Vidéo : Nexus 1500 – Produit

Transcription de la vidéo

Ce que mesure le Nexus 1500+ plus, pourquoi sa précision tient dans la durée, et ce qu'il enregistre quand le réseau se comporte mal. Dans un poste ou sur un gros point de livraison, le même raccordement doit répondre à 3 questions : combien d'énergie est passée, si la tension a respecté la norme, et ce qui s'est passé exactement pendant un creux ou un défaut. Le Nexus 1500+ plus répond aux 3 avec un seul jeu de transformateurs de mesure. Quatre chiffres le résument :

une précision en énergie de 0,06 %, 1 qualité de l'onde de classe A selon la CEI 61000-4-30, des transitoires à 50 mégahertz, et des formes d'onde jusqu'à 1024 échantillons par période. Toutes les 10 secondes, un circuit indépendant contrôle le signal d'entrée et corrige la métrologie : la précision tient dans le temps et en température. Les mesures dépassent la classe 0,1 de l'ANSIC 12 point 20, la précision typique en sortie d'usine est de 0,02 %,

et 2 impulsions d'essai en façade permettent de le vérifier. En comptage, il mesure dans les 4 quadrants, avec un historique pratiquement illimité. Il compense les pertes du transformateur et de la ligne et les erreurs des TC et des TT, intègre des compteurs de gaz ou d'eau par des entrées d'impulsions, et gère les tarifs avec un calendrier horaire perpétuel. Les harmoniques, le flicker, le déséquilibre, les creux, les surtensions et les coupures sont mesurés en classe A :

deux instruments de classe A donnent des résultats comparables. Les harmoniques vont jusqu'au rang 511, les rapports EN 50160 sont produits automatiquement, et chaque événement de tension est placé sur la courbe CBEMA. Deux enregistreurs travaillent côte à côte. L'un capture les formes d'onde de tension et de courant, avec les périodes avant et après l'événement et des défauts jusqu'à 8 fois la pleine échelle. L'autre échantillonne les transitoires à 50 mégahertz, pour voir ce qui se passe à l'intérieur d'une seule période.

Les enregistrements s'exportent en COMTRADE et en PQDIF. L'unité de mesure de phaseurs horodate chaque phaseur de tension et de courant sur l'heure GPS, et envoie les synchrophaseurs à un concentrateur de données de phaseurs. Avec des appareils dans plusieurs postes sur la même base de temps, l'exploitant voit toute la zone d'un coup, et peut détecter l'îlotage. Six ports travaillent en même temps : deux ports Ethernet aux adresses séparées, dont un en fibre, deux ports RS-485 en option, et un port USB et un port optique en façade.

Modbus, DNP3 et CEI 61850 fonctionnent en parallèle : la facturation, le SCADA et l'ingénierie ont chacun leur chemin. Les fonctions s'achètent sous forme de clés d'extension, activées sur site. V1 est la base. V2 ajoute de la mémoire, de la résolution et la CEI 61850. V3 ajoute l'enregistreur de transitoires à 50 mégahertz. Et V4, V5 et V6 ajoutent l'unité de phaseurs et le module de sécurité à chacune des 3 premières. La communication est chiffrée, les mots de passe sont complexes et expirent,

les tentatives échouées bloquent l'accès un moment, et des rôles définissent ce que chaque utilisateur peut faire. Le micrologiciel est signé, et un journal garde trace de chaque modification de l'appareil. Sa place est partout où une petite erreur devient un gros coût : postes, réseaux de distribution, centrales de cogénération, charges critiques et surveillance étendue. Et sa logique de consignes peut aussi agir :

bancs de condensateurs, délestage et schémas de transfert. En chiffres : des entrées directes jusqu'à 600 volts entre phases, des TC de un ou 5 ampères, jusqu'à 4 gigaoctets de mémoire, et un fonctionnement de moins 20 à plus 70 degrés. Analyseurs de réseau, par Amperis.