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Rapport de projet de fin d’étude

Département Génie Electrique Section : Electrotechnique et Electronique de puissance

MEMOIRE DE PROJET DE FIN D’ETUDES

Etablissement d’un Système de Contrôle-Commande du Poste 225/60 kV KALAA sur la base du cahier des charges ONE

Réalisé par : M. ET-TOUALY Abdellah

M. ECH-CHADILY Nabil

JURY: M. MAAROUFI

PRÉSIDENT (EMI)

M. CHERKAOUI

EXAMINATEUR(EMI)

M. FERFRA

ENCADRANT (EMI)

M. OUMELLAL

ENCADRANT (ALSTOM)

Année universitaire : 2011-2012

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DEDICACES

Je dédie ce Mémoire : À mes très Chers parents qui ont toujours été là pour moi tout au long de mes études et

qui m'ont donné un magnifique modèle de labeur et de persévérance. J'espère qu'ils trouveront dans ce travail toute ma reconnaissance et tout mon amour. À mes Chères Tantes Souad et Rajae et leurs Maris pour leur affection, compréhension

et patience. À mes Cousins Mohammed, Khalid, Adil et Abdellatif pour leur aide, leur temps, leur

encouragement, leur assistance et soutien. À mes Frères et mes Cousines, mes meilleurs vœux de succès dans vos études. À mes meilleurs Amis qui étaient toujours la pour moi et plus Spécialement Mostafa,

Ilham et Houda et bien sur mon binôme Abdellah. À toi mon petit frère Abdullah, notre source de joie.

À vous monsieur S. Oumellal Comme un témoignage de profonde et affectueuse reconnaissance.

Nabil ECH-CHADILY

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DEDICACES

Je dédie ce Mémoire comme preuve de respect, de gratitude, et de reconnaissance à : Mes parents Pour leur affection, leur patience et leurs prières.

Mes Frères Pour leur confiance, leur présence, leur soutien et leurs encouragements

Mes Amis Pour leur soutien moral et leurs conseils

Tous mes Professeurs Qui ont marqué ma personne tout au long de mes études par leur charisme, leur sérieux et leur générosité.

Monsieur S. Oumellal Comme un témoignage de profonde et affectueuse reconnaissance.

ABDELLAH ET-TOUALY EMI-EEP

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REMERCIEMENTS

Nous tenons

à remercier tout particulièrement et à témoigner

toute notre

reconnaissance aux personnes suivantes, pour l’expérience enrichissante et pleine d’intérêt qu’elles nous ont fait vivre durant ces Trois mois et demi au sein de l’entreprise ALSTOM : Monsieur Smail OUMELLAL, Manager Front Office à Alstom et notre encadrant industriel, pour nous avoir intégré rapidement au sein de l’entreprise et nous avoir accordé toute sa confiance ; pour le temps qu’il nous a consacré tout au long de cette période, sachant répondre à toutes nos interrogations ; sans oublier sa participation au cheminement de ce rapport. Mr. Mohammed FERFRA, professeur à l’Ecole Mohammadia d’Ingénieurs, pour nous avoir encadrés, pour ses compétences, son professionnalisme et sa disponibilité. Messieurs Abdelmalek LAHMAR et Galdric CAILLIS, respectivement Ingénieur technico-commercial et responsable commercial au sein de l’équipe Alstom Grid Automation pour nous avoir pris en charge, confié des tâches, fait confiance, conseillé, encouragé… Mlle

Khadija

FARAH, Messieurs Mouhssine SAOUDI et Stéphane HOR,

respectivement Ingénieure Systèmes, Ingénieur Protections et Ingénieur Systèmes à qui nous avons une particulière et profonde reconnaissance pour l’énorme soutien et les grands efforts déployés pour faciliter notre intégration dans l’équipe Automation. Il nous reste encore à exprimer une pensée pour nos familles proches et nos amis : Familles ET-TOUALY, ECH-CHADILY, EL HASSOUNI… Finalement, nous tenons à remercier toutes les personnes qui ont concouru à rendre ce passage en entreprise agréable.

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Résumé

Le présent rapport décrit le travail réalisé dans le cadre du projet de fin d'études que nous avons effectué au sein de l’entreprise Alstom Grid Automation. Notre projet consiste à réaliser la partie Contrôle-commande du Poste 225/60 kV de Kalaa Sraghna. Mais d’abord, nous avons jugé judicieux de donner un aperçu général sur les postes électriques et de leurs systèmes de contrôle-commande. Ensuite nous avons entamé le corps du sujet en analysant d’abord le cahier des charges ONE, en en dégageant les spécifications qui concernent le contrôle-commande et permettant par suite à élaborer l’architecture du système de conduite de la sous-station, puis à régler et à programmer les différents relais de protections de chaque tranche. Apres, l’accent a été mis sur la réalisation d’une base de données qui est au cœur du système de supervision et qui sera par suite générée et implantée dans les différents équipements. Et pour valider les protections configurées, nous avons effectué les tests et l’étalonnage des fonctions principales de protection.

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ABSTRACT :

This report describes the work as part of the graduation project we have done within the Alstom Grid Automation Company. Our project consists of the achievement of the Control Command for the 225/60 kV Kalaa Sraghna substation. But first, we thought it was appropriate to give an overview of substations and their command and control Systems. Then we began the subject's body by first analyzing the specifications ONE, by releasing the specifications concerning the control and command and can result in developing the architecture of the driving system of substation, and then adjusting to program the various protection relays of each bay. -----------------------------------------------------------------------------

After, the focus was on making a database that is at the heart of the supervision system and that will be generated as a result and implanted in the various devices. And to validate the protections set, we performed tests and calibration of principle protection functions.

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‫ﻣﻠﺨﺺ‬

‫ﯾﻘﺪم ھﺬا اﻟﺘﻘﺮﯾﺮ وﺻﻔﺎ ﺗﻔﺼﯿﻠﯿﺎ ﻟﻠﻌﻤﻞ اﻟﻤﻨﺠﺰ ﻓﻲ إطﺎر ﻣﺸﺮوع اﻟﺘﺨﺮج اﻟﺬي أﺟﺮﯾﻨﺎه ﻓﻲ "أﻟﺴﺘﻮم ﻏﺮﯾﺪ اوﺗﻮﻣﯿﺸﻦ"‬ ‫ﻓﻲ إطﺎر ھﺬا اﻟﻤﺸﺮوع أﺳﻨﺪت ﻟﻨﺎ ﻣﮭﻤﺔ إﻧﺠﺎز اﻟﺠﺰء اﻟﺨﺎص ﺑﺎﻟﺘﺤﻜﻢ و ﻣﺮاﻗﺒﺔ ﻣﺤﻄﺔ اﻟﺘﺤﻮﯾﻞ ‪60/225‬ﻛﯿﻠﻮﻓﻮﻟﺖ اﻟﻤﺘﻮاﺟﺪ ﺑﻘﻠﻌﺔ‬ ‫اﻟﺴﺮاﻏﻨﺔ‪ .‬ارﺗﺄﯾﻨﺎ أوﻻ أن ﻧﻘﺪم ﻟﻤﺤﺔ ﻋﺎﻣﺔ ﻋﻦ ﻣﺤﻄﺎت اﻟﺘﺤﻮﯾﻞ وﻋﻦ أﻧﻈﻤﺔ اﻟﻤﺮاﻗﺒﺔ و اﻟﺘﺤﻜﻢ ﺑﮭﺎ‬ ‫ﺑﻌﺪھﺎ ﻋﻤﺪﻧﺎ إﻟﻰ ﺻﻠﺐ اﻟﻤﻮﺿﻮع ﺑﺎﻻﺷﺘﻐﺎل ﻋﻠﻰ ﺗﺤﻠﯿﻞ دﻓﺘﺮ اﻟﺘﺤﻤﻼت ) اﻟﻤﻜﺘﺐ اﻟﻮطﻨﻲ ﻟﻠﻜﮭﺮﺑﺎء( ﻻﺳﺘﺨﻼص اﻟﻤﻮاﺻﻔﺎت‬ ‫اﻟﺨﺎﺻﺔ ﺑﻨﻈﺎم اﻟﻤﺮاﻗﺒﺔ واﻟﺘﺤﻜﻢ ﻹﻋﺪاد ﺑﻨﯿﺘﮫ و ﺗﻌﺪﯾﻞ و ﺑﺮﻣﺠﺔ ﻣﺨﺘﻠﻒ أﺟﮭﺰة اﻟﺤﻤﺎﯾﺔ اﻟﺮﻗﻤﻲ‬ ‫وﺑﻌﺪ ذﻟﻚ اﻧﺼﺐ اﻟﺘﺮﻛﯿﺰ ﻋﻠﻰ إﻧﺸﺎء ﻗﺎﻋﺪة اﻟﺒﯿﺎﻧﺎت اﻟﺘﻲ ﯾﻘﻮم ﻋﻠﯿﮭﺎ ﻧﻈﺎم اﻹﺷﺮاف و اﻟﻤﺮاﻗﺒﺔ و اﻟﺘﻲ ﯾﺘﻢ ﺗﺤﻤﯿﻠﮭﺎ ﻻﺣﻘﺎ ﻓﻲ‬ ‫ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻟﺤﻮاﺳﺐ‬

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Liste des acronymes

AIS

Air Insulated Station.

AMU

Automatisme Manque de tension

ARS

Auto Reclosing Service

ASCII

American Standard Code for Information Interchange

BD

Base de Données

BT

Basse Tension.

CCHT

Courant Continu Haute Tension

DCS

Distributed Control System

CPL

Courant Porteur de Ligne

DNP3

Distributed Network Protocol

DPC

Double Point Control

DPS

Double Point Status

DPWS

Device Profil Web Service

GIS

Gas Insulated Station

GOOSE

Generic Object-Oriented Substation Events

GPS

Global Positioning System

HT

Haute Tension

ICS

Industrial Control System

IEC

International Electrotechnical Commission

IED

Intelligent Electronic device.

IEEE

Institute of Electrical and Electronics Engineers

IHM

Interface Homme machine

LAN

Local Area Network

LCD

Liquid Cristal Display

MIR

Module d’interface Réseau

MPS

mesurement Point Status

MT

Moyenne Tension

MTU

Master Terminal unit

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OI

Operator Interface

PACiS

Protection Automation Control Integrated Solution

PLC

Programmable Logic Controller

PRP

Protocol Redundancy Parallel

PSL

Programmation of Schema Logic

RTU

Remote Terminal Unit.

SCADA

Supervisory Control And Data Acquisition

SCE

System Configuration Editor

SCL

Standardized substation configuration language

SCS

Substation Control System

SF6

Hexafluorure de souffre

SMT

System Management Tool

SPC

Single Point Control

SPS

Single Point Status

TC

Transformateur de courant.

THT

Très Haute Tension

TLS

Transport layer Security

TPL

Tourner-Pousser-lampe

TT

Transformateur de Tension.

UCL

Unité de Contrôle tranche

WAN

Wide Ares Network.

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Table des matières : INTRODUCTION GENERALE ................................................................................ 19 CHAPITRE I : PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET DU PROJET CONFIE: ............................................................................................................ 21 I.

Présentation du sujet de PFE : ........................................................................... 22

II.

Présentation du groupe ALSTOM: ..................................................................... 23

1.

Secteurs d’activités : ...................................................................................... 23 1.1.

Secteur Power :.................................................................................................... 23

1.2.

Secteur transport : ................................................................................................ 24

1.3.

Secteur Grid : ...................................................................................................... 25

2.

Chiffre d’affaire : .......................................................................................... 26

3.

Historique :.................................................................................................... 27

4.

Personnel d’ALSTOM :................................................................................. 28

5.

Organigramme Hiérarchique ......................................................................... 29

6.

Organigramme d’ALSTOM Grid : ................................................................ 29

III. Présentation de Alstom Grid Maroc : ................................................................. 30 1.

Présentation générale : ................................................................................... 30 1.1.

Organisation : ...................................................................................................... 31

CHAPITRE II : GENERALITES SUR LES POSTES ELECTRIQUES ................. 33 Introduction : .............................................................................................................. 34 I.

Généralités : ........................................................................................................ 34 I.

II.

Types des postes électriques : ........................................................................ 35 1.

Niveaux de tension : ............................................................................................ 35

2.

Technologie de fabrication :................................................................................. 35

Constitution d’un poste THT/HT : ..................................................................... 37

1.

Disposition en Travées : ................................................................................ 37 1.2.

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Travées lignes :.................................................................................................... 37 Page 11

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1.3.

Travées de couplage : .......................................................................................... 37

1.4.

Travées de sectionnement barre : ......................................................................... 38

1.5.

Travées transformateur : ...................................................................................... 38

1.6.

Travées MT : ....................................................................................................... 38

2.

Les Equipements de haute tension : ............................................................... 39 1.1.

Transformateurs :................................................................................................. 39

1.2.

Compensateurs de l’énergie réactive : .................................................................. 40

1.3.

Des équipements d’interconnexion, d’isolement, de coupure et de protection: ...... 40

1.3.1. Les jeux de barres : ........................................................................................... 40 1.3.2. Disjoncteur : ..................................................................................................... 41 1.3.3. Sectionneurs : ................................................................................................... 44 1.3.4. Fusible :............................................................................................................ 45 1.4.

Les réducteurs de mesure : ................................................................................... 45

1.5.

Protection HT : .................................................................................................... 46

a)

Les parafoudres : .............................................................................................. 46

b)

Les éclateurs : ................................................................................................... 47

1.6.

Appareils divers :................................................................................................. 48

a)

Circuit bouchon : .............................................................................................. 48

b)

Diviseur capacitif :............................................................................................ 48

c)

Matériels d’installation : ................................................................................... 49

1.7.

Principaux dispositifs de mise à la terre :.............................................................. 49

a)

Résistance de mise à la terre : ........................................................................... 50

b)

Réactance de terre :........................................................................................... 52

c)

Grille de mise à la terre: .................................................................................... 52

1.8.

Du Génie Civil associé : ...................................................................................... 53

1.9.

D'interface avec le monde extérieur ..................................................................... 53

3.

Equipement de la basse tension : ................................................................... 53 3.1.

Equipements de salle de contrôle-commande : ..................................................... 53

III. Protections et automatismes : ............................................................................. 54 1.

Les fonctions de protection dans un poste électrique : .................................... 54 1.1.

Protection du transformateur : .............................................................................. 55

I.1.1. Protection du transformateur contre les défauts internes : .................................. 56 I.1.2. Protection du transformateur contre les défauts externes :.................................. 57 1.2.

Protection des jeux de barres :.............................................................................. 58

1.3.

Protection des lignes : .......................................................................................... 59

1.4.

Protection des batteries de condensateur : ............................................................ 60

1.4.1. Techniques de protection des condensateurs :................................................... 61

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a) Concept de fusible externe ................................................................................61 b) Concept de fusible interne .................................................................................62 c) Concept de détection de déséquilibre................................................................62 d) Systèmes de protection particuliers : .................................................................62

2.

Les automatismes: ......................................................................................... 63 2.1.

Réenclencheur : ................................................................................................... 63

2.1.1. Intérêt du réenclencheur : .................................................................................. 63 2.1.2. Mode de fonctionnement : ................................................................................ 65 2.2.

L’automatisme de manque de tension :................................................................. 66

2.3.

Contrôle de synchronisme: ................................................................................... 66

2.4.

Délestage : ........................................................................................................... 66

CHAPITRE III : CONDUITE DES POSTES ELECTRIQUES ............................... 67 Introduction : .............................................................................................................. 68 I.

La conduite du Système : .................................................................................... 69

II.

Constitution d’un système de contrôle commande : .......................................... 70

1.

Flux d’informations dans un système de contrôle commande : ....................... 70

2.

Niveaux du système de contrôle commande :................................................. 71

3.

Structure générale d’un système de conduite centralisé : ................................ 72

III. Les équipements physiques du système de conduite:......................................... 74 1.

Equipements de contrôle :.............................................................................. 74 1.1.

Les serveurs de contrôle :..................................................................................... 74

1.2.

Les serveurs SCADA (MTU (Master Terminal Unit) : ......................................... 74

1.3.

Les unités terminales de contrôle distant : (RTU Remote Terminal Unit)............. 74

1.4.

PLC (Programmable Logic Controller) : .............................................................. 74

1.5.

Les IEDs (Intelligent Electronic Devices) : .......................................................... 75

1.6.

Interfaces Homme Machine (IHM) : .................................................................... 75

1.7.

Data Historian : ................................................................................................... 75

2.

Equipements de communication : .................................................................. 75

IV. Les réseaux de communication du système de conduite : .................................. 76 1.

Historique :.................................................................................................... 76

2.

Niveaux des réseaux : .................................................................................... 76

3.

Topologie des réseaux : ................................................................................. 79

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3.1.

Topologie bus : .................................................................................................... 80

3.2.

Topologie en étoile : ............................................................................................ 81

3.3.

Topologie maillée ou en anneau : ......................................................................... 82

4.

Les protocoles de communication série: ........................................................ 82 4.1.

Le protocole MODBUS: ...................................................................................... 83

4.2.

Le protocole IEC 60870-5-103 :........................................................................... 84

4.3.

Le protocole DNP 3 : ........................................................................................... 85

Historique : .................................................................................................................. 85

5.

Protocoles de la communication Ethernet : .................................................... 88 5.1.

Le protocole IEC 61850 :..................................................................................... 88

5.3.1. Caractéristiques du Standard IEC 61850 : ........................................................ 89 5.3.2. Modèle de données dans le Standard IEC 61850 : ............................................. 91

V.

Les principes de la redondance dans les réseaux de communication :.............. 93 1.

La sécurité des réseaux informatiques : .......................................................... 94

2.

Approches mises en œuvre pour sécuriser les communications dans les postes

numériques : ..................................................................................................................... 95 CHAPITRE IV : CONTROLE COMMANDE DU POSTE 225/60KV « KALAA SRAGHNA»........................................................................................................................ 98 Introduction : .............................................................................................................. 99 I.

Présentation du poste Kalaa : ............................................................................. 99

II.

Analyse du cahier de charges : ......................................................................... 101

1.

Clauses générales : ...................................................................................... 101

2.

Tranches à équiper : .................................................................................... 101

3.

Les équipements des tranches : .................................................................... 102 3.1.

Tranche générale de Transport ........................................................................... 102

3.2.

Tranche départ 225KV :..................................................................................... 102

3.3.

Tranche barre 225KV : ...................................................................................... 103

3.4.

Transformateur THT/HT/MT:............................................................................ 103

3.5.

Tranche barre HT : ............................................................................................ 103

3.6.

Tranche départ H.T :.......................................................................................... 103

3.7.

Tranche départ MT batteries de condensateurs : ................................................. 104

3.8.

Tranche services auxiliaires : ............................................................................. 104

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III. Solutions ALSTOM : ........................................................................................ 104 1.

Matériel ALSTOM pour la protection de chaque tranche : ........................... 104 1.1.

Tranche départ 225KV :..................................................................................... 104

1.2.

Tranche transformateur THT/HT/MT :............................................................... 105

1.3.

Tranche départ 60KV : ...................................................................................... 106

1.4.

Tranche barre 225 kV: ....................................................................................... 106

1.5.

Tranche barre 60 kV: ......................................................................................... 106

1.6.

Tranche batterie de condensateurs:..................................................................... 106

2.

Autres matériels de contrôle-commande : .................................................... 107 2.1.

Architecture du réseau local du poste : ............................................................... 107

2.2.

Type de commande :.......................................................................................... 107

2.1.3. Commandes éloignées : .................................................................................. 107 2.1.4. Commande en local : ...................................................................................... 108

3.

Elaboration architecture du système de contrôle commande :....................... 109

4.

Configuration et paramétrages des protections : ........................................... 113 4.1.

5.

Présentation de Micom S1 Studio: ..................................................................... 113

Configuration du système PACiS: ............................................................... 115 5.1. a) 5.2.

6.

Création de la base de données :......................................................................... 115 Présentation du PACiS SCE :.......................................................................... 116 Chargement de la base de données : ................................................................... 117

Elaboration de la base de données :.............................................................. 118 6.1.

Base de données du poste complet : ................................................................... 118

6.2.

Détails du départ 225kV « Tensift II »: ............................................................. 125

a)

Parties de la base de données relative au départ 225kV :.................................. 125

a)

La partie système du départ 225kV : ............................................................... 127

b)

La partie électrique : ....................................................................................... 129

c)

Partie graphique : ............................................................................................ 130

d)

Configuration des relais de protections utilisés dans le départ 225kV : ............ 133

e)

Tests des relais de protections : ....................................................................... 133

CONCLUSION GENERALE ................................................................................... 136 BIBLIOGRAPHIE/ WEBOGRAPHIE .................................................................... 137

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Liste des figures : TABLE DES MATIERES : ..................................................................................................................... 11 FIGURE 1.1 : IDENTITE DU GROUPE ALSTOM ....................................................................................... 23 FIGURE 1-2 : CHIFFRE D’AFFAIRE EN M. EUROS ................................................................................. 27 FIGURE 1-3 : REPARTITION (ET EVOLUTION) DU CHIFFRE D’AFFAIRE ENTRE LES TROIS SECTEURS (ENTRE 2010 ET 2011)............................................................................................................... 27 FIGURE 1-4 : PRINCIPALES ACQUISITIONS D’ALSTOM ...................................................................... 28 FIGURE 1-5 : REPARTITION DU PERSONNEL D’ALSTOM ...................................................................... 28 FIGURE 1-5 : ORGANIGRAMME DU COMITE EXECUTIF ........................................................................ 29 FIGURE 1-6 : ORGANIGRAMME ALSOM GRID .................................................................................. 30 FIGURE 2.1 : UNE PARTIE DE POSTE ELECTRIQUE ISOLEE PAR L’AIR .................................................... 36 FIGURE 2.2 : UNE PARTIE D’UN POSTE ISOLE EN SF6 .......................................................................... 36 FIGURE 2.3 : EXEMPLE D’UN POSTE PREFABRIQUE ............................................................................. 37 FIGURE 2.4 : STRUCTURE STANDARD D’UN POSTE ELECTRIQUE .......................................................... 39 FIGURE 2.5 : TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE DANS UN POSTE OUVERT ........................................ 40 FIGURE 2.6 : DISJONCTEUR A COUPURE DANS L’HUILE ....................................................................... 42 FIGURE 2.7 :- A GAUCHE, DISJONCTEUR SF6 ...................................................................................... 43 -A DROITE, LES ETATS (FERME, EN FERMETURE, OUVERT) DU DISJONCTEUR ....................................... 43 FIGURE 2.8 : DISJONCTEUR A COUPURE DANS LE VIDE ....................................................................... 44 FIGURE 2.9 : ECLATEUR A TIGES ........................................................................................................ 48 FIGURE 2.10 : CIRCUIT BOUCHON DES LIGNES HAUTES TENSIONS ...................................................... 48 FIGURE 2.11: DIVISEUR DE TENSION CAPACITIF ................................................................................ 49 FIGURE 2.12 : TECHNIQUES DE MISE A LA TERRE DU NEUTRE ............................................................. 50 FIGURE 2.13: RESISTANCE DE MISE A LA TERRE ET SON SCHEMA DE RACCORDEMENT ........................ 51 FIGURE 2.14 : REACTANCE DE MISE A LA TERRE DU NEUTRE AVEC LE SCHEMA DE RACCORDEMENT. .. 52 54 FIGURE 2.15 : EXEMPLE D’ARMOIRE ALTOM DE TRANCHE ............................................................... 54 FIGURE 2.16 : LA PROTECTION MASSE CUVE DU TRANSFORMATEUR................................................... 57 FIGURE 2.17 : SCHEMA D’UNE PROTECTION DIFFERENTIELLE TRANSFORMATEUR .............................. 57 FIGURE 2.18 : PROTECTION DES JEUX DE BARRES PAR LA SELECTIVITE LOGIQUE ................................ 58 FIGURE 2.19 : PROTECTION DIFFERENTIELLE HAUTE IMPEDANCE : ..................................................... 59 FIGURE 2.20 : DIAGRAMME R-X DE LA PROTECTION DISTANCE .......................................................... 60 FIGURE 2.21 - BATTERIE AVEC FUSIBLES EXTERNES .......................................................................... 62 FIGURE 2.22 : ALGORITHME DE FONCTION DU REENCLENCHEUR ........................................................ 65 FIGURE 3.1 : FLUX DE DONNEES DANS UN SYSTEME C.C : .................................................................. 71 FIGURE 3.2: LES NIVEAUX D’INFORMATION DANS UN SYSTEME DE CONTROLE COMMANDE ................ 71 FIGURE 3.3: LES PRINCIPALES FONCTIONS D’UN SYSTEME DCS......................................................... 72

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FIGURE 3.4 : STRUCTURE GENERALE D’UN SYSTEME DE CONDUITE CENTRALISE : .............................. 73 FIGURE 3.5 : LES NIVEAUX DES RESEAUX DE COMMUNICATION D’UN SYSTEME DE CONDUITE. ........... 77 FIGURE 3.6 : LA TOPOLOGIE BUS ....................................................................................................... 81 FIGURE 3.7 : EXEMPLE DE TOPOLOGIE BUS, UTILISE POUR RELIER LES RELAIS NUMERIQUE ............... 81 FIGURE 3.8 : TOPOLOGIE ETOILE ........................................................................................................ 82 FIGURE 3.9 : EN ANNEAU

FIG URE 3.10 : MAILLE .......................................................................... 82

FIGURE 3.11 : EXEMPLE DE LA REDONDANCE .................................................................................... 82 FIGURES 3.12 : SYSTEME MULTI PROTOCOLES .................................................................................... 83 FIGURE 3.13 : POSITION D’ETHERNET DANS LE MODELE OSI. ............................................................ 86 FIGURE 3.14 : CONNECTEURS ET COMMUTATEURS ETHERNET. .......................................................... 87 FIGURE 3.15 : MIGRATION VERS LA TOPOLOGIE ETOILE. .................................................................... 88 FIGURE 3.15 : APPLICATION DE L’IEC 61850 ..................................................................................... 91 FIGURE 3.16 : MODELE D’UN EQUIPEMENT DANS LE STANDARD IEC 61850. ...................................... 91 FIGURE 3.17 : PRINCIPE DE LA REDONDANCE .................................................................................... 93 FIGURE 3.18 : TLS VS DPWS............................................................................................................ 96 FIGURE 4.1 : UNIFILAIRE DU POSTE KALAA...................................................................................... 101 FIGURE 4.2 : MICOM STUDIO A L’INTANT DE DEMARRAGE............................................................... 113 FIGURE 4.3 : LISTE DES DOSSIERS DE PARAMETRAGE D’UNE PROTECTION PAT MICOM STUDIO ........ 113 FIGURE 4.4 : EDITEUR PSL DE MICOM STUDIO. ............................................................................... 115 FIGURE 4.5 : FENETRE PACIS SCE LORS DE LA CREATION D’UN NOUVEAU PROJET. ......................... 117 FIGURE 4.6 : ETAPES DE CONFIGURATION D’UN SYSTEME PACIS : .................................................. 118 FIGURE 4.6 : VUE GLOBALE DU PACIS SCE MONTRANT TOUTES LES PARTIES DE LA BD. ................ 119 FIGURE 4.7 : LA PARTIE ELECTRIQUE DE LA BD. .............................................................................. 120 FIGURE 4.8 : VUE DE LA PARTIE SYSTEME (SCS). ............................................................................. 120 FIGURE 4.9 : VUE DE LA PARTIE GRAPHIQUE.................................................................................... 121 FIGURE 4.10 : VUE SYSTEME DU PROJET KALAA .............................................................................. 122 FIGURE 4.11 : VUE UNIFILAIRE GENERALE ....................................................................................... 123 FIGURE 4.12 : VUE DE DETAILS DU DEPART 60KV TANSIFT .............................................................. 124 FIGURE 4.13 : VUE D’AIDE ............................................................................................................... 125 FIGURE 4.14 : EQUIPEMENTS DU DEPART 225KV.............................................................................. 127 FIGURE 4.15 : DETAILS DE LA PARTIE SYSTEME DU DEPART 225KV ................................................. 128 FIGURE 4.16 : LES DETAILS DE LA PARTIE ELECTRIQUE DU DEPART 22KV TENSIFT .......................... 130 FIGURE 4.16 : VUE DE DETAILS DEPART 225KV ............................................................................... 131 FIGURE 4.17 : CREATION DE L’ANIMATION DU SECTIONNEUR........................................................... 131 FIGURE 4.18 : CREATION DE L’AFFICHAGE DE LA TENSION VA SUR L’OI .......................................... 132 FIGURE 4.19 : CREATION DE LA COMMANDE AMU EN/HORS SERVICE SUR L’OI. .............................. 132

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Projet de fin d’études

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Liste des tableaux : TABLEAU 3.1 : CONTRAINTES DES RESEAUX DE CHAQUE NIVEAU................................................... 79 TABLEAU 4.1 : LES RELAIS NUMERIQUES ALSTOM POUR LA TRANCHE DEPART 225KV ............ 105 TABLEAU 4.2 : LES RELAIS POUR LA TRANCHE TRANSFORMATEUR ............................................. 106 TABLEAU 4.3 : RELAIS PROTECTION DEPART 60KV ...................................................................... 106 TABLEAU 4.4 : RELAIS PROTECTION BARRE 225KV ...................................................................... 106 TABLEAU 4.5 : RELAIS PROTECTION BARRE 60KV ........................................................................ 106 TABLEAU 4.5 : RELAIS PROTECTION TRANCHE CONDENSATEURS ................................................ 106 TABLEAU 4.6 : LISTE DES FONCTIONS DE PROTECTION DE LA P444_1.......................................... 125 TABLEAU 4.7: LISTES DES AUTOMATISMES DE LA P444_2 ............................................................ 125 TABLEAU 4.8 : LISTES DES PROTECTIONS REALISEES PAR LE REL 670. ....................................... 126 TABLEAU 4.9: LISTES DES PROTECTIONS REALISEES PAR P141. ................................................... 126

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Projet de fin d’études

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INTRODUCTION GENERALE

Les réseaux électriques sont de plus en plus sollicités, sous l’effet conjugué de l’augmentation de la consommation totale d’énergie, de l’ouverture des marchés à la concurrence et de la part croissante des renouvelables dans le bouquet énergétique. Dans le même temps, la numérisation croissante de l’économie accentue les exigences de fiabilité de la desserte, les interruptions, même de courte durée, pouvant être sources d’énormes manques à gagner. D’où la nécessité d’adopter des systèmes de conduites de réseaux qui répondent à toutes ces exigences et contraintes. L’aptitude de ces derniers à prendre des décisions optimales dépend de la connaissance précise et instantanée de l’état du réseau. Point de départ de la collecte de données : les capteurs placés en des endroits stratégiques de la desserte (Centrales de production, postes électriques…).Ce qui revient à assurer l’échange et le partage de ces données, et de piloter les nœuds qui en sont le centre névralgique. Ainsi, une conduite centralisée du Réseau électrique ne pourrait s’accomplir que si toutes les

composantes du système de contrôle-commande soient mises en jeu et plus

spécialement le Poste électrique. C’est dans ce sens, que vient s’inscrire notre projet de fin d’études qui nous a été confié par ALSTOM GRID AUTOMATION et qui nous a été demandé de répondre à un cahier de charges ONE pour le contrôle commande et la configuration des relais de protection numériques d’un poste 225/60 kV de Kalaa Sraghna. Pour cela, nous avons commencé par présenter l’organisme d’accueil à savoir ALSTOM GRID MAROC et notre projet de fin d’études. Ensuite nous avons

jugé judicieux de

présenter d’une manière générale les postes électriques, leurs équipements et les protections et automatismes qu’on y assure. Puis, nous avons réservé tout un chapitre à la présentation des systèmes de contrôle-commande, des modes de communications, des protocoles et technologies mis en œuvre dans les postes électriques numériques. Après, nous avons abordé EMI-EEP

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le corps du projet en analysant le cahier des charges, présentant nos propositions-solutions Alstom, justifiant l’architecture du système de contrôle-commande, en élaborant une base de données (modèles et interfaces homme machine) pour la gestion de tout le système, après quoi, nous avons fini par une étude détaillée d’une partie (un seul départ 225 kV ) de l’architecture de contrôle-commande, dont nous avons développé les configurations des différents relais de protections et la partie de la supervision et du contrôle. Et pour valider les protections configurées, nous avons effectué les tests et l’étalonnage des fonctions principales de protection.

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Projet de fin d’études

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Chapitre I : Présentation de l’organisme d’accueil et du projet confié:

Dans ce chapitre, nous avons présenté l’organisme d’accueil : ALSTOM GRID MAROC et le projet qui nous y a été confié.

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Projet de fin d’études I.

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Présentation du sujet de PFE :

Intitulé «Etablissement d’un Système de Contrôle-Commande du Poste 225/60 kV KALAA sur la base du cahier des charges ONE» notre projet consiste à bien répondre aux besoins et attentes du client ONE qu’on peut résumer aux points suivants : ·

La conduite du poste à partir du Dispatching National.

·

La commande locale à partir du poste de conduite « synoptique écran ».

·

La commande locale à partir des armoires de relayages « synoptique travée ».

·

La commande en dégradé à partir des armoires de relayages.

Pour ce faire, il nous a été proposé de développer les points suivants :

·

Analyse du cahier des charges ONE et en dégager les exigences et spécifications relatives au contrôle-commande.

·

Proposition des solutions parmi le matériel Alstom.

·

Définition de l'architecture système de l’extension

·

Description du système et des protections.

·

Programmation du système de supervision.

. Le système de supervision et de contrôle-commande programmée doit assurer les fonctions suivantes : ·

Visualisation de l'état du poste en temps réel surveillance et modification de tout organe ou fonction configurée du poste.

·

Traitement des changements d'état.

·

Traitement des alarmes.

·

Edition des informations et alarmes sur imprimante.

·

Mesure, affichage des grandeurs électriques.

·

Dialogue avec les équipements numériques du poste et échange d’informations avec le Dispatching.

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Projet de fin d’études II.

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Présentation du groupe ALSTOM:

Le présent chapitre sera consacré à la présentation de GRID AUTOMATION qui nous a accueillis le long de notre stage et nous a confié le projet de notre stage de fin d’études. D’abord nous allons présenter le groupe sur l’échelle mondiale ; ses filiales et les différents produits et services qu’il offre aux clients en général, ensuite nous évoquerons le Front Office d’ALSTOM au Maroc : « ALSTOM Maroc » et nous finirons par mettre le point sur Grid Automation.

Nom de la société Forme juridique Siège Social

: Groupe ALSTOM : Société Anonyme : France

Slogan de la société : Nous façonnons l'avenir

Figure 1.1 : identité du groupe Alstom

1. Secteurs d’activités : 1.1.

Secteur Power :

Offre une gamme complète de solutions pour la production d’électricité à partir de tout type de ressource : eau, vent, énergie fossile, nucléaire ou géothermique, biomasse. On trouve : • Power Systems : La gamme de solutions va de l’installation de centrales électriques intégrées à la fourniture de tous types de turbines, d’alternateurs, de chaudières et de systèmes de contrôle des émissions. • Power services : EMI-EEP

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Projet de fin d’études

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Il propose également un ensemble de services couvrant notamment la modernisation, la maintenance et l’assistance à l’exploitation des centrales: ü La gestion de centrales : contrats de service sur mesure, notamment pour l’exploitation et la maintenance des centrales pendant tout leur cycle de vie. ü Le conseil et l’assistance : services techniques, formation, surveillance

et

diagnostic, analyse des performances. ü Alstom possède également une longue expérience dans le domaine de la réhabilitation de centrales existantes, un savoir-faire précieux à l’heure où les centrales installées dans le monde vieillissent et où elles doivent respecter des réglementations environnementales de plus en plus strictes, et ü Les services sur site : gestion des arrêts de tranche, réparations sur site, montage, mise en service, construction et supervision. 1.2.

Secteur transport :

Le Secteur Transport fournit, partout dans le monde, des équipements, des systèmes et des services ferroviaires pour les transports urbains, régionaux et grandes lignes, ainsi que pour le transport de fret. Alstom conçoit, met au point, fabrique, met en service et entretient les matériels roulants Correspondants. ·

Trains :

L’offre d’Alstom couvre tous les types de véhicules ferroviaires pour le transport de passagers, des tramways aux trains à très grande vitesse. Alstom propose des locomotives, des systèmes de signalisation embarquée, des pièces détachées, ainsi que des services de maintenance. ·

Infrastructures (voie et électrification) :

L’offre de produits et services Infrastructures d’Alstom est destinée à la fois aux transports urbains et aux réseaux de grandes lignes ; elle couvre les activités suivantes : ü conception et construction de lignes nouvelles. ü conception et construction d’extensions de lignes existantes. ü modernisation de lignes existantes.

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Projet de fin d’études §

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Systèmes de contrôle du trafic ferroviaire (signalisation et systèmes d’information) :

Sur le segment des grandes lignes, le Secteur offre une large gamme de produits, organisée autour de plusieurs centres d’excellence : ü Systèmes de contrôle et supervision des trains et modules électroniques à Villeurbanne (France). ü Systèmes d’enclenchement et équipements de voie à Bologne (Italie). ü Centres intégrés de contrôle et de sécurité et solutions de transport urbain à SaintOuen (France). ü Solutions de transport grandes lignes à Charleroi (Belgique). ü Solutions de transport fret à São Paulo (Brésil).

1.3.

Secteur Grid :

Le Secteur Grid conçoit et fabrique des équipements et des solutions clés en mains pour piloter les réseaux électriques et transporter l’électricité depuis la centrale jusqu’à l’utilisateur, qu’il s’agisse d’une société publique de distribution, d’un industriel ou d’une usine de production. ü Il est un des trois principaux acteurs dans le marché de la transmission d’électricité, avec des technologies clés dans la haute et très haute tension et dans le domaine des « réseaux intelligents ». ü Grid est numéro un mondial pour des produits et technologies clés tels que les sousstations à isolation gazeuse (GIS), les sectionneurs ou la transmission de courant continu à haute tension (CCHT). ü Possède plus de 90 sites industriels et d’ingénierie dans le monde, avec plus de 20 000 employés. Le secteur Grid est départagé en Quatre Activités : §

Produits :

Offre les produits : ü Postes à isolation gazeuse (GIS)

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Projet de fin d’études

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ü disjoncteurs à haute tension ü Transformateurs de mesure ü Sectionneurs ü Transformateurs de puissance §

Systems :

Ils offrent les services et les produits suivants : ü Projets clés en main ü Postes électriques haute tension ü Électronique de puissance ü Interconnexions Courant Continu Haute Tension (CCHT) ü Installations de production d’énergie électrique ü Intégration de réseaux pour tout type de production §

Automation :

Ils interviennent principalement : ü Solutions pour la protection, le contrôle et la gestion des réseaux électriques ü N°1 pour les systèmes Network Management Solutions (e-terra) ü Un leader dans l’automatisation des sous-stations avec une gamme complète de solutions (MICOM et PACIS). §

Services :

Ils s’intéressent aux activités relatives : ü montage et mise en service. ü Contrôle, entretien, réparation et mise en conformité des actifs. ü Formation et qualification

2. Chiffre d’affaire : Le Groupe ALSTOM a réalisé dans les trois dernières années le chiffre d’affaire cidessous :

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Figure 1-2 : chiffre d’affaire en M. Euros Chaque filiale du groupe contribue au chiffre d’affaire par les ratios donnés par le graphe circulaire suivant :

Figure 1-3 : Répartition (et évolution) du chiffre d’affaire entre les trois secteurs (entre 2010 et 2011). 3. Historique : Connue à l’origine sous le nom ALSTHOM (contraction d’Alsace et de Thomson), qui depuis 1928 (Année de la fusion entre la Société Alsacienne de la Construction Mécanique « S.A.C.M » et la Compagnie Française Thomson Houston « C.F.T.H ») a réalisé plusieurs acquisitions et fusions avec de nombreuses sociétés. Cette évolution est illustrée par la figure suivante :

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Figure 1-4 : Principales acquisitions d’ALSTOM N.B : Dates clés pour le groupe ·

La nomination ALSTOM date de 1998, année d’acquisition de Cegelec – T&D.

·

En 2010, ALSTOM se dote d’un 3ème secteur par l’acquisition de l’activité transmission d’Areva : ALSTOM GRID.

4. Personnel d’ALSTOM : Plus que 96 500 collaborateurs repartis partout dans le monde sur plus de 100 pays, comme suit :

Figure 1-5 : Répartition du personnel d’Alstom

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N.B : Chiffres Clés pour le groupe : ü 42 000 collaborateurs ont bénéficié d’un entretien annuel de compétences. ü 70 % des collaborateurs ont suivi une formation en 2010. ü 108 vidéos d’échange d’expériences en ligne sur AUTube. 5. Organigramme Hiérarchique : La structure du comité exécutif d’ALSTOM est résumée par l’organigramme suivant :

Figure 1-5 : Organigramme du comité exécutif

6. Organigramme d’ALSTOM Grid : Alstom Grid est une entité indépendante en matière de gestion interne au sein du groupe Alstom :

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Figure 1-6 : organigramme ALSOM GRID

III.

Présentation de Alstom Grid Maroc :

1. Présentation générale : Alstom GRID Maroc «Ex Areva T&D Maroc » est présent au Maroc depuis 2004. C’est une filiale de la branche GRID du groupe français Alstom et en charge de la part locale des projets dans le domaine de la transmission de l’électricité. Comme d’autres filiales du groupe, Alstom GRID Maroc est une représentation de l’ensemble des unités de la branche GRID sous la couverture commerciale de l’entité Sales qui assure la fonction de présenter et développer l’activité commerciale des unités productrices des équipements auprès des clients.

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Raison social

: Alstom GRID Maroc

Forme juridique

: SARL

Date de creation

: 01/01/2004

Capital social

: 100 000 MAD

Directeurs

: Mr François HUSSENOT / Mr Mohamed CHAKER

Adresse

: Immeuble SHADOW, Lotissement ATTAOUIFIK sidi Maarouf Casablanca_ Maroc

Nombre de salarie : 30 employés Site web

1.1.

: www.alstom.com/grid/

Organisation :

Les principales entités qui forment la structure locale d’Alstom GRID Maroc sont :

Alstom GRID Maroc

Sales

·

Systèmes

Services

Automation

L’unité Service « MSC » Morocco Service Casablanca qui fournit des services de maintenance, de rénovation et de formation, ainsi elle offre : ü Conseil en réseaux électrique, ü Montage et mise en service des équipements électrique de HT & THT, ü Contrôle, entretien, réparation et mise en conformité des actifs, ü Fournitures des pièces de rechanges, ü Formation et qualification sur les équipements Alstom Grid.

·

L’unité Système : elle a comme mission la construction et les travaux d’extension des postes très haute tension THT, ainsi elle offre des projets clé en main.

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Projet de fin d’études ·

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L’entité de « service partagé » ou encore « Shared Services » c’est une entité a été créée pour assurer les activités administratives, les travaux de comptabilité, aménagement et autres travaux et services auxiliaires, dont les frais de gestion sont partagés par les diverses unités principales.

Puisque notre stage s’est déroulé au sein de l’entité

Automation SAS (Substation

Automation Solution), il s’avère alors judicieux de présenter ses activités : L’unité automation a pour mission d’offrir des : ü Solutions d’automatisation de postes électriques, ü Gestion de la production et de la charge, ü Solutions de stabilisation des réseaux, ü Protection et contrôle.

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Chapitre II : Généralités sur les postes électriques

Dans ce chapitre, nous avons présenté en général les postes électriques THT/HT, leurs constitutions (différentes travées), leurs équipements, les protections et les fonctions automatismes associées. Nous n’allons traiter que les parties essentielles et qui seront déterminantes dans la compréhension de la partie réalisation de notre projet.

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Introduction :

Traditionnellement, les sous stations sont conçues sur la base de schémas préétablis, sur des concepts et des exigences très conservatives. Cette approche-là pourrait limiter le degré de liberté pour la mise en forme de nouvelles solutions. Le mieux adapté avec cette approche est d’incorporer de nouvelles technologies primaires et secondaires dans les standards de la préingénierie. Une autre méthode plus innovatrice serait d’adopter une approche qui prend en compte des exigences fonctionnelles comme celles du client ou du système, et qui permet de développer des solutions alternatives. Le design de la sous-station doit inclure la considération du fonctionnement sûr et de la maintenance des équipements sélectionnés.

I.

Généralités :

Les postes électriques sont les carrefours du réseau électrique ;

les points de

raccordement (nœuds), ils offrent les fonctions principales suivantes : ·

Le Raccordement des centrales au réseau.

·

L’Interconnexion avec les pays voisins.

·

La transformation des niveaux de tensions : élévateur ou abaisseur

·

La modification des caractéristiques de l’énergie électrique (tension, facteur de puissance…) à travers les transformateurs et les techniques de compensation.

Ainsi que des fonctions Supplémentaires servant à fiabiliser le réseau et croitre sa sureté : ·

La surveillance et la conduite du réseau en local ou depuis un centre de contrôle.

·

La protection des lignes et des équipements afin d’éviter son dégradation et pour assurer la continuité de service.

·

La configuration et la modification de la topologie du réseau électrique.

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Les défaillances au niveau des postes sont particulièrement graves sur le plan de la sûreté, car elles peuvent occasionner la perte de plusieurs ouvrages de production et de transport et conduire à des incidents hors dimensionnement. I.

Types des postes électriques :

On distingue plusieurs types des postes électriques selon les niveaux de la tension des réseaux qu’ils relient et en fonction de la technologie de fabrication : 1. Niveaux de tension : ·

Les postes THT/HT : ils sont situés sur ligne de transport, utilisés principalement pour l’alimentation des réseaux de distribution et assure l’interconnexion des centrales avec le réseau THT.

·

Les Postes HT/MT : ils sont situés sur les lignes de distribution, utilisés principalement pour l’alimentation des parties de la ville et les consommateurs moyens.

·

Les postes MT/BT : situés vers les extrémités des réseaux de distribution, ils approvisionnent en électricité tous les clients basses tensions (les petits consommateurs).

2. Technologie de fabrication : Le choix de la technologie de fabrication repose généralement sur la disponibilité du terrain et la durée de réalisation du projet, on distingue : ·

Les postes ouverts : (AIS : Air Insulated Substation)

Généralement utilisés en extérieur vu qu’ils occupent une grande surface du terrain. Ils sont appelés ainsi car l’isolation entre les parties actives est assurée par l’air libre…

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Figure 2.1 : une partie de poste électrique isolée par l’air

·

Postes blindés : (GIS : Gaz Insulated Substation)

Ils utilisent des cellules blindées où les équipements électriques sont installés dans des caissons étanches utilisant comme diélectrique le gaz SF6. Ce type de poste est construit en extérieur comme en intérieur et offre l’avantage qu’il n’occupe pas une grande surface de terrain (le dixième de la surface occupée par un poste isolé par l’air), et une bonne protection des équipements contre les détériorations par l’exposition à l’air atmosphérique humide…

Figure 2.2 : une partie d’un poste isolé en SF6

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Postes préfabriqués :

Ils sont majoritairement utilisés en moyenne tension. Ils font appel au matériel compact installé dans des armoires métalliques étanches (jusqu’à 2MVA environ) par travée ; l’installation est principalement faite à l’intérieur.

Figure 2.3 : exemple d’un poste préfabriqué

II.

Constitution d’un poste THT/HT :

1. Disposition en Travées : Dans un poste électrique les équipements de puissance sont assemblés (conventionnellement) par travée, on trouve : 1.2. Travées lignes : Les travées ligne sont constituées de deux parties : • La tête de travée regroupe les équipements de contrôle, les appareils de protection et de sectionnement : les combinés de mesure (TT et TC), disjoncteur, sectionneur d’isolement et de mise à la terre de la ligne. • L’aiguillage comporte seulement les sectionneurs permettant d’effectuer les manœuvres de verrouillage de la tête travée. 1.3. Travées de couplage : Elles permettent la jonction ou la séparation de deux jeux de barre ou de leurs tronçons pour le transfert du jeu de barre sans coupure d’alimentation afin d’assurer la continuité d’approvisionnement.

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1.4. Travées de sectionnement barre : Le sectionnement est réalisé par deux manières : ·

L’utilisation du sectionneur seul.

·

L’association d’un sectionneur et un disjoncteur qui assure la protection de débouclage ou de la protection de jeux de barres.

1.5. Travées transformateur : Elles comportent trois parties : ·

Tête de travée constituée par un disjoncteur.

·

L’aiguillage regroupe l’ensemble des sectionneurs à coupure visible pour le verrouillage et l’isolement visible du circuit.

·

Banc transformation comporte le transformateur de puissance, les réducteurs de tension et de courant, et parfois des parafoudres et un transformateur de soutirage pour l’alimentation des auxiliaires.

1.6. Travées MT : Elles assurent les fonctions : ·

La protection et la séparation du réseau MT.

·

L’alimentation du comptage.

La structure standard d’un poste de transformation est donnée par la figure ci-dessous :

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Figure 2.4 : structure standard d’un poste électrique

2. Les Equipements de haute tension : 1.1. Transformateurs : Le transformateur est l’équipement

principal dans un poste électrique, on trouve

généralement un ou plusieurs transformateurs de puissance. Parfois on utilise un seul transformateur de puissance à double secondaire où le tertiaire (appelé « biberon ») est utilisé pour alimenter les auxiliaires. Le transformateur permet de fournir au distributeur de l’énergie électrique une tension régulée.

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Cette régulation est assurée par un régleur en charge contenant 21 prises équivalentes à des tensions de valeurs différentes.

Figure 2.5 : Transformateurs de puissance dans un poste ouvert

1.2. Compensateurs de l’énergie réactive : Pour compenser l’énergie réactive due aux effets capacitifs dans les lignes de transport ou minimiser l’effet du phénomène Ferranti. Il y a deux types de compensation à savoir : ü La compensation parallèle : est assurée par

l’installation d’un ensemble de

gradins constitués de condensateurs et selfs en parallèle à la ligne pour diminuer les pertes. ü La compensation série : est assurée par permettant

l’insertion des réactances électriques

d’éviter les surtensions au bout d’une

ligne reliant deux postes

éloignés lorsqu’elle est ouverte. Ce type de compensation est utilisé dans les postes 400kV au Maroc.

1.3. Des équipements d’interconnexion, d’isolement, de coupure et de protection: 1.3.1. Les jeux de barres :

Ce sont des barres conductrices généralement en cuivre (ou Aluminium), elles assurent la connexion entre les différents travées d’un poste électrique. EMI-EEP

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1.3.2. Disjoncteur :

Assure la coupure des courants de court-circuit (et éventuellement de surcharge) , le transit et la déconnexion des ouvrages. Son pouvoir de coupure doit être supérieur au courant de court-circuit maximal (court-circuit triphasé front loin de l’alternateur, court-circuit biphasé terre à proximité de l’alternateur). Exemple de caractéristique d’un disjoncteur de l’ONE, 72KV-2000A :

Les types des disjoncteurs suivant la technique de coupure : a) Disjoncteur à coupure dans l’huile : Les pôles du disjoncteur sont baignés dans l’huile, on distingue deux types de disjoncteurs à huile à savoir : ·

Le disjoncteur à coupure dans l’huile à réservoir commun c.-à-d. tous les pôles du disjoncteur sont baignés dans un seul réservoir plein d’huile. L’huile est utilisé à la fois pour éteindre l’arc et isoler les pôles entre eux aussi les pôles et la cuve. Ce type est moins utilisé

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Projet de fin d’études ·

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Le disjoncteur à coupure dans l’huile à réservoir distincts, chaque pôle est baigné dans son propre réservoir. L’huile est utilisée seulement pour l’extinction de l’arc. L’isolation est assurée par une matière isolante.

Figure 2.6 : disjoncteur à coupure dans l’huile Ce type de disjoncteur présente les inconvénients suivants : ·

Partant du fait que l’huile est inflammable, le disjoncteur risque de s’exploser.

·

Il demande beaucoup de maintenance, et à chaque opération de maintenance il faut changer toute la quantité de l’huile.

·

Montage vertical.

b) Disjoncteur à coupure dans le gaz SF6 : L’extinction de l’arc est assurée par l’hexafluorure de Soufre à une pression de cinq à sept bar. Le disjoncteur SF6 présente les avantages suivants : ·

Il ne présente aucun risque.

·

Montage flexible : possibilité du montage horizontale ou vertical.

·

Peu de maintenance, il suffit de vérifier la pression et la propreté extérieure.

·

Possibilité de réutilisation du gaz après une opération de maintenance.

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Figure 2.7 :-à gauche, disjoncteur SF6 -à droite, les états (fermé, en fermeture, ouvert) du disjoncteur c) Disjoncteur à air comprimé : L’extinction est faite par la prolongation de l’arc à l’aide d’un courant d’air à haut pression (20 -40 bars). Ce type de technique se caractérise par : ·

La rapidité de coupure et une faible durée de l’arc.

·

Une faible usure des pôles lors des manœuvres.

·

Facilité de la maintenance mais avec un cout important.

Le disjoncteur à coupure dans l’air comprimé présente l’inconvénient qu’il provoque un grand bruit lors de la fermeture ou l’ouverture, raison pour laquelle ce type de disjoncteur n’est plus utilisé dans les agglomérations. d) Disjoncteur à coupure dans le vide : Les pôles se trouvent dans des chambres vides en verre. Ils sont utilisés pour les niveaux de tension jusqu’au 30KV. Ils se caractérisent par : ·

Le pôle mobile ne traverse qu’une petite distance.

·

Un petit volume et un faible poids : très compact.

·

Une longue durée de vie mais qui dépend de la valeur du courant coupé.

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A chaque maintenance il faut changer la chambre de coupure.

Figure 2.8 : disjoncteur à coupure dans le vide e) Disjoncteurs et différentes fonctions de commandes : Les disjoncteurs peuvent avoir trois circuits de contrôle : ü circuit de fermeture. ü circuit de déclenchement N°1. ü circuit de déclenchement N°2. Ces Trois circuits permettent au disjoncteur de répondre amplement aux différents types de commande: ·

Commande en local.

·

Commande par dispatching.

·

Commande à distance (salle de contrôle).

·

Commande manuelle.

1.3.3. Sectionneurs :

Ils assurent, après la coupure des courants par les disjoncteurs, un rôle d'isolement, d'aiguillage des ouvrages sur les jeux de barres, et ils permettent aussi une coupure visible.

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1.3.4. Fusible :

Un fusible permet de protéger 'un circuit d'alimentation contre les courts-circuits . Cette protection permet dans le cas général : ·

de garantir l'intégrité et la possibilité de remise en service du circuit d'alimentation, une fois le défaut éliminé ;

·

d'éviter les conséquences potentiellement catastrophiques qu'engendrerait une surintensité durable ou un court-circuit : dégradation des isolants, destruction d'appareils, projection de matières en fusion, départ d'incendie, etc.

1.4.

Les réducteurs de mesure :

La manipulation directe de la THT est très dangereuse ajoutant l’encombrement des appareils de mesures en raison d’isolation, raison pour laquelle il est nécessaire d’installer les réducteurs de mesure (les TCs et les TTs). ·

Le transformateur de tension (TT) : permet d’abaisser la tension à une valeur standard de 100V, pour la THT on utilise généralement des TTs capacitifs ; un ensemble de condensateurs branchés en série réalisant ainsi un diviseur de tension. Ce type de transformateurs présente les défauts liés au phénomène de la ferrorésonance.

·

Le transformateur de courant (TC) : permet d’abaisser l’intensité du courant à deux valeurs standard 1/5A. On distingue les TCs destinés pour les appareils de mesures qui ont une bonne précision autour de point de fonctionnement nominale et les TCs destinés aux appareils de protection dont la précision doit être garanti à un courant égal à 20 fois le courant nominale.

·

Combiné de mesure : c’est un dispositif qui combine deux transformateurs :deux transformateurs de courant (un TC pour les relais numériques et un TC pour les mesures) et un transformateur de tension.

Avec le développement du contrôle-commande des postes électriques, toutes les fonctions de mesure des différentes grandeurs (tension, courant, puissance, fréquence…) sont intégrées

dans un seul appareil dit « centrale de mesure ». Cet appareil est capable de

mesurer, afficher les valeurs sur un écran LCD de supervision et de les communiquer équipements.

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Projet de fin d’études 1.5.

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Protection HT :

a) Les parafoudres :

C’est un dispositif qui permet la protection les lignes et les autres équipements contre les surtensions causées par les décharges atmosphériques qui peuvent les détériorer. Définition et caractéristiques : Un parafoudre est caractérisé par les principales grandeurs suivantes : Ø La tension d'amorçage est la tension minimum pour laquelle le parafoudre fonctionne. A 50 Hz, elle aura pour valeur au moins 2 fois la valeur efficace la plus élevée du réseau. Au choc, elle dépend très fortement de la forme d'onde ; elle est généralement définie pour une onde 1,2/50 ou 4/10 et 8/20 pour des ondes de courant. Ø La tension résiduelle est la tension maximum aux bornes du parafoudre pendant le passage du courant de décharge. Tension et courant sont liés par :

Ø La tension d’extinction ou tension de désamorçage est la valeur la plus élevée de la tension de service pour laquelle le parafoudre interrompt son courant de suite. C'est généralement la valeur qui désigne le parafoudre. Ø Le pouvoir de décharge est l'intensité maximum du courant que le parafoudre peut écouler, plusieurs fois de suite, sans être endommagé. Ø Le courant de suite est le courant fourni par le réseau et qui subsiste un temps plus ou moins long après le passage du courant de décharge. Il doit s'annuler de lui-même à la fin d'une alternance de la tension. Un parafoudre doit remplir les conditions suivantes : ·

A l'apparition d'une surtension, mettre le conducteur à la terre dans un temps très court (< 0,1 µs).

·

Se désamorcer rapidement après l'écoulement à la terre de la décharge.

·

Avoir une tension d'amorçage et une tension résiduelle aussi stables que possible pendant des années. En outre, Chacune d’elles doit être indépendante de la polarité, de la forme de l'onde et des conditions climatiques.

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Exemple de caractéristique d’un parafoudre de l’ONE 245KV :

b) Les éclateurs :

Le moyen le plus simple de protéger un réseau est de placer des éclateurs selon le schéma ci-après :

L’éclateur représente une solution simple, économique et facilement réalisable. Pourtant, il présente l’inconvénient majeur que l'arc amorcé par la surtension crée un milieu ionisé qui fait que le courant de fuite est pratiquement égal au courant de court-circuit. Il s'ensuivra une interruption de service provoquée par les protections contre les surintensités, ce qu'il faut naturellement chercher à éviter.

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Figure 2.9 : éclateur à tiges 1.6.

Appareils divers :

a) Circuit bouchon :

Inséré dans un conducteur de la ligne Haute tension, il permet le passage du courant 50Hz transitant dans la ligne tout en contraignant les fréquences du courant porteur (de l’ordre de 100 à 300 k hertz) à partir en ligne dans la bonne direction

Figure 2. 10 : Circuit Bouchon des lignes hautes tensions b) Diviseur capacitif :

En

tension alternative, on recourt au diviseur capacitif pour minimiser les pertes

d’énergie.

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Projet de fin d’études

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Figure 2.11: Diviseur de tension Capacitif

La capacité C1 est un condensateur à haute tension dont la valeur de capacité est beaucoup plus faible que celle du condensateur C2 de la branche basse tension. D’autre part, on néglige la grande impédance du voltmètre devant celle de C2.

c) Matériels d’installation :

·

charpentes, supports métalliques des appareils HT, isolateurs posés.

·

câbles nus aériens et câbles isolés multiconducteurs raccords HT/MT, armements (isolateurs de lignes).

· 1.7.

Le circuit de terre qu’on détaillera par suite. Principaux dispositifs de mise à la terre :

La mise à la terre du neutre des installations électriques a pour objectifs : ·

Fournir une référence pour toute l’installation et permettre de véhiculer le courant de défaut d’isolement.

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La sécurité des utilisateurs, par la réduction de la tension de contact avec les carcasses mises accidentellement sous tension.

Il y a plusieurs techniques de mise à la terre, selon le régime du neutre utilisé. La figure suivante résume ces techniques :

Figure 2.12 : techniques de mise à la terre du neutre

a) Résistance de mise à la terre :

La résistance insérée entre le point neutre d'un transformateur et la terre a pour but de limiter à une valeur raisonnable l'intensité circulant dans ce circuit en cas de défaut entre une phase et la terre. Les résistances doivent donc supporter un certain courant parasite en permanence.

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Figure 2.13: Résistance de mise à la terre et son schéma de raccordement

La valeur de la résistance à insérer dans le circuit de terre est donnée par la relation : R = U / √ 3.I U : La tension de la ligne I : la plus grande valeur du courant en plein charge du transformateur Cette méthode offre les avantages : ·

Réduire l’influence de l’arc électrique

·

Dissipation de l’énergie de défaut dans la résistance

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b) Réactance de terre :

Dans ce système, au lieu de la résistance, une réactance est connectée entre le neutre et la terre. Le système est représenté dans la figure 2.14 .Ce système présente l’inconvénient d’avoir des tensions très grandes en régime transitoire.

Figure 2.14 : réactance de mise à la terre du neutre avec le schéma de raccordement. La différence entre cette technique et l’autre (technique de la résistance), est que le courant de défaut devrait nécessairement être supérieur ,au moins, à 25% du courant maximal de défaut (défaut triphasé). c) Grille de mise à la terre:

Pour obtenir une résistance de terre très faible dans le cas des postes haute tension, on réalise une grille par des conducteurs de cuivre nus interconnectés qu’on enterre à une profondeur de 0.3 à 0.6 m. cette méthode permet de contrôler en tout point du poste la tension de contact pour la sécurité des utilisateurs. Il existe d’autres techniques pour la mise à la terre qui présentent chacun des avantages et des inconvénients à savoir : ·

Système résonnant : bobine de Peterson.

·

Transformateur de mise à la terre.

·

Neutre raccordé directement à la terre.

·

….

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Projet de fin d’études 1.8.

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Du Génie Civil associé : Tout ce qui relate aux fondations, caniveaux, clôtures, bâtiments, drainage, piste, accès…

1.9.

D'interface avec le monde extérieur

·

Téléphone.

·

Synchro satellite (GPS).

·

Télécommunications.

·

Etc.

3. Equipement de la basse tension : ·

système de conduite et surveillance (contrôle commande)

·

système de protection

·

auxiliaires et servitudes (éclairage, Climatisation, Ventilation des Transformateurs, alimentation des organes de la motorisation des disjoncteurs et des sectionneurs.)

On détaillera par suite les deux premiers points : 3.1.Equipements de salle de contrôle-commande : Une salle de contrôle-commande est équipée de tout le matériel nécessaire à la supervision et le contrôle commande pour la surveillance et la conduite du poste à savoir : ·

Des POs de supervision pour surveiller l’ensemble du poste : o Les mesures, o Les états des organes, des alarmes, o Le comportement des différents équipements lors d’un défaut.

·

Un PC d’ingénierie et des imprimantes : pour analyser, stocker et imprimer les données qui proviennent des appareils de protection et de mesure.

Assemblage des IEDs et les équipements de contrôle commande : Les IDEs (relais de protection numérique, centrale de mesure…) d’une tranche sont installées dans une armoire de relayage dédiée à cette tranche. Les tranches qui constituent EMI-EEP

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souvent un poste ONE sont : tranche générale, tranche transformateur et les tranches des départs, tranche de jeux de barres, tranche des services auxiliaire, et parfois une tranche des batteries de condensateur. Le nombre des tranches dépend principalement de l’importance du site et de sa puissance.

Figure 2.15 : exemple d’armoire ALTOM de tranche

III.

Protections et automatismes :

1. Les fonctions de protection dans un poste électrique : Les appareils de protection installés dans un poste électrique assurent la protection des équipements de puissance du poste et celle des lignes contre les défauts entre phases et entre phase et la terre. Les courts circuits :

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Un court-circuit engendre un courant de nature instantanée produit par un défaut d’impédance dont la valeur devient négligeable entre deux points du même circuit. Il est due généralement à: ·

Rupture de conducteurs

·

Coup de foudre

·

Contact intempestif

·

Claquage d‘isolant

·

Fausse manœuvre

Il engendre les conséquences suivantes :

·

Surintensité

·

Chute de tension

·

Déséquilibre

·

Echauffement

·

Chute de fréquence

·

Perte de synchronisme

Les surcharges : La surcharge est une surintensité de nature progressive qui se produit dans un circuit sain suite à une augmentation de la charge. Les causes susceptibles de produire un courant de surcharge sont : ·

Appareil utilisé au-delà de sa puissance nominale (volontaire ou accidentelle)

·

Mauvais fonctionnement

Les conséquences occasionnées par un courant de surcharge sont : ·

Surintensité

·

Echauffement

·

Déséquilibre

·

Chute de fréquence

1.1.

Protection du transformateur :

Le transformateur de puissance est l’équipement le plus cher et le plus important dans le poste. Il comporte plusieurs protections ayant pour rôle l’isolement du réseau en cas de défaut. Les défauts d’un transformateur sont classifiés en deux catégories : EMI-EEP

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Ø Défauts internes au transformateur. Ø Défauts externes au transformateur. I.1.1.

Protection du transformateur contre les défauts internes :

a. Protection Buchholz : La protection buchholz détecte le gaz dégagé suite à une avarie interne du transformateur, elle réagit aussi suite à une augmentation grave de la pression ou à une augmentation de la température. Cette protection offre deux seuils : un seuil d’alarme et un seuil de déclanchement. b. Protection contre surcharge ou image thermique : Elle surveille la température du transformateur, elle offre deux seuils : un seuil d’alarme et un seuil de déclenchement. c. Protection contre le manque de circulation de l’huile : Ce relais assure la détection d’arrêt total des pompes de circulation de l’huile ou baignent les bobines du transformateur. d. Protection masse cuve : Les défauts d’isolements qui peuvent affecter la cuve du transformateur sont détectés par un relais maximum de courant alimenté par un TC de type tore inséré dans la liaison entre la cuve et la terre.

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Figure 2.16 : la protection masse cuve du transformateur e. Protection différentielle : Cette protection est basée sur la comparaison des courants primaire avec les courants secondaire du transformateur. Dans le cas du fonctionnement normal ces courants sont identiques. Cette technique de protection nécessite l’utilisation d’un grand nombre de TCs.

Figure 2.17 : Schéma d’une protection différentielle transformateur

I.1.2.

Protection du transformateur contre les défauts externes :

a. Protection ampérmetrique : Cette protection est constituée par un relais qui réalise les fonctions : maximum de courant phase et maximum de courant terre. Le relais est alimenté par des TCs montés sur les bornes du transformateur et un tore inséré dans la liaison du neutre du transformateur à la terre. b. Régulateur de tension : En

plus de la régulation de la tension, le régulateur intègre des automatismes de

protection pour le transformateur. Le régulateur reçoit l’image d’une tension composée et celle du courant de la phase opposée. Si le régulateur constate un état anormal (courant de charge très important), il bloque la régulation automatique.

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c. Protection incendie : Comme l’indique son nom, cette protection permet de protéger le transformateur contre les incendies. Elle est réalisée par deux techniques à savoir : ·

Vidange brassage.

·

Injection de l’eau pulvérisée.

Le choix de la technique utilisée repose sur la puissance du transformateur et la quantité de l’huile contenue à l’intérieur. 1.2.

Protection des jeux de barres :

Les jeux de barres constituent les nœuds des réseaux dans le poste, leurs pertes peuvent mettre hors services une grande partie du réseau. Selon l’importance et la criticité des jeux de barres on choisit la technique la mieux adaptée pour les protéger. a. Protection des jeux de barres par la sélectivité logique :

Figure 2.18 : protection des jeux de barres par la sélectivité logique Pour protéger le jeu de barre figure 2.16, la sélectivité logique doit être établie entre le disjoncteur A et les disjoncteurs en avant D1 et D2. Si on suppose que les temps de réglage des disjoncteurs D1 et D2 sont égaux et valent 0.7 s. Et que la protection au point A est la protection amont est réglée à 0.1s et 0.2s comme protection de réserve pour D1 et D2 on aura : ·

Défaut 1 : ü La protection D1 envoie un ordre d’attente à la protection A. ü Si D1 déclenche après 0.7s, le défaut sera éliminé par D1

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ü Si D2 échoue à déclencher après 0.7s, la protection A déclenche après 0.7s+0.2s=0.9s. ·

Défaut 2 : ü La protection A déclenche à 0.1s ü Lorsque le signal d’attente ne fonctionne pas normalement (déclenchement injustifié) la protection de secours déclenche après une seconde.

Cette technique de protection est simple à réaliser et non couteuse. b. Protection des jeux de barres par une protection différentielle haute impédance :

Figure 2.19 : protection différentielle haute impédance : La protection différentielle compare en permanence la somme des courants du départ 1 et du départ 2 avec le courant entrant, si la différence est nul alors le jeu de barre est sain sinon le jeu de barre est défectueux, la protection différentielle envoie instantanément l’ordre de déclanchement au disjoncteur A,D1 et D2. 1.3.

Protection des lignes :

Les lignes électriques constituent les liens entre les différentes parties du système d'alimentation

et les équipements associés (charges). L’électricité est produite en basse

tension dans des centrales puis elle est élevée à de hauts niveaux de la tension pour la transmission à diverse stations pour la distribuer aux utilisateurs industriels, commerciaux et résidentiels. La protection des lignes dépend de la topologie du réseau électrique et le niveau de la tension.

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Un système de protection des lignes est constitué principalement d’un groupe de relais qui réalisent les fonctions de protection suivantes : ·

Maximum de courant non directionnel instantané

·

Maximum de courant non directionnel à temps inverse

·

Maximum de courant non directionnel à temps constant

·

Maximum de courant directionnel instantané

·

Maximum de courant directionnel à temps inverse

·

Maximum de courant directionnel à temps constant

·

Protection des déséquilibres des courants.

·

Protection différentielle ligne.

·

Protection distance : instantanée, à temps inverse ou à temps constant.

·

Protection par télé action avec un canal de communication entre les terminaux

Ces fonctions sont utilisées individuellement ou dans plusieurs combinaisons pour protéger les lignes contre les défauts entre phases ou entre phase-terre. La protection distance est la plus utilisée pour les lignes. La détection du défaut est basée sur la mesure de l’impédance qui varie lors du passage du mode normal en mode défaut.

Figure 2.20 : diagramme R-X de la protection distance 1.4.

Protection des batteries de condensateur :

Le système de protection des gradins de compensation a trois principales fonctions : ·

La protection des gradins contre les défauts internes

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La protection des gradins des mauvaises conditions de tension (harmoniques, pics de tension…)

·

Protège le système électrique des contraintes néfastes que peuvent causer les gradins. 1.4.1. Techniques de protection des condensateurs :

L’élimination des appareils ou de la partie d’appareil, affectés par le défaut, permet le fonctionnement sans interruption des parties restantes. En conséquence, la disponibilité des condensateurs unitaires et des batteries augmente et les perturbations dans la distribution d’électricité sont réduites. L’introduction des protections au niveau de l’unité (fusibles externes ou fusibles internes) ou au niveau de la batterie (détection de déséquilibre) augmente la fiabilité de l’installation par conséquent sa disponibilité sur le réseau. a) Concept de fusible externe Le concept de fusible externe est apparu avec les premiers condensateurs unitaires de 20 kvar. Il a été conçu pour éliminer le condensateur unitaire avarié et pour permettre aux unités restantes de la batterie dans laquelle l’unité est connectée de continuer à fonctionner .Il évite également l’amorçage externe des traversées du condensateur.

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Figure 2.21 - Batterie avec fusibles externes

b) Concept de fusible interne Le concept d’une protection par fusibles internes s’est précisé avec l’apparition des unités de 200 kvar qui peuvent emmagasiner en parallèle une quantité d’énergie suffisante pour faire fondre les fusibles. Les fusibles internes sont à limitation de courant, sélectifs (éliminant l’élément défectueux) ; ils sont placés à l’intérieur d’un condensateur, en série avec chaque élément. Ils sont conçus pour isoler les éléments défaillants dans un condensateur unitaire, et pour permettre le fonctionnement des éléments restants de cette unité et de la batterie dans laquelle elle est connectée. c) Concept de détection de déséquilibre Le système de protection par détection de déséquilibre a pour fonction de protéger les batteries et leurs unités saines sans fusible. Mais ce système est conçu aussi pour donner une alarme ou retirer du service la batterie quand les surtensions affectant les condensateurs sains, adjacents à un condensateur défectueux, sont excessives ou quand un défaut dans la batterie n’a pas été éliminé par un fusible interne ou un fusible externe. Il faut noter que la protection par détection de déséquilibre n’est pas une substitution de la protection par fusibles. Il est même fortement conseillé de les installer ensemble. Selon le type de détection de déséquilibre choisi, on utilise un transformateur de courant ou de tension, dont les dimensions électriques doivent être adéquates avec la valeur initiale de déséquilibre, la sensibilité souhaitée et les relais choisis. d) Systèmes de protection particuliers : D’autres systèmes de protections des condensateurs sont utilisés pour des situations particulières sur les réseaux. On les mentionne ci‐après sans rentrer dans les détails techniques. ·

Protection contre les surintensités : système conçu pour protéger les condensateurs des surintensités provenant

des courts‐circuits ou

des

harmoniques présents sur le réseau ou de perturbations de tension. EMI-EEP

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Système de protection contre les surtensions ou les sous-tensions, par des transformateurs de tension, ou par des parafoudres, ou par des dispositifs d’amortissement.

·

Système de protection contre les agressions extérieures : divers facteurs extérieurs (chute d’objet, animaux, plantes, etc.) peuvent provoquer des défaillances

de

condensateurs.

Une

enveloppe

métallique

incorporant

l’interrupteur peut être conçue pour protéger les condensateurs de ces agressions extérieures. Ce système de protections est adapté sur le réseau public en HTA seulement. ·

Système

antiharmonique :

les

condensateurs

de

la

batterie

sont

surdimensionnés et connectés en parallèle à des inductances pour prendre en considération les harmoniques produits sur les lieux de consommation ou circulant sur le réseau.

2. Les automatismes: Pour assurer le bon fonctionnement du système électrique et faciliter la reprise en cas de défaut. Il est nécessaire d’installer un ensemble d’automatismes. Cela n’est possible que par l’utilisation d’un système de contrôle commande de la technologie numérique. 2.1. Réenclencheur : C’est un automatisme qui permet de refermer le disjoncteur après son déclenchement suite à un défaut, lorsque toutes les conditions de la fermeture sont remplies. 2.1.1.

Intérêt du réenclencheur :

Une analyse des défauts dans les réseaux de lignes aériennes indique que 80 à 90 % des défauts sont de nature fugitive. La foudre en est la cause la plus courante. Le contact entre les conducteurs et les débris poussés par le vent représente d'autres causes de défauts. De tels défauts peuvent être éliminés par un déclenchement rapide d'un ou de plusieurs disjoncteurs permettant d'isoler le défaut, suivi d'un cycle de réenclenchement des disjoncteurs. Les défauts étant généralement auto-extincteurs et ne provoquant souvent pas de détérioration, la reprise de service peut s’effectuer le plus souvent sans perturbation sensible chez les consommateurs.

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Les autres 10 à 20 % de défauts sont soit semi-permanents soit permanents. Un défaut semipermanent peut notamment provenir de la chute d'une petite branche d'arbre sur une ligne. La cause du défaut ne peut alors pas être éliminée par un simple déclenchement rapide. Plusieurs tentatives de réenclenchement peuvent s'avérer nécessaires pour rétablir le service. Plusieurs tentatives de réenclenchements peuvent s'avérer nécessaires pour rétablir le service dans les zones forestières. Les défauts permanents sont des ruptures

de phase de conducteur, des défauts de

transformateurs et des défauts de câbles. Ces défauts doivent être localisés et réparés pour pouvoir rétablir le service. Dans la majorité des cas, si la ligne en défaut fait l'objet d'un déclenchement rapide et si l'arc de défaut a suffisamment de temps pour se désioniser, le réenclenchement des disjoncteurs permet le rétablissement de l'alimentation. Les avantages de cette situation sont évidents. Les principaux avantages issus de l’utilisation d’un automate de réenclenchement peuvent se résumer comme suit : ·

Réduction des temps de coupures de courants subis par le consommateur,

·

Élimination du défaut sans danger pour la stabilité du système, grâce à un cycle de déclenchement et de réenclenchement ultra-rapide.

Pour les départs de lignes portant en partie sur des lignes aériennes (ou sur des câbles souterrains), toute décision d'installation de réenclencheur est influencée par les données connues sur la fréquence des défauts fugitifs. Lorsqu'une grande proportion des défauts sont permanents, les avantages du réenclenchement sont faibles, notamment parce qu'il est probable que le réenclenchement sur un câble défaillant risque d'aggraver les dommages. Dans les réseaux de transport, les sociétés de service public d'électricité traitent les défauts monophasés en n’ouvrant que le pôle correspondant du disjoncteur et en laissant les deux phases saines sous-tension. Il s'ensuit alors un réenclenchement monophasé rapide. Les avantages et les inconvénients de ces cycles de déclenchement/réenclenchement monophasés sont les suivants :

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La puissance synchronisante circule sur les phases saines, en utilisant la ligne pour maintenir le synchronisme entre points distants au sein d'un réseau présentant un niveau d'interconnexion relativement faible.

·

Toutefois, le courant capacitif induit par les phases saines peut augmenter le temps nécessaire pour désioniser les arcs de défaut. 2.1.2.

Mode de fonctionnement :

Figure 2.22 : algorithme de fonction du réenclencheur

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2.2. L’automatisme de manque de tension : Cet automatisme surveille en permanence les deux niveaux de la tension d’un disjoncteur (du côté ligne et du côté barre), afin de décider d’envoyer ou non un ordre de déclenchement au disjoncteur. Si ces deux tensions descendent simultanément d’un seuil préréglé, cet automatisme ouvre automatiquement le disjoncteur et surveille le retour de la tension. ·

Retour d’une tension (côté barre/ côté ligne) avec la consigne (renvoie B/L ou L/B) équivalente active. L’automatisme ferme le disjoncteur.

·

Retour des deux tensions des deux côtés avec la consigne (rebouclage) équivalente active cet automatisme ferme le disjoncteur après la vérification de la synchronisation des deux tensions.

2.3.Contrôle de synchronisme: Cette fonction surveille les tensions des deux cotées du disjoncteur, pour autoriser ou interdire la fermeture manuelle ou automatique du disjoncteur. Elle vérifie que les caractéristiques des deux tensions soient identiques (tension, fréquence, phase) pendant un temps afin d’éviter les risques et les dégâts d’interconnexions de deux tensions différentes. 2.4.Délestage : C’est automatisme a pour objectif la protection du transformateur ou des lignes contre les surcharges (alléger le fonctionnement). Quand il détecte une surcharge dangereuse il commence à isoler les charges par ordre de criticité croissante. Cette fonction est réalisée par des relais à minimum de fréquence ou des protections à minimum de tension. On distingue quatre types de délestage : ·

Sur ordre, en fonction des heures de pointe de consommation.

·

Sur comptage de l'énergie

·

Sur seuil de puissance et / ou de courant: dès qu'un seuil est dépassé, un relais de délestage coupe les départs non prioritaires.

·

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Sur seuil de fréquence. Généralement il y a quatre seuils de fréquence. Page 66

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Chapitre III : Conduite des postes électriques

Dans ce présent chapitre, Nous avons présenté les systèmes de conduite centralisée, leurs constitutions : équipements physiques et réseaux de communication dans les postes numériques, les protocoles qui les gèrent, les principes de redondance et de la sécurité de l’échange d’informations : le nécessaire pour la compréhension et les justifications des solutions que nous avons proposées pour le matériel et l’architecture du Système.

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Introduction : Dans un contexte économique en perpétuel développement et afin d’accompagner la croissance de la demande en énergie, les réseaux de transport de l’énergie électrique deviennent de plus en plus maillés et complexes. Les agents de conduite et d’exploitation des réseaux électriques sont confrontés d’une part aux exigences

dictées par les clients qui

cherchent la qualité et la continuité du service et d’autre part aux exigences relatives à l’exploitation à savoir la sûreté, la sécurité et l’économie du fonctionnement. On entend par : Qualité de service : assurer la qualité de l’électricité consiste à fournir au client le niveau de la tension qu’il demande avec une régularité de l’onde électrique sans coupures qu’elles soient longues ou brèves. La sécurité de l’alimentation : c’est la faculté d’alimenter en électricité les consommateurs raccordés au réseau à partir des centrales de production en respectant les engagements de la qualité de l’électricité vis-à-vis sa clientèle, y compris en cas d’incident affectant le réseau électrique. Cet incident qui peut être d’origine externe (agression externe d’origine humaine ou atmosphérique)

ou dû à une panne (défaillance imprévisible

d’équipement). La sûreté de fonctionnement : consiste à réduire le risque d’incidents de grande ampleur, pouvant conduire à une coupure d’alimentation électrique généralisée à l’ensemble du pays. Elle a pour objectifs de : ·

Assurer le fonctionnement normal du système.

·

Limiter le nombre d’incidents et éviter les grands incidents.

·

Limiter les conséquences des grands incidents lorsqu’ils se produisent.

Si la sûreté constitue une priorité des agents d’exploitation, elle ne peut pas être assurée à n’importe quel prix : ·

L’acceptabilité des réseaux électriques n’est convenable que si l’énergie électrique est économiquement compétitive ; les investissements nécessaires pour

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la sûreté du Système doivent être cohérents avec le coût, la fréquence et la gravité des incidents qu’ils permettent d’éviter. Pour répondre à toutes ces exigences les agents d’exploitation ont besoin d’un ensemble d’outils qui leurs permettent d’acquérir en temps réel les informations en tout point du réseau pour prendre rapidement la bonne décision et agir convenablement. C’est dans cette perspective que la commande centralisée ou la télé-conduite trouve ses utilités.

I.

La conduite du Système :

On entend par Système l’ensemble des automatismes, des équipements et du matériel nécessaire pour la production et l’acheminement de l’électricité depuis les centrales jusqu’aux consommateurs. Conduire le Système c’est veiller à garder son fonctionnement sein et cohérent tout avec un coût compétitif et une qualité acceptable. La taille et la complexité du Système électrique justifient une organisation hiérarchisée des fonctions de surveillance et de commande qui implique quatre niveaux de conduite. - Niveau national : assuré par le dispatching national dont les missions essentielles en temps réel sont l’équilibre production-consommation, la gestion du plan de protection, la gestion des interconnexions et la maîtrise des transits sur le réseau THT. - Niveau régional : assuré par les dispatchings régionaux dont les missions essentielles sont la surveillance des transits sur les réseaux HT, la maîtrise de la topologie du réseau HT, le pilotage de la tension par zone et la surveillance des injections aux nœuds électriques du réseau. - Niveau intermédiaire : assuré par les groupements de poste qui ont en charge la surveillance et la conduite des installations de transport, ainsi certaines fonctions de conduite du Système électrique à la commande du dispatching régional. - Niveau local : situé dans chaque poste de transport, assure la surveillance et la conduite des installations en ultime secours ou dans certaines phases des travaux. La mise en œuvre des systèmes de conduite dans son ensemble est l’objet d’interaction de

plusieurs

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disciplines

:

l’électrotechnique, Page 69

l’automatique,

la

télécommunication,

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Projet de fin d’études l’informatique…

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organisées dans des structures cohérentes et hiérarchisées réalisant les

fonctions et les objectifs du système de contrôle commande (conduite).

II.

Constitution d’un système de contrôle commande :

La conduite du système électrique repose sur un élément clé : l’information. Elle doit être accessible aux personnes autorisées au bon moment (qu’il soit en temps réel ou différé). Outre sa disponibilité, l’information doit être acquise (éventuellement traitée par les IEDs), acheminée (dans des réseaux structurés sur des différents supports : filaire, hertzien, fibre optique) et analysée pour permettre enfin de prendre les décisions nécessaires à la gestion du tout le système. 1. Flux d’informations dans un système de contrôle commande : L’architecture fonctionnelle suivante Fig3.1 montre les flux de données fonctionnels depuis la sous station jusqu’au poste de supervision et de contrôle et à l’entrepôt de données. Effectivement, les données opérationnelles sont échangées entre le système SCADA et les IEDs et les PLCs alors que celles les non opérationnelles sont acheminées vers l’entrepôt de données pour les ordonner, les journaliser, les stocker et fournir par suite une aide à la décision.

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Figure 3.1 : flux de données dans un système C.C :

2. Niveaux du système de contrôle commande : Un système de conduite d’une sous station est constitué de cinq niveaux d’information comme le montre la figure suivante :

Figure 3.2: les niveaux d’information dans un système de contrôle commande ·

Equipements de puissance : ce niveau regroupe l’ensemble du matériel de puissance du poste : transformateur, disjoncteur, sectionneur…

·

IEDs & PLCs (Intelligents equipments devices & programmable logic controllers): tout équipement sur lequel est incorporé un ou plusieurs microprocesseurs, capable de recevoir ou d’émettre des données ou des signaux de contrôle depuis ou pour une source extérieure (relais numérique, contrôleur, calculateur, centrale de mesure…).

·

Réseaux : permettent la communication et l’échange des données entres tous les équipements qu’ils relient, ils sont gérés par des protocoles standards de l’industrie pour faciliter l’intégration des équipements de différents constructeurs.

·

DCS (distributed control system) : système numérique de contrôle commande constitué de plusieurs équipements (IEDs, Calculateurs, switches, serveur…) qui gère localement une sous station assurant les fonctions spécifiques Fig3.3

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Projet de fin d’études

IHM

Synoptique/ vues système ...

Etat/Evenement

Début/finarchivé/imprimé

Alarme

gérer/audible/ imprimé...

Archive/impression

Séquence d'évenements..

Mode contrôle

Local/distant

Mode exploitation

Marche/attente/ maintenance

Supérvision

DCS

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Contrôle PSL/PLC Fonctions de contrôle

Réenclancheur, Synchro...

Mode test

Autodiagnostic

Managment BD

charger/pérmuter/ vérsion

Maintenance Managment temps Pértubographies consulter/charger

Figure 3.3: les principales fonctions d’un système DCS

·

SCADA (supervisory control and data aquisition) : est un système de télégestion à grande échelle permettant de collecter les informations prévenant des sous stations, les transférer au PC d’ingénierie central, les afficher sous forme graphique ou textuelle et par suite permettre à l’opérateur de commander et/ou contrôler tout le Système en temps réel. 3. Structure générale d’un système de conduite centralisé : Un système de conduite centraliseé figu3.4 suit généralement une structure

arborescente constituée des cinq niveaux précédents,

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Figure 3.4 : structure générale d’un système de conduite centralisée :

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Projet de fin d’études III.

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Les équipements physiques du système de conduite:

Les équipements physiques qui réalisent la fonction de conduite appartiennent à deux catégories à savoir : 1. Equipements de contrôle : 1.1.

Les serveurs de contrôle :

Les serveurs de contrôle : héberge les logiciels de supervision et de contrôle du DCS ou PLC destinés à communiquer avec les équipements de contrôle de niveau inférieur. Ces serveurs de contrôles peuvent accéder aux modules de contrôles subalternes via les réseaux des ICSs (Systèmes Industriels de Contrôle). 1.2.

Les serveurs SCADA (MTU (Master Terminal Unit) :

Sont les équipements qui agissent comme les maitres des systèmes SCADA. Les Unités terminales de contrôle distant et les équipements PLCs situés dans les sites fonctionnent souvent comme des esclaves. 1.3.

Les unités terminales de contrôle distant : (RTU Remote Terminal Unit)

Sont des unités de contrôle et d’acquisition de données conçues pour supporter le contrôle distant des stations SCADA. Des fois, les PLCs sont implémentés comme des équipements travaillant comme des RTUs. 1.4.

PLC (Programmable Logic Controller) :

C’est un micro-ordinateur industriel qui est conçu à l’ origine pour faire réaliser les fonctions logiques exécutées par des équipements électriques (relais, switchs et compteurs …). Les PLCs ont évolués en des contrôleurs ayant la capacité de contrôler des processus complexes et sont par suite considérablement utilisés dans les systèmes SCADA et DCSs. Dans les systèmes SCADA, les PLCs sont souvent utilisés comme des appareils de terrain parce qu’ils sont plus économiques, plus flexibles et offrent plus de possibilités de configuration que les RTUs.

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Projet de fin d’études 1.5.

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Les IEDs (Intelligent Electronic Devices) :

Ce sont des capteurs/actionneurs intelligents permettant d’acquérir des données, de communiquer avec d’autres équipements et possédant une grande capacité de traitements et de contrôle. Un IED peut regrouper des entrées/sorties analogiques/Tout Ou Rien, un système de communication, des unités de traitement à base de microprocesseur et leurs différents types de mémoires associées dans un seul équipement. 1.6.

Interfaces Homme Machine (IHM) :

C’est tout le matériel et le logiciel qui permet aux opérateurs de maitriser l’état du processus, de modifier les réglages de contrôle et d’outrepasser manuellement les opérations de contrôle automatiques en cas d’urgence. les IHMs permettent aux ingénieurs ou les opérateurs de contrôle de configurer les consignes ou de contrôler les paramètres et les algorithmes dans les contrôleurs.. 1.7.

Data Historian :

C’est une base de données centralisée destinée pour l’enregistrement de toutes les informations circulant dans un ICS. Les informations stockées dans cette base de données peuvent être utilisées dans le but d’élaborer de différentes analyses depuis les statistiques au niveau planification. 2. Equipements de communication : Ø Les réseaux de terrain : Relient les capteurs et d’autres équipements à un P LC ou à un autre Contrôleur. L’usage de ces technologies de réseaux de terrain élimine le besoin d’assurer des liaisons point-à-point entre les contrôleurs et chaque équipement grâce à l’usage de protocoles spécifiques permettant d’identifier de manière unique les messages échangés. Ø Les Réseaux de contrôle : connecte un niveau supérieur de contrôle et de supervision à des modules de contrôle de niveau inférieur. Ø Les Routeurs : sont des équipements de communication qui transfèrent les messages entre deux réseaux. L’usage commun des routeurs inclut la connexion d’un réseau LAN à un autre WAN et la connexion des MTUs et des RTUs à d’autres mediums via de longs réseaux lorsqu’il s’agit d’une communication SCADA.

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Ø Modems : sont des équipements utilisés pour convertir les données numériques à des signaux appropriés pour la transmission via une ligne téléphonique dans le but de permettre aux équipements de communiquer .Il est souvent utilisé dans les systèmes SCADA pour permettre des communications séries à longues distances entre les MTUs et les équipements de terrain à contrôle distant. Ø Pare-feu (Firewall) : protège les équipements d’un réseau en surveillant et contrôlant les paquets de communication en utilisant des politiques de filtrage prédéfinies.

IV.

Les réseaux de communication du système de conduite : 1. Historique : C’est à la fin des années 60 que la notion du réseau a été apparue peu à peu sous

forme de liaison série avec l’invention de l’automate programmable par la société Modicon. Ainsi des protocoles viennent formaliser les transferts des données, (exemple Mode Bus en 1979). Le bus de terrain devenait un moyen puissant de visibilité, d’échange et de souplesse des équipements qui y sont raccordés, la révolution du bus de terrain a engendré de grands changements dans les installations. En effet les architectures ont connu: ·

Suppression des câbles d’entrées/sorties,

·

Disparition ou décentralisation des interfaces d’entrées/sorties,

·

Décentralisation et la répartition de l’intelligence,

·

Interconnexion avec Internet. 2. Niveaux des réseaux : Les cinq niveaux d’information d’un système de conduite sont véhiculés à travers cinq

niveaux de réseau pour répondre aux contraintes des utilisateurs, des technologies et des standards.

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Figure 3.5 : les niveaux des réseaux de communication d’un système de conduite. On distingue sommairement dans un contrôle de procédé d’énergie, 3 niveaux de réseaux mettant en jeu des propriétés spécifiques de communications et de ce fait des réseaux spéciaux. Certains bus sont capables de couvrir 1, 2 ou 3 niveaux simultanément : Niveau zéro (niveau capteurs et niveau équipement) : les bus dits de terrain dont l'objectif est d'interconnecter les capteurs intelligents ; ces capteurs sont installés sur les appareils haute tension. Ces bus à haute performance doivent avoir une très bonne immunité aux perturbations électromagnétiques. Niveau un (niveau tranche) : les bus qui permettent l'interconnexion des calculateurs de travées, protection... Ces bus assurent des trafics horizontaux nécessitant des performances, garantissant le temps de transfert et l'intégrité des données. Niveau deux (niveau poste et niveau SCADA) : c'est le niveau des postes opérateurs. Les bus transportent un lot important d'information (dit trafic vertical) qui ne sont pas forcément à temps critiques, par exemple des fichiers. Ces bus peuvent être de type informatique par exemple Ethernet

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La conception du réseau de chaque niveau et le choix de la technologie de communication doivent répondre aux contraintes, exigences et aux besoins cités dans le tableau ci-dessous:

Niveau

Besoin

Volume

Temps

d’information

de

à transmettre

réponse

distance

Topologi e réseau

Nombre d’adress es

-Echange de données opérationnelles.

SCADA

-Sécurité informatique. - Standards entre

support

Electrique Fichiers en Mbits

Quelque

Niveau

Bus,

seconde

National

étoile

Illimitée

Optique radio

progiciels.

Echange de données opérationnelles et non opérationnelles.

De dizaine Fichiers en

Poste -Sécurité informatique.

Mbits

Electrique

En mili

de m à

Bus,

seconde

quelque

étoile

- Standards entre

Illimité

Optique

km

radio

De dizaine

Electrique

progiciels.

Synchronisation des IEDs échanges d’information en mode client/serveur

Tranche

Données

avec les outils de conduite (HMI,

Kbits

50 à

de m à

Etoile,

500ms

quelque

bus

dizaines

km

supervision).

Optique radio

Performances Temps réel.

Architecture distribuée

Equipeme nts

Données

Intégration fonctionnelle et

Kbits

De dizaine

5 à 100

de m à

Etoile,

ms

centaines

bus

Electrique dizaines Optique

m

transparence des

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échanges.

radio

Topologie et coût de connexion

Simplicité de câblage.

Capteurs

Distribution d’alimentation des capteurs et des

Electrique

De

Données bits

quelque

Sans

mètre à

contrainte

100 m

dizaines

Optique radio

actionneurs

Tableau 3.1 : contraintes des réseaux de chaque niveau

3. Topologie des réseaux : Pour connecter plusieurs équipements entre eux-mêmes et/ou avec un PC, il est nécessaire de considérer la topologie du réseau et aussi le protocole utilisé pour l’échange des informations. En effet pour qu’un système d’automatisation soit efficace et réalise correctement ses fonctions ; tous les équipements doivent échanger une information fiable. Avant les systèmes centralisés utilisaient une structure arborescente pour l’acquisition des informations depuis le niveau processus, les envoyer vers le haut et recevoir des commandes en retour : une structure que caractérise les connexions point à point par la liaison RS 232. La liaison multi point RS 485 a permis une certaine distribution par la notion de l’équipement maitre connecté à plusieurs esclaves. Après la technologie Ethernet avait donné naissance à plusieurs topologies de réseaux grâce à l’apparition des concentrateurs, des commutateurs, des ponts, des switches, des routeurs … A. Communication série : Dans une liaison en série, les données sont envoyées bit par bit sur la voie de transmission par ordre des poids croissants. Généralement, les caractères sont représentés par un code à 8 bits. La plupart des processeurs traitent les informations de façon parallèle, ce qui

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nécessite une conversion parallèle-série à l’émission et une conversion série-parallèle à la réception. La fonction de conversion est réalisée par le contrôleur de communication (UART, Universal Asynchronous Receiver Transmitter). Ce type de transmission utilise deux ou trois fils. Les liaisons RS 232, RS485 et Ethernet représentent toutes les formes de la communication série, cette dernière est plus rapide que les deux autres. Néanmoins, dans l’automatisation des postes, la liaison RS 232 et la liaison RS 485 sont les plus utilisées pour connecter les IEDs, la liaison Ethernet est retenue pour des raisons particulaires et elle est surtout utilisée pour connecter les équipements au niveau supérieur des IEDs. Quant à la communication parallèle, elle demeure beaucoup moins utilisée dans ce domaine. Son usage est restreint à celui de la transmission des données pour imprimantes. Raison pour laquelle notre intérêt sera focalisé par suite sur la communication série : topologies et protocoles. 3.1.Topologie bus : Cette organisation est la plus simple. Tous les éléments sont reliés à une même ligne de transmission par l’intermédiaire des câbles. Le mot bus désigne la ligne physique. Cette topologie est facile à mettre en œuvre, la défaillance d’un nœud ou d’un élément ne perturbe pas le fonctionnement des autres organes. Les réseaux du niveau machines et capteurs, appelés d’ailleurs bus de terrain, utilisent cette méthode. La topologie bus se met en œuvre soit par chaînage des équipements les uns avec les autres, soit par connexion via un boîtier de raccordement (TAP) au câble principal (Fig 3.6).

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Figure 3.6 : la topologie bus Au sein des postes de l’ONE, la topologie utilisée pour relier les équipements IEDs aux calculateurs de tranches est la topologie bus fig 3.7, la communication est réalisée par la liaison RS 232.

FigURE 3.7 : exemple de topologie bus, utilisé pour relier les relais numérique

3.2.Topologie en étoile : Cette topologie est la plus courante au niveau des postes électriques. Elle est celle du réseau Ethernet. Elle présente l’avantage d’être très souple en matière de gestion et de dépannage. Les stations finales sont reliées ensemble à travers un équipement intermédiaire (switch, répéteur, commutateur). La défaillance d’un nœud ne perturbe pas le fonctionnement global du réseau, en revanche, l’équipement intermédiaire qui relie tous les nœuds constitue un point unique de défaillance.

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Figure 3.8 : topologie étoile 3.3.Topologie maillée ou en anneau : - La typologie en anneaux reprend la topologie physique de l’étoile en apportant une meilleure disponibilité du réseau. Fig 3.9 - La topologie en réseau maillé est assez peu utilisée dans l’industrie et présente l’inconvénient d’un nombre important de liaisons. Fig 3.10

Figure 3.9 : en anneau

Fig ure 3.10 : maillé

Pour toutes les topologies qu’on vient de voir, et pour augmenter la disponibilité du réseau et assurer la fiabilité de l’information, on a recourt à la redondance des équipements et aussi les réseaux. Voir fig 3.11

Figure 3.11 : exemple de la redondance 4. Les protocoles de communication série: Un protocole est un ensemble des règles standard pour la représentation des données, la signalisation, l’authentification et la détection d’erreur, qui définit le transfert des informations sur les supports de communication. Autrement dit, pour que les équipements puissent communiquer, il faut qu’ils partagent la même langue et les mêmes règles. EMI-EEP

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Pour pouvoir inclure des produis de différents fournisseurs dans le système d’automatisation du poste, un système de contrôle du poste capable de communiquer en multi protocoles s’avère nécessaire pour réduire les travaux d’ingénierie et par suite réduire le coût.

Figures 3.12 : système multi protocoles Si les trois produits dans la figure en dessus, supports des protocoles de communication différents, alors le système de contrôle doit supporter les trois protocoles sinon il faut installer des interfaces de conversion des protocoles entre les équipements et le système de contrôle. De toute façon, l'utilisation de protocoles différents augmente le temps de l'ingénierie, et les coûts des composants associés à la mise en œuvre du système. De côté du fabriquant, de celui du client et comme pour tout le système d’ingénierie qui conçoit les solutions du contrôle commande, il s’avère que l’adoption d’un protocole standard a beaucoup d’avantages. Des efforts ont été faits pour développer à partir des protocoles existants trois standards ouverts pour la communication série des IEDs. 4.1.Le protocole MODBUS: Modbus a été publié en 1979 par Modicon. Initialement conçu pour les contrôleurs logiques programmables, il se base sur la notion maître-esclave qui permet à un maître à lire ou à écrire des bits dans les registres des équipements esclaves. Il peut être mis en œuvre sur de simples connexions série (RS 485), il a également été migrée vers Ethernet. Les trames sont de 2 types: ·

Mode RTU (Remote Terminal Unit) : les données sont sur 8 bits

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Projet de fin d’études ·

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Mode ASCII : les données sont sur 7 bits (les trames sont donc visible en hexadécimal et il faut deux caractères pour représenter un octet). 4.2.Le protocole IEC 60870-5-103 : A été développé par la Commission Internationale de l’Electrotechnique, il définit les

normes pour la communication entre le matériel de protection et les équipements du système de commande, ainsi que le raccordement électrique simple. La norme définit aussi une interface de communication directe pour la mise en œuvre sur fibre optique. La norme CEI 60870-5-103 définit deux méthodes différentes d'échange d'information : ·

l'une est basée sur l'utilisation de structures de données prédéfinies (Unités de Données de Service d'Application - ASDU) et de procédures d'application permettant de transmettre des informations normalisées,

·

l'autre utilise des services génériques permettant de transmettre tout type d'information.

Le protocole distingue : ·

le sens Surveillance, pour la transmission des ASDU émis par un équipement de protection (équipement esclave) vers le système de conduite (équipement maître),

·

le sens Conduite, pour les ASDU envoyés par le système de conduite vers un équipement de protection.

Sens surveillance : La communication est basée sur l'émission cyclique de requêtes de polling de niveau Liaison par le maître pour inviter l'esclave à émettre ses données : ·

Le polling des données de classe 1 est généralement utilisé pour la transmission des événements,

·

Le polling des données de classe 2 pour la transmission cyclique des mesures.

Sens conduite : L'équipement maître peut envoyer : ·

Des ordres de Commande Générale (mise en/hors service de fonctions : protections, réenclencheur, etc.),

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Projet de fin d’études ·

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une demande d'Interrogation Générale, pour obtenir la valeur courante des états et signalisations de l'équipement esclave,

·

une demande de transmission des enregistrements d'oscilloperturbographie,

·

des ordres de synchronisation horaire,

·

des ordres de réinitialisation de l'interface de communication 4.3.Le protocole DNP 3 : Historique :

Conçu à l'origine pour les régies de distribution électrique, DNP3 est également utilisé aujourd'hui dans d'autres applications telles que les régies de distribution de

l'eau, le

traitement des eaux usées, le transport, l'industrie pétrolière et l'industrie du gaz. Le protocole DNP3 est construit sur les normes de base issues des travaux du Comité d'Etudes TC57 de la CEI, traitant des Systèmes de Puissance et des Systèmes de Communication associés. DNP3 a été retenu par la Task Force IEEE C.2 en tant que Recommandation IEEE

pour la

communication entre RTU et IED. Initialement développé par « Harris Distributed Automation Products », les spécifications DNP3 sont devenues publiques en 1993. Elles sont placées sous la propriété et le contrôle d'un groupe d'utilisateurs, le "DNP3 User Group". Le "DNP3 User Group" rassemble des constructeurs et des utilisateurs du monde entier. Un Comité Technique a en charge la maintenance et les évolutions du protocole. DNP3 est construit sur le profil EPA (Enhanced Performance Architecture) qui est une version simplifiée du modèle OSI (Open System Interconnection).

L’EPA comporte

seulement 3 couches : ·

physique,

·

liaison,

·

application.

Toutefois, pour permettre la transmission de messages de tailles importantes (2 kilooctets ou plus), des fonctions de segmentation et de réassemblage de

données ont été

ajoutées. L'ensemble de ces fonctions constitue une pseudo-couche Transport. B. Communication Ethernet :

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Ethernet est un protocole de réseau local à commutation paquets, il a été inventé par Robert Metcalfe et ces collaborateurs de la société Xerox, il définit la connexion des équipements informatiques dans un réseau LAN. Standardisé dans la norme IEEE 802.3, il décrit les exigences pour le raccordement de réseau selon la couche 1 (la couche physique) et la couche 2 (la couche liaison de données) du modèle OSI. Au niveau de la couche physique la connexion peut se faire soit électriquement par un câble de cuivre (RJ45) soit par fibre optique « LC ou ST ».

Figure 3.13 : Position d’Ethernet dans le modèle OSI. En effet, au niveau de la couche 1, Ethernet est associé aux signaux, aux flux de bits qui traversent les supports, aux composants physiques qui placent les signaux sur les supports et à diverses autres technologies. La couche 1 Ethernet joue un rôle clé dans la mise en œuvre des communications entre les périphériques. Alors qu’au niveau de la couche 2, Les sous-couches liaison de données contribuent largement à la compatibilité technologique et à la communication entre périphériques. La sous-couche LLC (Logical Link Control) reste relativement indépendante de l’équipement physique qui sera utilisée pour communiquer. La sous-couche MAC est associée aux composants physiques, qui seront utilisés pour communiquer les informations et préparer les données pour qu’elles soient transmises sur les supports. A.1. Mises en œuvre physiques d’Ethernet : En tant que technologie associée à la couche physique, Ethernet définit et met en œuvre les schémas de codage et de décodage qui permettent de transporter les bits de trame sous la

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forme de signaux, le long du support. Les périphériques Ethernet utilisent différents types de câble et de connecteur. Dans les réseaux modernes, Ethernet utilise les câbles de cuivre à paires torsadées non blindées (avec connecteurs R-J45) et les fibres optiques pour interconnecter les périphériques réseau via des périphériques intermédiaires tels que les concentrateurs et les commutateurs.

Figure 3.14 : Connecteurs et commutateurs Ethernet. Avec tous les types de support qu’Ethernet prend en charge, la structure de trame Ethernet reste la même, quelle que soit le type de mise en œuvre physique d’Ethernet. C’est pour cette raison que cette technologie est très évolutive et permet de répondre aux besoins des réseaux modernes. Les premières mises en œuvre d’Ethernet ont été déployées dans un environnement LAN à faible bande passante, dans lequel l’accès aux supports partagés était géré par la méthode CSMA (détection de porteuse avec accès multiple), et plus tard CSMA/CD ( détection de collision). Ethernet reposait non seulement sur une topologie de bus logique au niveau de la couche liaison de données, mais aussi sur une topologie de bus physique. Une topologie en étoile avec des concentrateurs a supplanté la topologie initiale. Les concentrateurs concentrent les connexions. En d’autres termes, ils rassemblent un groupe de nœuds et permettent au réseau de les interpréter en tant qu’unité unique. Lorsqu’une trame parvient sur un port, elle est copiée sur les autres ports pour que tous les segments du réseau LAN reçoivent cette trame.

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Figure 3.15 : migration vers la topologie étoile. Comme le montre la figure précédente : dans la topologie étoile, une connexion physique relie chaque équipement, dans le réseau, à un équipement central, souvent un Switch Ethernet. Alors que même si la topologie Anneau existe, elle demeure néanmoins nul utilisée vu que l’Ethernet est basée intrinsèquement sur une topologie étoile et qu’il n’admet pas le risque d’avoir des surcharges de trafics dues à la formation de boucles intérieures de données, conséquences immédiates de la perte d’un équipement sur l’anneau. On pourrait terminer alors en résumant le succès et l’expansion d’Ethernet dus aux facteurs suivants : ·

Simplicité et facilité de maintenance.

·

Possibilité d’incorporer de nouvelles technologies.

·

Fiabilité.

·

Coûts minimes d’installation et de mise à niveau.

5. Protocoles de la communication Ethernet : 5.1. Le protocole IEC 61850 : Au début des années 1990, L’institut de recherche en Energie Electrique (EPRI) aux Etats Unis commençait déjà à travailler sur des Architectures de communications standardisées (UCA). Le but était de fournir un consensus industriel concernant l’intégration du contrôle, de la protection et de l’acquisition des données dans les postes numériques permettant l’interopérabilité des équipements du poste de différents constructeurs. Ce travail élaboré a permis de fournir l’UCA2 qui a montré qu’une vraie interopérabilité était possible. EMI-EEP

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Sur la base de l’UCA2, la Commission Internationale de l’Electrotechnique a élaboré le Standard IEC61850 qui a révolutionné les postes numériques. 5.3.1.

Caractéristiques du Standard IEC 61850 :

IEC 61850 est un Standard international pour les communications basées sur la technologie Ethernet dans les postes électriques. Il

permet l’intégration de toutes les

fonctions de protection, de contrôle, de mesure et de surveillance dans un poste, en plus qu’il fournit les moyens de télésignalisation et de téléverrouillage. IEC 61850 est plus qu’un protocole ou même une collection de protocoles. C’est un standard complet qui a été conçu pour opérer sur les technologies modernes de réseaux. Voici quelques caractéristiques et capacités clés du Standard IEC 61850 : • l’usage de noms pour les données : chaque donnée est nommée par des chaines de caractères descriptives. • Les Noms d’objets sont standardisés : les noms ne sont ni dictés par le fournisseur d’équipement ni configurés par l’utilisateur. Elles sont définies dans le Standard et données dans un contexte qui permet à l’ingénieur d’identifier immédiatement le sens de la donnée. • Les équipements se décrivent eux même : les applications du client

peuvent

télécharger la description de toutes les données sans manuel de configuration. • Des services de haut niveau : les services de communications offerts par le standard IEC 61850 présente une gamme très variée, comme les événements génériques du poste Orientés Objets (GOOSE abrév. de Generic Object-Oriented Substation Events). • Langage de configuration Standardisé pour le poste : (SCL abrév. de Standardised substation configuration language) : permet la configuration d’un équipement et de définir son rôle dans système électrique. Ses avantages peuvent se résumer comme suit : ·

Il élimine les ambiguïtés d’approvisionnement : comme pour les objectifs de la configuration, le SCL peut être utilisé pour définir avec précision

les

exigences de l’utilisateur pour les postes et équipements.

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Coût bas d’installation : IEC 61850 permet aux équipements d’échanger les données en utilisant le GOOSE sans avoir à câbler des liaisons séparées pour chaque IED.

·

Coûts bas de Transducteurs : une seule unité de diffusion peut délivrer plusieurs signaux de mesure à plusieurs équipements en utilisant seulement un seul Transducteur. Cela induira en la réduction du nombre des transducteurs utilisés, du câblage, du calibrage et des couts de la maintenance.

·

Des couts bas de mise en œuvre : les équipements compatible IEC 61850 n’exigent pas beaucoup de manuels de configuration. ils se trouvent alors éliminés réduisant par suite les erreurs.

·

Des coûts de migrations d’équipements bas : les coûts qui en sont associés sont réduits grâce aux conventions de nomination standardisées et le comportement d’équipement.

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Figure 3.15 : application de l’IEC 61850 5.3.2.

Modèle de données dans le Standard IEC 61850 :

Les protocoles typiques de communications définissent comment les données doivent être transmises à travers les différents supports, mais ils ne spécifient point comment les données doivent être organisées au niveau de l’application. Cette approche impose aux ingénieurs de configurer manuellement les objets et de les mapper aux variables du système électrique. Le Standard IEC 61850 fonctionne différemment. Il spécifie un modèle complet définissant comment

les équipements électriques doivent organiser les données dans une

manière cohérente et ceci pour tous les types et les marques d’équipements. Ainsi, le modèle de n’importe quel IED compatible IEC 61850 peut être représentée comme une hiérarchie d’informations, dont la nomenclature et la catégorisation sont définies et standardisées dans les spécifications IEC 61850.

Figure 3.16 : Modèle d’un équipement dans le standard IEC 61850. Ce modèle là commence avec l’équipement physique

-typiquement un IED- qui se

connecte au réseau et qui est défini par une adresse IP .Il peut y avoir plusieurs équipements logiques pour un seul équipement physique qui serait leurs passerelle. Chaque équipement logique contient un ou plusieurs nœuds logiques .un nœud logique est un regroupement de EMI-EEP

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données et une association de services qui sont liés logiquement à une certaine fonction du système électrique. (Fonctions de protection, fonctions de supervision et de contrôle, mesure, transformateur et fonctions liées..).Chaque nœud logique contient un ou plusieurs éléments d’informations qui sont en nombre d’une centaine mais qui peuvent être catégorisées en Sept groups : · · · · · · ·

Informations Système Informations de l’équipement physique. Informations de Statut (profile) Valeurs de mesure. Mesurandes. Données de contrôle. Paramètres. Chaque nœud logique possède un ensemble d’attributs figé par le standard, avec

chacun un nom défini, un type défini et un objectif spécifique. Par exemple les SPS (Single Point Status). La compréhension du modèle d’un équipement du système électrique dans le Standard IEC61850 nous permettra par la suite de le situer dans l’architecture DCS, de le paramétrer, de mapper ses objets, bref de le configurer. Récapitulant, pour terminer cette partie, les opportunités offertes par le standard IEC 61850 : ·

Convergence vers un modèle de données commun

·

Diminution du nombre de protocoles

·

Réduction des coûts d’ingénierie

·

Maîtrise d’un modèle de données unique,

·

Langage et outils d’ingénierie,

· · ·

Harmonisation avec la norme CIM, Banalisation du matériel, Intégration des équipements SmartGrid.

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Projet de fin d’études V.

Les

principes

de

la

redondance dans

Dpt G.Elec-EEP les

réseaux

de

communication : Le terme « redondance » est souvent mal interprété et vu souvent comme un surplus non nécessaire pour le fonctionnement normal d’un système. Alors dans le contexte des réseaux de communication, il peut être définit comme « toutes les ressources non nécessaires si les défauts ne peuvent pas avoir lieu». Par conséquent, la redondance est exigée quand la faute ne peut pas être tolérée dans des applications critiques comme la transmission de données dans les postes numériques.

Figure 3.17 : principe de la redondance Sur cette figure, on constate que chaque nœud est connecté aux deux Switchs, offrant par suite un flux de secours. Cette topologie est appelée : Topologie étoile à guidage dual (Dual Homing Star Topologie). Quand le flux de secours est fourni dans un arrangement en attente (standby), c’est-à-dire lorsque le flux primaire tombe en échéance, cela est immédiatement détecté et le flux de secours est activé. Ce type de redondance est reconnu sous le nom de la redondance dynamique et cela nécessite une certaine durée pour devenir opérationnelle. Alors que lorsque le flux de secours est donné dans un arrangement d’en-cours (workby), c’est-à-dire si un flux tombe en échéance, le flux alternatif continue toujours de circuler (redondance statique) et cela ne nécessitera pas de durée de permutation parce que le flux alternatif était déjà opérationnel.

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Ainsi, pour répondre aux exigences particulières de la disponibilité du réseau dans les postes électriques, un intérêt majeur a été porté pour adopter les deux types de redondances ensemble (Statique et Dynamique) .C’est dans ce sens qu’on peut lire la clause 4 du Standard IEC62439-3 qui vient décrire le Protocol de Redondance Parallèle (PRP) conçu spécialement pour les topologies étoiles à guidage dual. Alors, chaque équipement compatible PRP possède deux ports qui travaillent en parallèle, chacun des deux est relié à un segment séparé d’un réseau LAN. 1. La sécurité des réseaux informatiques : Au début, quand les communications ont été introduites dans l’environnement des postes électriques pour le contrôle-commande, elles étaient restreintes à la délimitation géographique du poste et possédaient ses propres protocoles. Et par conséquence, elles profitaient d’une sécurité intrinsèque. En d’autres termes, elles étaient « sécurisées par isolation » (on ne pouvait pas y accéder depuis le monde extérieur).et elles étaient « sécurisées par Obscurité » (Il serait très difficile d’interpréter ou de pirater ses propres formats et protocoles). La croissance de la complexité des schémas de contrôles-commande et de protection des postes électriques accompagnée par le progrès technologique et la volonté générale de faire une ouverture à l’interopérabilité ont conduit à la standardisation des réseaux et les échanges de données dans les postes. Ainsi, dans les applications liées aux réseaux étendus, les postes électriques peuvent être interconnectés à des réseaux intégrés ou à Internet, qui utilisent des protocoles « Ouverts » (publics) pour la communication. Cela veut dire que la sécurité fournie jadis par l’obscurité des protocoles n’est plus assumée ainsi qu’en partageant les mêmes supports de communications que ces réseaux « Ouverts » (Publics), les réseaux des postes électriques perdent leur isolation et par suite deviennent vulnérables à des attaques informatiques. La sécurité informatique fournie une protection contre tout transfert, modification ou destruction d’information

et/ou du système d’information qu’ils soient accidentels ou

intentionnés. Elle prend toujours en considération les facteurs suivants : · · ·

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La Confidentialité : prévenir des accès non autorisés à l’information L’intégrité : prévenir des modifications non autorisées. Disponibilité / Authentification : prévenir les rejets de service et assurer l’acces autorisé à l’information. Page 94

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Projet de fin d’études ·

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La Traçabilité / la Détection : Surveiller, détecter les intrusions et analyser les incidents.

La sécurité informatique ne peut être réalisée qu’avec un ensemble de mesures telles : ·

la correction des failles de la vulnérabilité du système : corriger les mauvaises habitudes du personnel vis-à-vis des mots de passe par exemple. l’assurance de la disponibilité, Eviter de surcharger les équipements. l’implémentation des procédures de sécurité adéquates : § définir les informations que doivent avoir les utilisateurs pour avoir accès aux équipements, cela inclut les mots de passe et les permissions. § Le paramétrage des équipements. § La gestion des verrouillages et événements : cela inclut les verrouillages de sécurité qui sont stockés dans les différents IEDs. et enfin de fournir une technologie appropriée tels les pare-feux.

· ·

·

2. Approches mises en œuvre pour sécuriser les communications dans les postes numériques : On va détailler dans le paragraphe qui suit quelques approches mises en œuvre au niveau du modèle OSI à 7 couches pour assurer la sécurité de communication entre IEDs..Cela se fait plus précisément au niveau de la couche Transport et de la couche Application.. Au niveau de la couche Transport, la connexion entre les équipements est établie, gérée et surtout contrôlée…Pour appliquer la sécurité au niveau de cette couche, on a recours à un protocole qui est le plus utilisé : le Protocol de Sécurité de la couche de Transport( TLS).mais qui est communément connu sous le nom de SSL ( Secure Socket Layer ). Cette sécurité-là, garantie la confidentialité, l’intégrité et l’authentification de l’information. Mais du fait qu’elle relève de la couche Transport alors ce type de sécurité d’échange de données est réservé seulement aux communications point-à-point. (Voir fig 3.18 ) Ainsi, une solution plus flexible peut être implémentée en appliquant la sécurité au niveau de la couche Application .Là, les messages, eux même, sont sécurisés indépendamment du milieu de Transport dans lequel ils vont être échangés. Cela produit ce qu’on appelle une Architecture Orientée Service (SOA). La SOA est basée sur des services Web qui permettent la transmission de messages en toute sécurité entre les équipements et n’est pas limitée à la communication point-à-point. Cette Architecture n’est pas prescrite à un certain profile spécifique et pourtant le Protocol

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Profil équipement pour les Services Web (DPWS) offre un niveau approprié de sécurité pour les postes numériques. (voir fig 3.18)

Figure 3.18 : TLS Vs DPWS Conclusion du chapitre Comme la dépendance en énergie électrique croît sans cesse, le besoin de trouver des moyens pour assurer la fiabilité du système le fait aussi. Les centrales de production et les lignes de transport de l’énergie électrique étaient interconnectées de manière à fournir une meilleure redondance. Alors que les postes électriques

-points de liaison des lignes-

employaient souvent des équipements de protection pour faire en sorte que les défauts de système soient isolés et qu’ils n’affectent pas l’ensemble du réseau. Le personnel operateur était souvent réparti sur ces postes pour surveiller et répondre rapidement à tous les problèmes qui peuvent survenir. Vu que la demande en une énergie électrique fiable devient de plus en plus grande, des technologies comme le SCADA ont été développées pour télésurveiller et même de contrôler les paramètres clés du Système tout en réduisant par suite le besoin d’un personnel consistant dans les postes électriques. Avec l’introduction de la téléimpression, du Modem (Modulateur/Démodulateur)

et des

équipements électroniques intelligents (IEDs) dans les postes électriques, leurs capacités fonctionnelles et de communications ont énormément évolués et qui grâce à la standardisation EMI-EEP

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Projet de fin d’études

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des protocoles de communication et la sécurité qu’ils offrent, ont permis l’émergence des systèmes très sophistiqués permettant une meilleure opérabilité et une bonne maitrise du réseau.

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Chapitre IV : Contrôle commande du poste 225/60KV « KALAA SRAGHNA» Ce chapitre vient couronner ses précédents dans la mesure où la partie réalisation du projet confié y est effectuée. Pour cela, nous avons commencé par analyser le cahier des charges ONE, en dégager les parties qui concernent le contrôle-commande, proposer des solutions parmi le matériel ALSTOM, réaliser l’architecture du système, créer une base de données (modèles et interface homme machine) pour la gestion de tout le système, et finir par détailler parmi la structure d’ensemble une tranche « départ 225 kV » pour illustrer tout ce qui relate à la création de la base de données et la configuration des relais de protections numériques.

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Introduction :

Face à une demande toujours croissante, l'ONE ne cesse d'œuvrer au développement de nouvelles capacités de production, de transport et de distribution d'électricité à travers d'importants projets. Afin d'accompagner cette évolution et de satisfaire les besoins en électricité dans l'ensemble du territoire national aux meilleures conditions de prix et de qualité de service. S'inscrivant alors dans le cadre du schéma directeur de grand transport arrêté par l'ONE, les investissements programmés de développement du réseau de transport visent à accroître la capacité et les économies d'échange avec les pays voisins ainsi qu'à améliorer la qualité du service et à renforcer la sécurité d'alimentation en énergie électrique des différents centres de consommation. Ces objectifs ne peuvent être atteints sans une politique de conduite centralisée qui maitrise toutes les composantes du système électrique depuis les centrales de production jusqu’au client final. C’est dans ce sens-là que l’ONE a lancé la construction du poste 225/60kV de Kalaa Sraghna, qui sera équipé de la technologie numérique offrant tous les avantages d’un système de téléconduite. L’ONE a confié la réalisation de la partie équipements de puissance à la SGEE et la partie automatisation à ALSTOM Grid qui grâce à son équipe automation réalise la partie contrôle commande du poste, cette dernière était l’objet de notre projet de fin d’études réalisé au sein de cette même équipe.

I.

Présentation du poste Kalaa :

C’est un poste THT/ HT de transport isolé par l’air, il est le nœud de deux départs 225kV (Tizgui et Tensift II), deux départs 60kV (Tensift et El Broj) et six départs 22kV EMI-EEP

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Projet de fin d’études

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(Laararcha, Centre 1, Centre 2 Gazette, Dar El Hamdi, un départ Réserve équipé et un départ condensateur). Le transformateur THT/HT de puissance installé dans le poste est un transformateur à double secondaires 225/63/11 kV et d’une puissance apparente de 70MVA. Le tertiaire alimente les services auxiliaires. Le schéma unifilaire du poste est donné par la figure suivante :

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Figure 4.1 : unifilaire du poste Kalaa

II.

Analyse du cahier de charges : 1. Clauses générales : Parmi les quarante clauses générales citées dans le cahier des charges. On limitera

notre intérêt à celles relatives à la partie contrôle commande, dont on retient : ·

Le poste 225/60kV de Kalaa Sraghna sera en technologie numérique intégrée.

·

L’architecture générale du système numérique à prévoir pour les nouveaux postes DIT n° SCP AG 225-60 ET 225- 22 Système de contrôle commande numérique Architecture Générale indice A.

·

L’architecture de type boucle n’est pas acceptée.

·

Les relais de protection doivent au moins répondre aux spécifications disponibles à l’ONE.

·

Chaque fonction de réglage doit avoir une plage de réglage très large et un pas de réglage très fin.

·

La conception d’une architecture UCL (Unité de Contrôle tranche) et protection dans le même boitier ne sera pas acceptée.

·

La synchronisation du temps devra se faire entre tous les équipements du poste et compris celles de constructeur différents par une horloge de précision piloté par GPS.

·

Séparation des protections tranche BT.

·

Un calculateur pour chaque tranche.

2. Tranches à équiper : D’après le cahier de charge ONE, les tranches suivantes doivent être installées en technologie numérique intégrée. v Tranche générale de Transport v Deux tranches départ THT v Tranche barre THT v Tranche transfo THT/HT/MT EMI-EEP

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v Tranche barre HT v Deux tranches départ HT v Tranche départ MT batteries condensateurs v Tranche services auxiliaires 3. Les équipements des tranches : Les installations seront téléconduites Dispatching national sauf la travée départ condensateurs sera téléconduite à partir le dispatching régional. 3.1.Tranche générale de Transport : (page 8 & tableau 35 du Cahier des spécifications techniques Particulières ONE VI.1.7.) v Poste d’ingénierie (analyse perturbographique) port USB & imprimante v Synchronisation par GPS et Indicateur horaire v Imprimantes SCP : « graphique » et « évènement » v Postes Operateurs ; ordinateur SCP v Calculateur tranche N°1 (télécom) v Calculateur tranche N°2 v Serveur redondant SCP v Passerelles téléconduites 3.2.Tranche départ 225KV : (page 9 &33 du C.S.T.P.O. VI.1.7.) v Protection de surtension 3~ avec fonction « ET » deux seuils temporisés chacun. v Protection directionnelle de terre

à puissance homopolaire à temps inverse

« 32N ». v Protection minimum de tension 3~ avec fonction « ET » à deux seuils temporisés chacun. v Protection défaillance disjoncteur « 50BF » avec fonction « OU ». v Deux protections distance et une 3ème de constructeurs différents. v Deux synchrochecks fonctionnent en parallèle. v Protection et automatisme manque de tension. v La supervision des circuits de déclenchements. v Equipement perturbographie. v Protection de surcharge. EMI-EEP

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v Calculateur tranche. v Central de mesure. v Réenclencheur 3.3.Tranche barre 225KV : (page 9 & 33 du C.S.T.P.O. VI.1.7.) v Relais minimum de tension 225KV v Calculateur de la tranche v Enregistreur de tension 3.4.Transformateur THT/HT/MT: (page 10 & 33 du C.S.T.P.O. VI.1.7.)

v Régulateur de tension avec une protection max de courant ou un compoundage actif et réactif. v Protection ampérmétrique phase et homopolaire avec relais à double seuils avec temporisation (boitier dédié). v Protection différentielle transformateur (boitier dédiée). v Protection surcharge thermique à deux seuils. v Deux synchrochecks fonctionnent en parallèle. v Protection masse câble. v Protection gaine câble. v Protection masse cuve. v Equipement perturbographe. v Calculateur tranche v Centrale de mesure 3.5.Tranche barre HT : (page 11 & 34) v Calculateur tranche v Relais minimum de fréquence 4 échelons (60KV). 3.6.Tranche départ H.T : (page 11 & 34) (Tensift, Elbroj)

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Dpt G.Elec-EEP

v Deux protections distance de constructeurs différents avec localisateur de défaut une intègre la protection directionnelle à puissance homopolaire à temps inverse. v Deux synchrochecks fonctionnent en parallèle. v Calculateur tranche. v Centrale de mesure. Le délestage se fait par minimum de tension 225KV et minimum de fréquence 60KV 3.7.Tranche départ MT batteries de condensateurs : (page 13 ET 35) v Protection maximum de courant doté de deux seuils avec temporisation chacun v Centrale de mesure (non intégré dans l’nuitée de contrôle tranche). v Calculateur tranche v Protection de déséquilibre 3.8.Tranche services auxiliaires : (page 20 & 35) v Calculateur de tranche.

III.

Solutions ALSTOM :

1. Matériel ALSTOM pour la protection de chaque tranche : Le choix du matériel Alstom (relais numérique) qui répond aux différentes fonctions de protection que demande l’ONE dans son cahier de charge repose principalement sur le nombre des fonctions de protection que doit réaliser c.-à-d. utiliser le relais pour un nombre maximal de fonction en respectant les exigences les clauses du cahier de charge et en optimisant en même temps le coût. Les relais utilisés dans chaque tranche est les suivants : 1.1.

Tranche départ 225KV :

Protections

Code ANSI

1

Protection distance N°1 avec localisateur de défaut

21

P441, P442, P443, P444

P444

1

Protection puissance homopolaire

32N

P441, P442, P443, P444

P444

Nombre

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IDEs Alstom

IED choisi

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1

Protection distance N°2 avec localisateur de défaut

21

Hors fourniture Alstom

REL670

1

Protection min de tension à 2 seuils temporisés chacun avec « ET »

27

P141, P142, P143, P144 P441, P442, P443, P444

P444

Protection max tension à 2 seuils temporisés chacun avec « ET »

1

1

Protection et automatisme manque de tension

1

Réenclencheur

1

59

P141, P142, P143, P144 P441, P442, P443, P444

P444

Programmée par la PSL

P444

79

P441, P442, P443, P444, C262

P444

Contrôle de synchronisme N°1

25

P143, C264, P441, P442, P443, P444

P444

1

Contrôle de synchronisme N°2

25

P143, C264, P441, P442, P443, P444

C264

1

Protection de surcharge

49

P141, P142, P143, P144 P442, P443, P444

1

Protection défaillance disjoncteur

50BF

P141, P142, P143, P144 P441, P442, P443, P444

P444

P141

Tableau 4.1 : les relais numériques ALSTOM pour la tranche départ 225kV

1.2. Nombre 1 1 1 1

Tranche transformateur THT/HT/MT : Protections

Protection de surcharge thermique Relais ampérmétrique coté 225KV (B Dédiée) Relais ampérmétrique coté 60KV (B Dédiée) Relais ampérmétrique coté 11KV (B Dédiée)

Code ANSI

IDEs

IED Choisi

49

P141, P142, P143, P144 P443

P141

50/51

P141, P142, P143, P144

P141 b dédiée

50/51

P141, P142, P143, P144

P143 b dédiée

50/51

P141, P142, P143, P144

P141 b dédiée

P143, C262 P441, P442, P443, P444 P141, P142, P143, P144 P441, P442, P443, P444

P143 C262

2

Contrôle de synchronisme

25

1

Défaillance disjoncteur

50BF

1 1

Protection différentielle (B Dédiée) Protection voltmétrique homopolaire coté 11KV et coté

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87T 24 /59 Page 105

P63X P141, P142, P143, P144 P441, P442, P443, P444

P141 P633 P141

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60KV. Masse cuve et défaut câble

1

50/51N

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Schneider

P122

Tableau 4.2 : les relais pour la tranche transformateur 1.3.

Tranche départ 60KV :

Nombre

Protections

1 1

Protection distance avec localisateur de défaut Réenclencher

2

Contrôle de synchronisme

Code ANSI

IDEs

IED Choisi

21

P441, P442, P443, P444

P442

79

Hors fourniture Schneider P143, C262 P441, P442, P443, P444

REL670

25

P442

Tableau 4.3 : relais protection départ 60kV 1.4.

Tranche barre 225 kV:

Nombre

Protections

Code ANSI

IDEs

IED Choisi

1

protection minimum de tension

29

P441, P442, P443, P444 P141, P142, P143, P144

P141

Tableau 4.4 : relais protection barre 225kV 1.5. Nombre

Tranche barre 60 kV: Protection Protection minimum de fréquence

1

Code ANSI

IDEs

IED Choisi

81L

P143, P94X

P943

Tableau 4.5 : relais protection barre 60kV 1.6.

Tranche batterie de condensateurs:

Nombre

Protections

Code ANSI

IDEs

IED Choisi

1

Maximum de courant

50/51

P141, P142, P143, P144

P141

1

Protection déséquilibre

46

Schneider

P122

Tableau 4.5 : relais protection tranche condensateurs

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N.B : Matériel hors fourniture Alstom : §

Equipement de protection : ü REL 670 (fourniture ABB). ü P122 (fourniture Schneider)

§

Régulateur de tension pour Transformateur : TAPCON Justification depuis le cahier des charges :

2. Autres matériels de contrôle-commande : 2.1. Architecture du réseau local du poste : C’est une architecture en double étoile indice A. Justification depuis le cahier des charges :

2.2. Type de commande : 2.1.3.

Commandes éloignées :

La commande éloignée sera réalisée par deux passerelles indépendantes et redondantes avec deux sorties CPL et deux sorties FO chacune. Ces sorties vont être raccordées aux équipements de télécommunications pour assurer la communication avec le Dispatching National. La passerelle doit disposer de :

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§

2 ports RS 232 équipées de modems

§

2 ports analogiques. Page 107

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Projet de fin d’études

Dpt G.Elec-EEP

Justification depuis le cahier des charges :

·

Le protocole de communication sur ces réseaux est le Standard IEC 60870-5-101. Justification depuis le cahier des charges :

2.1.4.

Commande en local :

La conduite du poste en local sera effectuée par deux écrans (plats) et claviers à partir de deux postes de conduites redondants.

Justification depuis le cahier des charges :

·

Le protocole de communication local est le Standard IEC 61850. Justification depuis le cahier des charges :

Synchronisation sera réalisée par GPS (Antenne et Horloge GPS pour l’horodatage des événements et des alarmes), Périphériques (2 imprimantes pour chaque poste operateur (une d’événements et l’autre graphique). Justification depuis le cahier des charges : EMI-EEP

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Projet de fin d’études

·

Dpt G.Elec-EEP

Poste d’ingénierie et perturbographes :

Le Poste d’ingénierie possède les mêmes caractéristiques que les postes operateurs et assez suffisantes pour traiter les différentes informations et les stocker sur le disque dur. 1) Tous les enregistrements perturbographiques et événements issus des différents équipements de protections des perturbographes doivent être collectés et analysés par ce poste d’ingénierie et envoyés sur l’imprimante graphique. 2) La configuration des relais de protection (paramètres+ PSL) est effectuée aussi par les postes d’Ingénierie. Justification depuis le cahier des charges :

3.

Elaboration architecture du système de contrôle commande :

La topologie du réseau de communication demandée par l’ONE et les contraintes technologiques

et

conventionnelles

(disposition

en

tranches,

restriction

sur

les

constructeurs…). L’architecture la mieux adaptée pour ce poste est donnée par la figure cidessous (nous avons dessiné cette architecture par VISIO )----------------------------------------------------------------------

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Rapport de projet de fin d’étude

Rapport de projet de fin d’étude 4. Configuration et paramétrages des protections : 4.1.Présentation de Micom S1 Studio: Le Micom S1 Studio est un logiciel qui permet le paramétrage et la configuration de toute la gamme Micom.

Figure 4.2 : Micom Studio à l’intant de demarrage

Grace à ses fonctionnalités, il permet de : ·

Paramétrer, envoyer ou extraire à /ou depuis l’équipement le fichier des réglages :

Figure 4.3 : liste des dossiers de paramétrage d’une protection pat Micom Studio

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Dpt G.Elec-EEP

Permet d’activer parmi les fonctions qu’offre le relais celles qui répondent aux besoins du client : fonctions de protection, de mesure et de perturbographie. ü ü ü ü §

Définir leurs seuils correspondants. sélectionner les rapports des TCs/TTs. de personnaliser les Entrées/ Sorties. Sélectionner les groupes de réglages.

La gestion et l’analyse des enregistrements des événements et des défauts :

Les événements générés correspondent à des changements d’état des entrées et sorties logiques, ou à des modifications apportées à un ou plusieurs paramètres ou à des signaux d’alarme. L’enregistrement de ces événements se fait en les synchronisant grâce à une horloge GPS. Ils sont enregistrés par suite et peuvent être consultés sur l’afficheur à cristaux liquides ou transférés vers des PCs via des ports de communication. Les enregistrements de perturbographie stockent les valeurs échantillonnées de toutes les entrées analogiques, telles que les courants et les tensions pendant le défaut. L’analyse de ces enregistrements de perturbographie s’effectue par le logiciel MiCOM S1. · ·

La Visualisation des mesures en temps réel. Editer les schémas programmables logiques (PSL).

Un certain nombre de relais de la série 20 dispose d’équations logiques simples et de fonctions de verrouillage logique. Dans les relais des séries 30 et 40, une logique graphique très performante permet à l’utilisateur de personnaliser les fonctions de protection et de contrôlecommande. Les fonctions graphiques servent également à programmer la fonction des entrées optiques isolées, des relais de sortie, des LED et des alarmes. Les schémas logiques programmables servent à mettre en œuvre de nouvelles fonctions de supervision, comme la supervision du circuit de déclenchement, ou une logique complexe comme la fonction de rétablissement de la fréquence. Certains schémas

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Projet de fin d’études

Dpt G.Elec-EEP

sont déjà implémentés dans l’équipement, comme la surveillance du circuit de déclenchement avec le disjoncteur ouvert ou fermé.

Figure 4.4 : éditeur PSL de Micom Studio. 5. Configuration du système PACiS: 5.1. Création de la base de données : Le système PACiS « le DCS d’ALSTOM » est constitué généralement de : ·

Un serveur OI installé dans le PC de contrôle.

·

Des serveurs constitués des calculateurs des tranches.

Le fonctionnement du système PACIS nécessite le chargement d’une base de données dans le serveur OI et dans tous les calculateurs. La base de données détermine avec précision : ·

Les signaux remontants au PC de contrôle.

·

Les commandes à envoyer aux IEDs.

·

La configuration des protocoles et des adresses pour la communication.

·

Toutes les vues et les synoptiques aux niveaux des calculateurs et les clients OIs.

·

Les droits d’accès.

·

…

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La création de la base de données se fait à l’aide du logiciel PACiS SCE ( ‘SCE’ est l’abréviation System Configuration Editor). Lors de la création de la création du BD il faut prendre en compte trois aspects : ·

Topologie du système : c’est l’ensemble des équipements nécessaires pour gérer le procédé électrique. Cet aspect est défini par ALSTOM doit correspondre aux besoins du client.

·

Topologie électrique : c’est l’ensemble des équipements électriques qui constituent le procédé du client (transformateurs, disjoncteurs, sectionneurs..).

·

Topologie graphique : c’est l’ensemble des synoptiques et leurs descriptions graphiques animées qui sont visible aux points de commande du poste électrique (Operateur interface).

Le PACiS SCE respecte ces trois aspects. En effet à la création d’un nouveau projet ,ces trois topologies sont automatiquement instanciées. a) Présentation du PACiS SCE :

L'éditeur de configuration système PACiS SCE (figure 4.5) est l'outil central chargé de gérer la base de données du système PACiS des sous-systèmes.

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Figure 4.5 : fenêtré PACiS SCE lors de la création d’un nouveau projet. ·

Site : c’est le processus électrique (niveau de tension, les départs, disjoncteur…). Il contient les données temps réel (Points de données : SPS, DPS, MPS, SPC, DPC…).

·

Scs : (‘SCS’ est l’abréviation du Substation Control System : système de contrôle-commande des postes électriques) la partie système qui regroupe les équipements de communication (calculateur, OI serveur, OI client, protection…). Il contient le mapping des signaux (réseau câblage…) et les profiles des points de données.

·

Graphisme : définition des interfaces d’opérateurs (espace OI, espace calculateur) et les droits d’accès.

Le modèle d’un équipement –qu’il soit physique ou générique- dans le système PACiS est un ensemble de données éclaté sur les trois parties : ·

Partie électrique : regroupe tous les signaux provenant de la partie système à savoir les évènements, les états et les alarmes.

·

Partie système : regroupe les interfaces physiques de l’équipement et définit sa position dans le système de communication.

·

Partie graphique : représente graphiquement les états de l’équipement (normale, défaut interne, inconnu..).

La définition de ce modèle ne peut être complète qu’une fois les liaisons entre les trois parties sont établies. Donc la création de la base de données consiste principalement à fournir les modèles de tous les équipements du système PACiS et établir les relations entre leurs objets. 5.2.Chargement de la base de données : Une fois la base de données est créée par l’éditeur PACiS SCE, il faut qu’elle soit validée (Correction des erreurs) et générée dans un format .Zip pour être chargée dans tous les équipements PACiS

(OI serveurs, calculateurs,

passerelles…) à l’aide de l’outil SMT (System Management Tool) et dans les calculateurs par l’outil CMT (Computer Management Tool).

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Figure 4.6 : Etapes de configuration d’un système PACiS :

6. Elaboration de la base de données : Dans ce projet, nous avons réalisé la base de données qui va gérer tout le poste par l’outil de configuration PACiS SCE. Nous allons présenter en 1er lieu la vue globale où figurent les trois parties de l’interface de configuration de la base de données. En second lieu, nous faisons un zoom sur chaque partie (Electrique, Système, Graphique). Et finalement vu la difficulté de présenter le grand nombre de détails de toutes les tranches, nous nous focalisons sur un seul départ 225kV. 6.1.Base de données du poste complet : La fenêtre d’ancrage (fenêtre de travail) de l’éditeur PACiS SCE (figure ci-dessous) regroupe :

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Espace de navigation : contient les trois parties de la base de données (électrique, système, graphique) qu’on a créé.

·

liste des modèles : contient les modèles (Template) des équipements. La création du modèle en mode Template permet de le réutiliser dans un autre projet.

Figure 4.6 : Vue globale du PACiS SCE montrant toutes les parties de la BD. Les données dans le système PACiS appartiennent à une seule des structures arborescentes suivantes : • Processus électrique(Les Tranches : Départs 225kV, Départs 60 kV, Barres 225 kV, Barres 60 kV, Transformateur de puissance et Condensateurs).

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Figure 4.7 : la partie électrique de la BD.

Cette partie contient toutes les tranches (départ, barre, transformateur..) de chaque niveau de tension dans le poste « Kalaa », la liaison de chaque tranche avec la partie système et l’ensemble des droits. ·

Système (caractéristiques de l'équipement et communications).

Figure 4.8 : vue de la partie système (SCS).

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Cette partie contient les équipements physiques à savoir les calculateurs qui gèrent les tranches, les postes d’opérateurs, les passerelles… et dans cette partie qu’on définit les caractéristiques de chaque équipement, les profiles des signaux et les droits d’accès relative à cette partie. Définition graphique de l'interface opérateur OI.

Figure 4.9 : vue de la partie Graphique La partie graphique contient les synoptiques et les vues animées de toutes les tranches du postes. On trouve : Vue système : cette vue représente l’architecture complète du poste. Elle permet à l’opérateur de connaitre les états des équipements de contrôle commande (normale, défaut, inconnu) et les défauts de communication.

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Figure 4.10 : vue système du projet Kalaa Vue unifilaire générale : cette vue représente l’unifilaire animée du poste, elle permet de visualiser les états de tous les équipements (disjoncteur, sectionneur…) et de les commander.

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Figure 4.11 : vue unifilaire générale

Vue de détails : représente les détails d’un départ. Elle permet de visualiser les états des équipements et

les mesures, envoyer des commandes aux équipements et

changer les consignes des automatismes.

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Figure 4.12 : vue de détails du départ 60kV Tensift II Vue d’aide : c’est la légende de tous les symboles utilisés dans les différentes vues. Elle permet à l’opérateur d’identifier les symboles et les états des équipements.

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Figure 4.13 : vue d’aide 6.2. Détails du départ 225kV « Tensift II »: a) Parties de la base de données relative au départ 225kV :

Le départ 225kV est constitué : deux relais distance (P444), un relais ampérmetrique (P141) d’ALSTOM et un relais distance Rel 670 ABB. Chacun réalise les fonctions dans les tableaux cidessous :

P444_1

Fonctions de protection et automatismes

Code ANSI

Protection distance

21

Protection directionnelle homopolaire Po

32N

Protection contre les surcharges

49

Localisateur de défaut

------

Rupture de conducteur

------

Anti-pompage

78

Supervision TT

------

Tableau 4.6 : liste des fonctions de protection de la P444_1 Protections et Automatismes

P444_2

Code ANSI F79

Réenclencheur Max /min de tension avec fonction ET

F59/27

Contrôle de synchronisme 1,

F25

Automatisme de manque de tension

AMU

Défaut circuit tension TCT

F59N

Tableau 4.7: listes des automatismes de la P444_2

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REL 670

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Fonctions de protection

Code ANSI

distance

21

Localisateur de défaut ------

Supervision circuit TT

Tableau 4.8 : listes des protections réalisées par le REL 670.

Code ANSI

Fonctions de protection

P141

Défaillance disjoncteur

50BF

Tableau 4.9: listes des protections réalisées par P141. L’explication de ces fonctions de protection est donnée par l’ANNEXE 2 : Un calculateur C264 qui réalise les fonctions suivantes : ü passerelle de communication entre les relais de protections (communiquant en T103) et le réseau local (CEI 61850). ü La 2ème fonction du contrôle de synchronisme. ü Gestion des entrées/ sorties.

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Figure 4.14 : équipements du départ 225kV

a) La partie système du départ 225kV :

Dans les conditions mentionnées ci-dessus la partie système relative à ce départ sera la suivante :

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Figure 4.15 : détails de la partie système du départ 225kV

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Explication : Pour faire remonter au système PACiS (DCS ALSTOM) les informations internes aux protections ou acquises par les cartes d’entrées,l’information doit posséder une adresse unique dans le réseau de terrain (c’est le mapping niveau 3 et 3’ voir figure 4.20). Le signal est transmis au calculateur de tranche qui de sa part va lui réattribuer une nouvelle adresse dans le réseau local du poste. Les informations (de type binaire simple, binaire double, mesure…) ont des relations avec des variables de leurs types dans la partie électrique. Ces variables constituent les listes des états, des évènements et des alarmes affichées dans l’OI ou imprimées. b) La partie électrique :

Les informations que le client veut voir sur l’OI et/ou archiver ou imprimer et les commandes qu’il veut envoyer au procédé électrique se trouvent toutes dans la partie électrique. En effet on cherche généralement à savoir -dans un départ 225kV- les informations et effectuer les commandes suivantes : ü Les positions des équipements (ouvert, fermé, …) ü Les mesures (Courant, tension, fréquence…) ü Envoyer des commandes aux équipements (Disjoncteur, sectionneur…) ü Changer les consignes des automatismes. Les équipements du départ Tensift sont : ü Un disjoncteur tripolaire à commande électrique. ü Un sectionneur de ligne rotatif à commande électrique. ü Un sectionneur de barre à commande électrique. ü Un sectionneur de mise à la terre à commande électrique. Le client veut qu’avec un bouton TPL sélectionner le type de la commande de la tranche (Local, distant). Et il exige aussi l’installation de l’automatisme manque de tension et le réenclencheur et l’affichage de toutes les grandeurs de mesures (tension, courant…). Cela justifie la partie électrique du départ Tensift dans notre base de données.

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Figure 4.16 : les détails de la partie électrique du départ 22kV Tensift Chaque variable dans la partie électrique est reliée à un profile dans la partie système qui définit sa nature (alarme, évènement, état….) et elle gère une animation dans la partie graphique. c) Partie graphique :

La partie graphique relative au départ 225kV sera affichée dans l’OI comme vue de détails. Elle offre à l’opérateur tous les détails du départ.

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Figure 4.16 : vue de détails départ 225kV La création des animations des organes se fait dans la partie graphique. Voici les détails de l’animation du sectionneur rotatif.

Figure 4.17 : création de l’animation du sectionneur.

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La partie graphique des affichages de mesure est créé comme suite :

Figure 4.18 : création de l’affichage de la tension VA sur l’OI La création d’un bouton de commande se fait de la manière suivante :

Figure 4.19 : création de la commande AMU en/hors service sur l’OI.

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d) Configuration des relais de protections utilisés dans le départ 225kV :

Selon les fonctions de protections et les automatismes demandés (voir tableaux paragraphe précédent) on a établi les PSLs (Schémas Logiques Programmables) et les paramètres de chaque équipement ALSTOM (Voir ANNEXE 3). Le PSL du REL 670 d’ABB est fourni avec l’équipement et ne peut être modifié. Les paramètres et les schémas programmés par le biais du Logiciel MiCom S1 répondent aux automatismes et aux paramètres de réglages exigés par le cahier des charges du client ONE. e) Tests des relais de protections :

Pour valider les configurations et les paramétrages qu’on a faits sur les relais numériques de protection, on avait procédé aux tests des fonctions de protections et d’automatismes associés à l’aide de deux logiciels : le MiCom S1 pour configurer les relais de protection et le logiciel associé à la caisse d’injection Omicron C256 : l’OMICRON Test Universe. Ce dernier logiciel permet le test et l’étalonnage des différents relais de protection exigeant une grande précision de fonctionnement à l’aide d’un paquet de modules de tests adaptés aux fonctions et pouvant fonctionner soit de manière autonome soit d’être intégrés à des plans de test pour des tests entièrement automatiques.

Figure 4.20 : Page d’accueil du logiciel OMICRON Test Universe montrant les différents modules de tests

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Figure 4.21 : Caisse d’Injection OMICRON C256

On a réalisé alors nos tests sur le relais de Protection P444 en ciblant les fonctions de protection et d’automatismes principaux : Protection de distance : F21 ·

Limites des zones (Z1, Z2, Z3, Zp, Z4).

·

Vérification des temporisations (des différentes zones).

·

Kilométrage (Localisateur de défauts). Supervision du Transformateur de Tension : ·

Seuils + temporisations.

·

Alarme et Verrouillage F21.

Puissance Homopolaire : F32N ·

Seuils : Pr, Ir, Vr.

·

Limites des phases A, B et C.

·

Vérification des temporisations.

Rupture Conducteur.

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A noter que l’étalonnage et les tests de la Protection Distance s’étaient faits avec le Module Advanced Distance alors que pour les autres fonctions de Protection et d’automatismes, on a fait usage du Module QuickCMC. Le fichier des paramètres configurés par le logiciel MiCom S1 est exploité par une application WinTrace qui convertit ce fichier en un fichier « extension .RIO » qui une fois utilisé par le module Advanced Distance, affiche le Tracé des impédances de la ligne. Ce tracé sera par suite exploité par les différents tests. Les Rapports des résultats des tests figurent dans les Annexes ( annexe 4).

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Conclusion générale Au terme de ce stage, nous pouvons affirmer que nous avons répondu au cahier des charges ONE par l’établissement d’une solution de contrôle commande pour le Poste Kalaa Sraghna qui était validée par Alstom Grid Automation. Cette solution a été le fruit d’une suite logique de taches qui commence par l’analyse du cahier de charges pour en dégager les exigences de l’ONE. Ces dernières nous ont aidés à déduire nos propositions-solutions parmi le matériel Alstom pour les équipements de protections et d’arriver enfin à définir l’architecture système. Une fois l’architecture système réalisée et les relais de protections configurés, nous avons passé à la réalisation de la base de données qu’une fois validée et implantée dans les postes operateurs, elle offre toutes les fonctionnalités du contrôle-commande et de la supervision du poste. Pour vérifier l’étalonnage nous avons effectué l’ensemble des tests des fonctions principales de protection. Ce stage nous a permis de développer nos connaissances techniques, de les mettre en œuvre, et de prendre conscience de l’importance du savoir-être et des relations qu’il faut entretenir avec ses collègues, qui constituent la clé de la réussite dans un groupe. En outre, nous avons pu percevoir les différents défis que peut rencontrer un ingénieur dans la réalisation de ses affaires et donc de développer une méthodologie rigoureuse et efficace pour mener à bien un projet industriel. Tout au long de ce projet, nous avons eu l’occasion de découvrir le monde industriel en effectuant une visite au poste de la RADEEJ III 60/22 kV, pour acquérir des informations sur le système de contrôle-commande et voir les postes électriques en taille réelle. Cette visite nous a permis de voir le grand intérêt du chantier dans la carrière de l’ingénieur ; il est incontestablement, une mine d’or pour toute personne qui veut maîtriser l’art de l’électricité.

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BIBLIOGRAPHIE/ WEBOGRAPHIE

Types de documents

Titres

Documentation Alstom Grid

[1] : Documents techniques sur les relais de protection MiCom.2002, 2011. [2] : Documents techniques sur le calculateur de tranche.

Documentation RTE

[3] : Mémento de la sureté du système électrique, édition 2004. [4] : Schéma de développement du réseau public de transport d’électricité.

Documentation ONE

[5] : Cahier des spécifications techniques Particulières ONE VI.1.7. [6] : Cahier des spécifications techniques Particulières ONE VI.1.8. [7] : Réglages des protections.

Documentation divers

[8] : “ Guide to Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) and Industrial Control Systems Security” par: Keith Stouffer , Joe Falco and Karen Kent. [9]: “Electric Power Substation Engineering” par: John D.Mc Donald.

Sites

Cours

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[10] : www.alstom.com/grid/ : Site d’Alstom Grid. [11] : www.ansi.org: American National Standards Institute (ANSI) [12] : www.iec.ch : International Electrotechnical Commission (IEC): [13] : Cours des Protections Numériques de Mr. Med FERFRA, Professeur à l’Ecole Mohammadia d’Ingénieurs à Rabat. [14] : Cours de réseaux électriques Parties I et II de Mr. Med MAAROUFI, Professeur à l’Ecole Mohammadia d’Ingénieurs.

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