,3 13 0,65
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 45 68 10 14,9 33 0,65
24 Terminal fault 1,5 1,54 45,3 43 2 15,1 16 1,05
Short-line 1 1,54 30,2 43 2 10,1 16 0,70
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 61 86 13 20,4 42 0,71
b
25,8 Terminal fault 1,5 1,54 48,7 45 2 16,2 17 1,08
Short-line 1 1,54 32,4 45 2 10,8 17 0,72
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 66 90 14 21,9 44 0,73
36 Terminal fault 1,5 1,54 67,9 57 3 22,6 22 1,19
Short-line 1 1,54 45,3 57 3 15,1 22 0,79
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 92 114 17 30,6 55 0,81
b
38 Terminal fault 1,5 1,54 71,7 59 3 23,9 23 1,21
Short-line 1 1,54 47,8 59 3 15,9 23 0,81
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 97 118 18 32,3 57 0,82
b
48,3 Terminal fault 1,5 1,54 91,1 70 4 30,4 27 1,30
Short-line 1 1,54 60,7 70 4 20,2 27 0,87
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 123 140 21 41,1 68 0,88
52 Terminal fault 1,5 1,54 98,1 74 4 32,7 28 1,33
Short-line 1 1,54 65,4 74 4 21,8 28 0,88
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 133 148 22 44,2 72 0,90
72,5 Terminal fault 1,5 1,54 137 93 5 45,6 36 1,47
Short-line 1 1,54 91,2 93 5 30,4 36 0,98
fault
Out-of-phase 2,5 1,25 185 186 28 61,7 90 0,99
a
RRRV = rate of rise of recovery voltage.
b
Used in North America.
c
For short-line faults: transient recovery voltage and time quantities are those of the supply circuit. Short-line fault is
only applicable for circuit-breakers designed for direct connection to overhead lines.
– 16 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Remplacer, à la page 84 et Amendement 1, le titre du Tableau 2 par ce qui suit:
Tableau 2 – Valeurs normales des multiplicateurs pour la tension transitoire de
e e
rétablissement pour les 2 et 3 pôles à couper à des tensions assignées
supérieures à 1 kV
Remplacer, à la page 84, la NOTE 1 par ce qui suit:
NOTE 1 Les valeurs pour les tensions assignées inférieures à 100 kV sont à l’étude.
Page 88
4.105 Caractéristiques pour les défauts proches en ligne
Remplacer le texte existant de 4.105 par ce qui suit:
Des caractéristiques pour les défauts proches en ligne sont exigées pour les disjoncteurs de
classe S2 prévus pour être reliés directement à des lignes aériennes (sans liaison par câbles)
et dont la tension assignée est égale ou supérieure à 15 kV et le pouvoir de coupure assigné en
court-circuit supérieur à 12,5 kA. Ces caractéristiques correspondent à la coupure d'un défaut
monophasé dans un réseau à neutre à la terre, où le facteur de premier pôle est égal à 1,0.
NOTE Dans cette norme, un essai effectué en monophasé à la tension phase-terre couvre tous les types de
défauts proches en ligne (voir Annexe L, Article L.3).
Le circuit correspondant au défaut proche en ligne se compose d'un circuit d'alimentation du
côté où le disjoncteur est relié à la source de puissance et d'une ligne courte du côté de la
charge (voir Figure 15), il possède les caractéristiques assignées suivantes:
a) caractéristiques du circuit d'alimentation:
– tension égale à la tension phase-terre U 3 correspondant à la tension assignée U
r
r
du disjoncteur;
– courant du court-circuit, si l'on réalise un défaut aux bornes, égal au pouvoir de
coupure assigné en court-circuit du disjoncteur;
– tension transitoire de rétablissement présumée, pour le défaut en ligne,
correspondant aux valeurs normales du:
ƒ Tableau 25, pour les disjoncteurs dans les réseaux aériens de tensions assignées
inférieures à 100 kV;
ƒ Tableau 1b et du Tableau 1c, pour les disjoncteurs de tensions assignées de
100 kV à 170 kV inclus;
ƒ Tableau 1d, pour les disjoncteurs de tensions assignées supérieures ou égales à
245 kV.
– caractéristiques de la TTRI, pour les disjoncteurs de tension assignée supérieure ou
égale à 100 kV, déduites du Tableau 3.
b) caractéristiques de la ligne:
– les valeurs normales du facteur de VATR, basées sur une impédance d’onde Z de
450 Ω, du facteur de crête assigné k et du temps de retard côté ligne t sont
dL
indiquées dans le Tableau 4. Pour la détermination du retard côté ligne et de la vitesse
d'accroissement de la tension côté ligne, voir la Figure 16;
– la méthode pour le calcul des tensions transitoires de rétablissement à partir des
caractéristiques assignées est donnée dans l'Annexe A.
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 17 –
Replace, on page 85 and Amendment 1, the heading of Table 2 by the following:
Table 2 – Standard multipliers for transient recovery voltage values for second and
third clearing poles for rated voltages above 1 kV
Replace, on page 85, NOTE 1 by the following:
NOTE 1 Values for rated voltages less than 100 kV are under consideration.
Page 89
4.105 Characteristics for short-line faults
Replace the existing text of 4.105 by the following:
Characteristics for short-line faults are required for class S2 circuit-breakers designed for
direct connection to overhead lines (without intervening cable connections) and having a rated
voltage of 15 kV and above and a rated short-circuit breaking current exceeding 12,5 kA.
These characteristics relate to the breaking of a single-phase earth fault in a system with
earthed neutral, where the first-pole-to-clear factor is equal to 1,0.
NOTE In this standard, a single-phase test at phase-to-earth voltage covers all types of short-line fault (see
Annex L, Clause L.3).
The short-line fault circuit is composed of a supply circuit on the source side of the circuit-
breaker and a short-line on its load side (see Figure 15), with the following characteristics:
a) supply circuit characteristics:
– voltage equal to the phase-to-earth voltage U /√3 corresponding to the rated voltage U
r r
of the circuit-breaker;
– short-circuit current, in case of terminal fault, equal to the rated short-circuit breaking
current of the circuit-breaker;
− prospective transient recovery voltage, in case of short-line fault, given by the
standard values in
ƒ Table 25, for circuit-breakers in line systems with rated voltages less than 100 kV ;
ƒ Tables 1b and 1c, for circuit-breakers with rated voltages from 100 kV up to and
including 170 kV;
ƒ Table 1d, for circuit-breakers with rated voltages 245 kV and above.
– ITRV characteristics for circuit-breakers of 100 kV and above derived from Table 3.
b) line characteristics:
– standard values of the RRRV factor, based on a surge impedance Z of 450 Ω, the peak
factor k and the line side time delay t are given in Table 4. For determination of the
dL
line side time delay and the rate-of-rise of the line side voltage, see Figure 16;
− the method for calculation of transient recovery voltages from the characteristics is
given in Annex A.
– 18 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Remplacer, à la page 90, le Tableau 4 existant par le nouveau tableau suivant:
Tableau 4 – Valeurs normales des caractéristiques de ligne
pour les défauts proches en ligne
Tension Nombre de Impédance Facteur Facteur de VATR Retard
assignée conducteurs d'onde de crête
par phase
50 Hz 60 Hz
U Z k s* t
r dL
kV Ω (kV/µs)/kA µs
1 450 1,6 0,200 0,240 0,1
15 ≤ U ≤ 38
r
48,3 ≤ U ≤ 170 1 à 4 450 1,6 0,200 0,240 0,2
r
1 à 4 450 1,6 0,200 0,240 0,5
U ≥ 245
r
NOTE Les valeurs couvrent les cas de défauts en ligne considérés dans cette norme. Pour des lignes très
courtes (t < 5 t ), les exigences indiquées dans ce tableau ne peuvent pas être toutes respectées. Les
L dL
procédures permettant d’aborder le cas des lignes très courtes seront données dans le guide d’application de
cette norme (préparé actuellement par le GT CIGRE A3.11)
* Pour le facteur de VATR s, voir Annexe A.
Page 90
4.106 Pouvoir de fermeture et pouvoir de coupure assignés en discordance de phases
Remplacer le point b) existant par ce qui suit:
b) la tension transitoire de rétablissement doit être conforme au;
– Tableau 24, pour les disjoncteurs dans les réseaux câblés de tensions assignées
inférieures à 100 kV;
– Tableau 25, pour les disjoncteurs dans les réseaux aériens de tensions assignées
inférieures à 100 kV;
− Tableau 1b et au Tableau 1c, pour les disjoncteurs de tensions assignées de 100 kV à
170 kV inclus;
– Tableau 1d, pour les disjoncteurs de tensions assignées supérieures ou égales à
245 kV.
Page 110
Tableau 6 – Indications de la plaque signalétique
Remplacer, à la page 112, la ligne concernant la classe par ce qui suit:
Abbré- Unité Disjonc- Dsipositif Condition:
viation teur de marquage seulement si
manœvre
Classe y Si différent de E1, C1, M1,
S1 pour les tensions
assignées inférieures à
100 kV
Si différent de E1, C1, M1
pour les tensions assignées
supérieures ou égales à
100 kV
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 19 –
Replace, on page 91, the existing Table 4, by the following new table:
Table 4 – Standard values of line characteristics for short-line faults
Rated Number of Surge Peak RRRV factor Time
voltage conductors impedance factor delay
per phase 50 Hz I 60 Hz
U Z k s* t
r dL
kV
Ω (kV/µs)/kA µs
1 450 1,6 0,200 0,240 0,1
15 ≤ U ≤ 38
r
48,3 ≤ U ≤ 170 1 to 4 450 1,6 0,200 0,240 0,2
r
1 to 4 450 1,6 0,200 0,240 0,5
U ≥ 245
r
NOTE These values cover the short-line faults dealt with in this standard. For very short lines
(t < 5t ) not all requirements as given in the table can be met. The procedures for approaching very
L dL
short lines will be given in the application guide to this standard (currently prepared by CIGRE WG A3-
11).
* For the RRRV factor s, see Annex A.
Page 91
4.106 Rated out-of-phase making and breaking current
Replace the existing item b) by the following:
b) the transient recovery voltage shall be in accordance with:
– Table 24, for circuit-breakers in cable systems with rated voltages less than 100 kV;
– Table 25, for circuit-breakers in line systems with rated voltages less than 100 kV;
– Tables 1b and 1c, for circuit-breakers with rated voltages from 100 kV up to and
including 170 kV;
– Table 1d, for circuit-breakers with rated voltages 245 kV and above.
Page 111
Table 6 – Nameplate information
Replace, on page 113, the row on classification with the following:
Abbrevi- Unit Circuit- Operating Condition:
ation breaker device Marking only required if
Classification y If different from E1, C1, M1,
S1 for rated voltages less
than 100 kV
If different from E1, C1, M1
for rated voltages 100 kV
and above
– 20 – 62271-100 Amend.2 CEI:2006
Page 118
Tableau 7 – Essais de type
Remplacer "Essais de défaut proche en ligne*" par ce qui suit:
Défaut proche en ligne * # (U ≥ 15 kV et I > 12,5 kA, dans le cas d’une connection directe à
r sc
des lignes aériennes dans des réseaux à neutre à la terre)
Page 202 et Amendement 1
6.104.5.1 Généralités
Remplacer, à la page 204, le cinquième alinéa et le point a) par ce qui suit:
Les paramètres de la TTR sont définis ci-dessous en fonction de la tension assignée (U ), du
r
facteur de premier pôle(k ) et du facteur d’amplitude (k ). Les valeurs réelles de k et de k
pp af pp af
sont indiquées dans les Tableaux 24 et 25, 1b, 1c, 26, 27, 14a et 14b. Pour les disjoncteurs
de tension assignée supérieure ou égale à 100 kV, correspondant à des réseaux dont le
neutre est habituellement mis effectivement à la terre, le facteur de premier pôle k est égal
pp
à 1,3 comme indiqué dans le Tableau 14a. Dans le cas de réseaux 100 kV à 170 kV dont le
neutre est mis non-effectivement à la terre, le facteur de premier pôle k est égal à 1,5
pp
comme indiqué dans le Tableau 14b.
a) Pour les tensions assignées inférieures à 100 kV
On utilise un tracé de référence de la TTR présumée à deux paramètres pour toutes les
séquences d’essais.
– Dans le Tableau 26, pour les disjoncteurs de réseaux par câbles.
La valeur de crête de la TTR est u = k × k (2/3 ) × U où k est égal à 1,4 pour la
c pp af r
af
séquence d’essais T100, 1,5 pour la séquence T60, 1,6 pour la séquence T30, 1,7 pour la
séquence T10 et 1,25 pour la coupure en discordance de phase.
Le temps t pour la séquence T100 est déduit du Tableau 24. Le temps t pour les
3 3
séquences T60, T30 et T10 est obtenu en multipliant le temps t pour la séquence T100
par 0,44 (pour T60), 0,22 (pour T30) et 0,22 (pour T10).
– Dans le Tableau 27, pour les disjoncteurs de réseaux aériens.
La valeur de crête de la TTR est u = k × k (2/3 ) × U où k est égal à 1,54 pour la
c pp af r
af
séquence d’essais T100, 1,65 pour la séquence T60, 1,74 pour la séquence T30, 1,8 pour
la séquence T10 et 1,25 pour la coupure en discordance de phase.
Le temps t pour la séquence T100 est déduit du Tableau 25. Le temps t pour les
3 3
séquences T60, T30 et T10 est obtenu en multipliant le temps t pour la séquence T100
par 0,67 (pour T60), 0,40 (pour T30) et 0,40 (pour T10).
– Le temps de retard t pour la séquence T100 est 0,15 × t pour les réseaux par câbles,
d 3
0,05 × t pour les réseaux aériens, 0,05 × t pour le circuit d’alimentation du défaut proche
3 3
en ligne.
– Le temps de retard t est 0,15 × t pour les séquences T60, T30 et T10 et pour la coupure
d 3
en discordance de phases.
– La tension u'=u /3.
c
– Le temps t' est déterminé à partir de u', t et t selon la Figure 11, t’ = t + t /3.
3 d d 3
62271-100 Amend. 2 IEC:2006 – 21 –
Page 119
Table 7 – Type tests
Replace “short-line fault tests *” by the following:
* #
Short-line fault tests (U ≥ 15 kV and I > 12,5 kA, in case of direct connection to
r sc
overhead lines in systems with earthed neutral)
Page 203 and Amendment 1
6.104.5.1 General
Replace, on page 205, the fifth paragraph and item a) by the following:
TRV parameters are defined as follows as a function of the rated voltage (U ), the first-pole-
r
to-clear factor (k ) and the amplitude factor (k ). The actual values of k and k are stated
pp af pp af
in Tables 24, 25, 1b, 1c, 26, 27, 14a and 14b. The first-pole-to-clear factor kpp is 1,3 as listed
in Table 14a for all circuit-breakers rated 100 kV and above where systems are usually
effectively earthed. For non-effectively earthed systems from 100 kV to 170 kV, kpp = 1,5 as
listed in Table 14b.
a) For rated voltages less than 100 kV
A representation by two parameters of the prospective TRV is used for all test-duties.
– In Table 26, for circuit-breakers in cable systems.
u = k × k (2/3 ) × U where k is equal to 1,4 for test-duty T100, 1,5
TRV peak value
c pp af r af
for test-duty T60, 1,6 for test duty T30 and 1,7
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
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