Digital Substation is an engineering publication focused on IEC 61850 automation, protection systems, and digital grid intelligence.
Les travaux d’harmonisation du modèle d’information commun (CIM) et de l’IEC 61850 se concentrent de plus en plus sur des règles formelles que les outils logiciels pourront traiter directement. Pour les postes numériques, cela ouvre la voie à la transformation automatique des données d’ingénierie et à la vérification automatique de la cohérence entre des modèles de niveaux différents.
Reportage du tutoriel du comité d’études B5 du CIGRE à la session de Paris 2026. Trois experts reconnus ont construit leurs exposés comme une seule séquence historique : bus de processus → protection centralisée (CPC) → virtualisation. La fonction de protection devient une application logicielle, et le serveur une plateforme de calcul que l’on peut remplacer.
Reportage depuis la partie exposition de CIGRE 2026 à Paris. Le thème majeur pour nous a été la virtualisation de la protection — et il ne s'agit plus d'un seul produit expérimental : nous l'avons rencontré sur les stands d'ABB, Siemens, Moxa, Welotec, Kalkitech et d'autres. Certains proposent des fonctions de protection virtualisées (ABB SSC600 SW, Siemens SIPROTEC V, Kalkitech VPR), d'autres les serveurs de poste pour les exécuter (Moxa DA-920E, Welotec RSAPC), d'autres encore assemblent des architectures vPAC multi-fournisseurs sur la plateforme ouverte SEAPATH. La question clé s'est déplacée : il ne s'agit plus de « peut-on faire tourner la protection dans une machine virtuelle », mais de qui définit l'architecture matérielle et répond de la fiabilité de la plateforme de calcul. Et un contraste : tandis que les systèmes secondaires évoluent vers un poste défini par logiciel, les transformateurs de courant optiques d'Arteche ne se sont jamais généralisés, et Hopf a montré le signal d'une antenne GNSS transporté par fibre sur 30 km.
Une exécution de Tekvel Magic — et l'équipement choisi dans le SCL prend vie : un serveur MMS est démarré à partir de son modèle de données, et un panneau de commande s'ouvre dans le navigateur. Vous modifiez les valeurs et la qualité des signaux — et le client du niveau supérieur reçoit de vrais comptes rendus dchg/qchg, exactement comme d'un IED réel. Le module fonctionne sans un seul équipement physique sur le banc : un fichier SCL suffit. Le quatrième cas de la série aborde la tâche de l'autre côté de la table : pour la première fois, Magic n'observe pas le trafic mais le génère — il devient un serveur IEC 61850 pour tester comment le côté récepteur (SCADA, serveur de téléconduite) reçoit et affiche les comptes rendus, y compris une qualité invalide, des données de test et des scénarios rares. Plus un balayage automatique des valeurs et de la qualité pour des tests en masse en un clic.
L'usine de GNL Yamal LNG est alimentée par une centrale électrique propre en îlotage, de 376 MW, reposant sur huit turbines à gaz ; son réseau de distribution couvre 110, 35, 10 et 0,4 kV et plus de cinq cents départs. L'exploitation en îlotage impose des exigences sévères aux calculs de stabilité, de court-circuit et de sélectivité des protections — et donc à l'actualité du modèle numérique. L'article décrit un cycle qui met à jour automatiquement un modèle DIgSILENT PowerFactory à partir de la télémétrie du DMS : le calcul de répartition s'exécute en un seul processus en mode de contrôle externe (Engine mode), sans ouvrir l'interface graphique, et démarre automatiquement dès qu'un nouvel export apparaît. Toute la commande, le diagnostic d'équilibre de puissance et l'analyse de l'historique accumulé tiennent dans une icône de la zone de notification Windows. La solution a été développée en interne et, par son effet opérationnel, est comparable aux modules commerciaux temps réel dont les licences, pour un réseau de cette échelle, se chiffrent en dizaines de millions de roubles.
Dans les projets de postes numériques, l'attention va surtout à GOOSE, SV, PTP et au réseau. Mais il existe une autre couche importante — l'échange MMS et les comptes rendus IEC 61850, par lesquels le SCADA, l'IHM, les passerelles et les systèmes de supervision reçoivent la téléinformation des IED. En pratique, les problèmes y sont trompeusement simples : la connexion MMS est établie, l'équipement est joignable, le client « voit » le serveur — mais les données ne se mettent pas à jour, des signaux disparaissent, des événements se dupliquent ou le bloc de contrôle des comptes rendus ne s'active pas. L'article traite des problèmes les plus aigus des blocs de contrôle des comptes rendus (RptEna, ConfRev, bloc déjà occupé par un autre client, TrgOps, divergence de DataSet, doublons issus du buffer via entryID et foi excessive dans le fichier SCL) et un principe pratique : recouper ensemble le fichier SCL, le modèle MMS réel de l'équipement et une capture PCAP.
Sur un poste numérique, les équipements terminaux signalaient un défaut de communication qui, tout aussi soudainement, revenait à la normale, et la cause restait obscure — car la signalisation était commune. La seule source d'information était un fichier pcap d'environ 11 minutes — près de 186 000 trames GOOSE et plus de 200 sources. Une analyse manuelle sous Wireshark, à ce volume, aurait pris des heures. Nous montrons comment, en quelques minutes, le logiciel Tekvel Magic a transformé la capture réseau en un rapport Excel structuré d'une vérification exceptionnelle.
Le temps précis est une composante obligatoire d'un poste moderne : il est nécessaire à l'enregistrement d'événements et à l'oscillographie, aux Sampled Values, aux mesures phasorielles et à d'autres applications. Mais ne dépendre que d'un récepteur local devient de plus en plus dangereux : le brouillage, les interférences et le spoofing transforment une source satellitaire unique en risque systémique. L'architecture autour d'un ePRTC (enhanced Primary Reference Time Clock) dans le réseau télécom et d'un TDG (Time Distribution Gateway) sur le site propose une approche hétérogène : un temps précis arrive « du ciel », un autre « par voie terrestre ». Dans l'article : ce que sont ePRTC et TDG, comment ils s'inscrivent dans IEC 61850-9-3 PTP et pourquoi un seul récepteur GNSS de secours ne suffit pas.
Une nouvelle version de Skunkworks Network Analyzer — une compilation spécialisée de Wireshark avec des extensions pour l'analyse du trafic IEC 61850 — a été publiée sur le site d'OTB Consulting Services. La mise à jour corrige le SclExtractor, ajuste l'affichage de la sémantique des données et supprime la terminologie obsolète IEC 61850-90-5. Utile aux ingénieurs qui diagnostiquent GOOSE, Sampled Values et MMS sur les postes numériques.
Le 12 mai 2026, Hitachi Energy et TEİAŞ ont annoncé la mise en service du premier pilote de poste numérique de Türkiye. Le périmètre se limite à une travée de départ.
Une seule passe de Tekvel Magic sur les données SCL — et l'on dispose d'un document Word « FORMULAIRE DE TRANSMISSION DE TÉLÉINFORMATION » : synthèse par équipement, détail complet de chaque bloc URCB/BRCB et composition élément par élément de chaque DataSet, avec les descriptions des signaux extraites directement du SCL. Le module fonctionne hors ligne — à partir d'un fichier SCD ou d'un dossier de fichiers CID, sans raccordement aux équipements. Le troisième cas de la série traite la tâche « comment livrer cela » : documentation de remise et documentation as-built en une seule passe, plus un document séparé « Observations de configuration » contenant un audit hors ligne léger.
Siemens Smart Infrastructure a présenté SIPROTEC V — une version virtualisée de SIPROTEC 5 : jusqu'à 60 IED virtuels sur un seul serveur de classe poste, Linux avec noyau temps réel, les familiers DIGSI 5 et IEC 61850 System Configurator. Les fonctions sont organisées par tranches, avec GOOSE, MMS, Sampled Values, PTP, PRP/HSR et cybersécurité NERC CIP / BDEW. Le signal architectural : la protection devient définie par logiciel.
« Doit prendre en charge la CEI 61850 » est une formulation trop générale. Nous examinons où consulter aujourd'hui les certificats de conformité IEC 61850, ce qu'un certificat de conformité confirme réellement, comment se structure un registre de 1650 enregistrements d'essai par éditions et rôles, quels sept paramètres vérifier dans le certificat et en quoi les vérifications de conformité diffèrent des essais d'interopérabilité fonctionnelle. Et comment formuler correctement l'exigence dans le cahier des charges au lieu de la phrase générale sur la « prise en charge de la norme ».