Carte Ethernet

La carte Ethernet, actuellement uniquement disponible sur les équipements à variante de communication UCA2, prend en charge les connexions réseau de type suivant :

 10BASE-T ;

 10BASE-FL ;

 100BASE-TX ;

 100BASE-FX.

Pour toutes les connexions réseau de type cuivre, un connecteur RJ45 est pris en charge.

Les connexions réseau fibre 10Mo utilisent un connecteur ST tandis que les connexions 100Mo utilisent la connexion fibre SC.

La carte Ethernet est équipée d'un processeur supplémentaire, un PPC Motorola, avec un bloc mémoire, chargé de gérer toutes les fonctions de réseau telles que les fonctions TCP/IP/OSI fournies par VxWorks et les fonctions de serveur UCA2/MMS fournies par Sisco inc. Le bloc mémoire supplémentaire contient aussi le modèle de données UCA2 pris en charge par l'équipement.

47 3.3.4. Disposition mécanique

Le boîtier de l'équipement est fabriqué en acier préfini, recouvert d'un revêtement conducteur en aluminium et en zinc. Cela garantit une bonne mise à la terre au niveau de toutes les jointures, donnant ainsi un chemin de faible impédance vers la terre. Cette précaution est essentielle à un fonctionnement performant en présence d'interférences externes. Les cartes et les modules utilisent une technique de mise à la terre en plusieurs points pour améliorer l'immunité aux interférences externes et pour minimiser les effets d'interférences de circuits. Les plans de masse sont utilisés sur les cartes pour réduire les chemins d'impédance. Des pinces à ressort sont utilisées pour mettre les pièces métalliques des modules à la masse.

Les borniers à forte capacité servent aux raccordements de signaux d'intensité et de tension à l'arrière de l'équipement. Les borniers à capacité normale sont utilisés pour les signaux tout-ou-rien d'entrées logiques, pour les contacts de relais de sortie, pour l'alimentation électrique et pour le port arrière de communication. Un connecteur BNC est utilisé pour le signal IRIG-B en option. Des connecteurs type D femelles 9 broches et 25 broches servent à la communication des données à l'avant de l'équipement.

A l'intérieur de l'équipement, les cartes à circuits imprimés sont raccordées sur les connecteurs arrière. Elles ne peuvent être extraites que par l'avant de l'équipement.

Les connecteurs des entrées des transformateurs de courant de l'équipement sont dotés de court-circuiteurs internes à l'équipement. Ces liaisons permettent de court-circuiter automatiquement les circuits des transformateurs de courant avant le débrochage de la carte.

La face avant comporte un clavier à membrane avec des touches tactiles arrondies, un écran à cristaux liquides (LCD) et 12 diodes électroluminescentes (LED) montées sur une plaque support en aluminium.

48 3.3.5. Caractéristiques de la protection différentielle de phase

Le principe général de fonctionnement de la protection différentielle consiste à calculer la différence entre les courants entrant et sortant de la zone protégée. La protection entre en action dès que cette différence excède un seuil défini.

Les courants différentiels peuvent également être générés, en cas de défaut externe, par une saturation TC. Pour assurer la stabilité lors de défauts externes, l’équipement utilise une technique de retenue. Cette méthode augmente la valeur de réglage du seuil différentiel proportionnellement à la valeur du courant de défaut traversant pour éviter le déclenchement intempestif de la protection. La figure 3.3 montre les caractéristiques de fonctionnement de l’élément de protection différentielle de phase du P542.

49 Figure 3.4 : Courbe caractéristique de la retenue de l’équipement

Cette allure caractéristique est déterminée par quatre réglages de protection : Is1 : le réglage de base du courant différentiel qui détermine le seuil de détection minimum de la protection ;

k1 : le réglage bas du pourcentage de retenue utilisé lorsque le courant de retenue est inférieur à Is2. Ceci assure la stabilité vis-à-vis des petites erreurs de TC tout en conférant une bonne sensibilité aux défauts résistifs dans le cas de lignes très chargées ;

50 Is2 : le réglage du seuil du courant de retenue au-dessus duquel un pourcentage plus élevé de retenue k2 est utilisé ;

k2 : le réglage haut du pourcentage de retenue utilisé pour augmenter la stabilité de la protection lors de courants de défauts externes élevés.

Le courant différentiel (I_diff) est calculé en tant que somme vectorielle des courants entrant dans la zone protégée.

I_diff = I̅ + I₁ ̅ + I₂ ̅₃

Le courant de retenue Iret (appelé Ibias sur la figure de la caractéristique) est la moyenne des courants mesurés à chaque extrémité de ligne. Il est déterminé par la somme scalaire du courant à chaque extrémité, divisée par deux.

I_ret|I₁| + |I₂| + |I₃| 2

Chacun de ces calculs est effectué phase par phase. Le niveau de la retenue appliqué à chaque élément est la valeur calculée la plus élevée des trois pour obtenir le maximum de stabilité.

Les critères de déclenchement peuvent être formulés comme suit : 1- pour |𝐼_𝑟𝑒𝑡| < Ιs2 et |I_diff| > k1×|𝐼_𝑟𝑒𝑡| + Ιs1 ;

2- pour |𝐼_𝑟𝑒𝑡| > Ιs2 et |I_diff| > k2×|𝐼_𝑟𝑒𝑡| - (k2 - k1) × Ιs2 + Ιs1.

Lorsqu’un ordre de déclenchement est généré par l’élément différentiel, en plus du déclenchement du disjoncteur local, l’équipement envoie un signal de télé déclenchement différentiel aux extrémités distantes. Ceci assure le déclenchement de toutes les extrémités de la ligne protégée, même dans des conditions d'extrémité en antenne passive.

Pour calculer le courant différentiel entre les extrémités de la ligne, il est nécessaire que les échantillons de courant à chaque extrémité soient prélevés au même instant. Ceci peut être réalisé par la synchronisation temporelle de l’échantillonnage

51 ou, sinon, par le calcul en continu du retard de transmission entre les extrémités de ligne. La gamme des équipements P540 a adopté cette seconde technique. A cet effet, deux types de synchronisation sont utilisés pour l’alignement temporel des vecteurs de courant :

 synchronisation des vecteurs courant sans entrée GPS (technique classique) ;

 synchronisation des vecteurs courant avec entrée GPS qui nécessite le déploiement de réseaux HNS (Hiérarchie Numérique Synchrone).

3.4. Courant capacitif

Le courant capacitif d’une ligne ou d’un câble sera vu comme un courant différentiel. Si ce courant est d’une amplitude suffisamment élevée, comme c’est le cas pour les câbles et les lignes aériennes de grande longueur, un déclenchement intempestif de la protection peut se produire. Deux problèmes apparaissent avec le courant capacitif : le premier est le régime transitoire à la mise sous tension de la ligne et le deuxième le courant capacitif en régime permanent. Le courant capacitif en régime transitoire (ou courant d’appel) est constitué principalement d’harmoniques d’ordre élevé (9 et 11 par exemple). Le filtrage de Fourier utilisé par les protections P540 supprime ces composantes harmoniques et apporte donc une stabilité.

Le courant capacitif en régime permanent est à la fréquence fondamentale et peut donc provoquer le déclenchement intempestif de la protection.

Pour éviter ce risque, les protections P540 intègrent une fonction destinée à soustraire le courant capacitif du courant mesuré avant de calculer la valeur différentielle. Cette fonction nécessite une entrée de tension et, de ce fait, est uniquement disponible sur les modèles P543, P544, PP545 et P546 donc pas disponible sur notre relais. La figure 3.4 présente le modèle une ligne avec les courants capacitifs.

52

Figure 3.5 : Modèle électriqe d’une ligne

où

IL : Courant d'extrémité de ligne locale ; IR : Courant d’extrémité de ligne distante ; VL : Tension d’extrémité locale ;

VR : Tension d’extrémité distante ; ZL : Impédance de ligne ;

IchL : Courant capacitif d'extrémité locale ; IchR : Courant capacitif d’extrémité distante.

D’après la figure 3.2, il est évident que le courant capacitif de la ligne en un point donné est égal à la tension en ce point multipliée par la susceptance directe de ligne. Il est donc possible pour les équipements de protection à chaque extrémité de ligne de calculer les courants capacitifs de ligne respectifs et d’effectuer une correction en conséquence.

Le courant différentiel (Ιd) peut être calculé comme suit : Ιd = ΙL + ΙR - ( jVLBS /2) - ( jVRBS /2)

Ιd = {ΙL - ( jVLBS /2)} + {ΙR - ( jVRBS /2)}

Ιd = Courant équipement local + courant équipement distant

53 avec BS est la susceptance directe de ligne.

Cette fonction peut être activée ou désactivée. Si elle est sélectionnée, les données de courant réel de phase dans le message de protection sont remplacées par {I - (jVBS/2)}.

Un certain nombre de réglage permet la protection efficiente de la zone protégée.

3.5. Etude des réglages de la ligne sakété 2

Quatre réglages sont tous configurables par l’utilisateur pour assurer une bonne protection différentielle. Cette souplesse de réglage permet de personnaliser les caractéristiques de la protection afin de l’adapter à une sensibilité et des spécifications de TC particulières. Parmi ces quatre réglages trois sont recommandés par le fabricant après certaines expériences. Ainsi nous adoptons les trois réglages suivants :

 Is2 = 2,0 pu

 k1 = 30%

 k2 = 150%.

Ces réglages doivent donner une caractéristique de protection convenable dans la plupart des applications.

Seul le réglage Is1 reste à déterminer. La valeur de ce réglage doit être supérieure à la valeur éventuelle de l’écart entre les rapports des TC des extrémités de ligne, s’il se produit ; elle doit également prendre en compte le courant capacitif. La figure 3.4 décrit le principe du dispositif de protection de la ligne L210.

En observant le circuit montre à la figure 3.5, les valeurs de réglage pour l’élément différentiel du courant de phase peuvent être définies.

54 Figure 3.6 : Schéma de la protection

Les valeurs suivantes doivent être réglées comme suit : Is2 = 2,0 pu

k1 = 30 %

k2 = 150 % (pour une application a 2 extrémités)

Le réglage de Is1 reste à définir. Dans le cadre de notre travail nous utilisons le relais P542. Aucune possibilité de compensation du courant capacitif de la ligne n’est possible par le relais. La valeur de Is1 doit donc être réglée à 2,5 fois la valeur du courant capacitif en régime permanent.

 Détermination du courant capacitif la ligne L210

Le courant capacitif d’une ligne est obtenu par la formule [8]:

Ich =U(kV)xC(µF)xωx√3

1000 𝑥𝐿

où

U représente la tension de service la ligne en kV;

C représente la capacitance linéique de la ligne en µF/km ; L la longueur de la ligne en km ;

ω représente la fréquence du courant alternatif en rad/s.

Pour U = 161 kV, CxL = 0,55232 µF, ω = 2x50xpi = 314 rad/s, on a :

55 Ich = 161x0.55232x100x3,14x√3

1000

Ich = 48,36 A

 Determination de Is1 Is1 doit être supérieur à 2.5Ich D’ou Is1 > 2,5 x 48,36 A Soit Is1> 120,906 A.

Les TC de ligne ont au primaire une valeur nominale de 400 A et de 800A. Le courant de base adopté sera de 800A [9] puisque c’est ce courant qui offre le courant de seuil Is1 le plus bas. La valeur de Is1 doit donc être supérieure à 120,906/800 = 0,302 pu.

On choisit donc : Is1 = 0,4 pu.

Lorsque le courant capacitif est faible ou négligeable, le réglage d'usine par défaut de 0,2 In doit être applique.

3.6. Apport du dispositif à la qualité de l’énergie fournie et à la fiabilité du réseau La protection différentielle participe à la qualité du réseau en ce sens qu’elle permet d’isoler la portion en défaut et assure la continuité du service au client connecté au reste de la ligne.

De plus cette protection apporte un gain en terme de d’énergie puisque sa présence permet d’identifiera des poches de fuite de courant qui constituaient des sources de pertes énergétiques et un manque gagner à la société de transport.

De même du point de vue qualité sinusoïdale du courant, la protection différentielle jouera un rôle capital étant donné que les courants parasites qui s’ajouteraient au cours du transport sera constaté et des dispositions seront prises par les techniciens afin d’y pallier ou afin d’amoindrir leurs effets sur la qualité de l’énergie fournie aux clients.

56 La qualité de l’énergie fournie aux clients participe à la durabilité des équipements des clients au meilleur rendement de ceux-ci et donc une satisfaction permanente des clients du réseau.

Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons étudié et proposé un système de protection différentielle de la ligne L210. Mais bien avant, nous avons effectué une brève présentation de la ligne à protéger. Le relais de protection proposé est le relais MiCOM P542. Grâce à ce relais la ligne L210 pourra être préservée des défauts différentiels. Nous avons également étudié les différents réglages nécessaires à la mise en œuvre de ce dispositif pour assurer la protection parfaite de la ligne L210.

57

Conclusion générale

58 Un réseau électrique est un système complexe constitué d’éléments passifs et d’éléments actifs (composants, matériels et équipements électriques) qui s’influencent mutuellement. Le fonctionnement du système dans le temps et dans l’espace est le résultat de toutes ces interactions, conformément aux lois de l’électricité. Etant donné que la fiabilité d’un réseau électrique dépend de trois facteurs à savoir :

- Qualité de l’énergie offerte aux clients ; - Disponibilité de l’énergie dans le temps ; - Coût de maintenance réduit ;

il est important de prévoir dès la conception du réseau, les moyens nécessaires qui concourent à son exploitation aisée. Parmi ces moyens, nous citons les protections qui constituent une partie essentielle des réseaux. Compte tenu de leur architecture très complexe et très sensible, les réseaux électriques nécessitent une protection contre les différents types d’anomalies telles que les courts-circuits, les surtensions, les surintensités, les fuites de courant, …etc.

Nous avons étudié la protection différentielle du réseau haute tension 161kV reliant la ville de Cotonou à celle de Sakété passant par le Poste de Maria-Gléta. Ce type de protection est surtout intéressant contre les fuites de courant et les défauts d’isolement qui ne sont presque pas constatés par la protection de distance dans les réseaux en mettant parfois hors service la zone qui porterait un défaut ou simplement en signalant la zone de défaut pour que des mesures correctives soient prises.

La protection est réalisée par un relais, des réducteurs de tension, des réducteurs d’intensité et des coupes circuit (disjoncteurs, sectionneur,…)

Le principe de fonctionnement du relais est basé sur des mesures d’intensité de courant aux extrémités de la ligne protégée. Le relais compare les valeurs obtenues. Le résultat de cette comparaison est ensuite comparé avec les paramètres préréglés dans l’appareil avant de donner l’ordre de couper la zone qui porte le défaut. Le relais renseigne ensuite sur la position du défaut.

59 La précision dans le fonctionnement du relais dépend de l’étude des paramètres de réglage liés aux calculs d’ingénierie qui doivent être minutieusement faits avec les grandeurs propres de l’installation à protéger.

Le bon choix des paramètres de réglage de la protection assure à la fois une bonne sécurité des personnes contre les électrisations, et une parfaite sécurité des biens contre les effets destructifs des courants forts sur les câbles, lignes, jeux de barres, … etc., ainsi qu’une bonne continuité de service globale du réseau HT en isolant la partie en défaut du réseau afin de préserver le fonctionnement du reste du réseau.

60

Références bibliographiques

[1] : Schneider Electric, Protection des réseaux électriques, Guide de la protection, 2003.

[2] : CHERIF Med Foudhil, CHERIF Khayr Eddine, Calcul des protections d’une ligne de transport électrique HTB 220 kV, Mémoire de Master, Université KASDI MERBAH – OUARGLA, juin 2014.

[3] : ZELLAGUI Mohamed, Étude des protections des réseaux électriques MT (30 &

10 kV), Mémoire de Master, Université MENTOURI CONSTANTINE, juillet 2010.

[4] : GRTE, Manuel de réglages des protections des réseaux SONELGAZ, aout 2004.

[5] : MICROENER, Protection des lignes aériennes HTB, Cahier Technique.

[6] : ICE, Choix des Relais de Protection, guide d’application des relais de protection.

[7] : AREVA, MiCOM P541, P542, P543, P544, P545, P546 Protections différentielles de courant, Guide technique.

[8] : Christian Puret, les réseaux de distribution publique MT dans le monde, Cahier Technique n°155, septembre 1991.

[9] : Théodore WILDI, Electrotechnique, 3^ème Edition.

61

Table des matières

REMERCIEMENTS ... II SIGLES & ABREVIATIONS ... III LISTE DES FIGURES ET TABLEAU ... V RESUME ... VI ABSTRACT ... VI SOMMAIRE ... VII

INTRODUCTION GENERALE ...1

PREMIERE PARTIE : STRUCTURE D’ACCUEIL ET DEROULEMENT DU STAGE ...3

Chapitre 1 : Structure d’accueil et déroulement du stage ...4

1.1. Présentation de la CEB ...4

1.1.1. Structure organisationnelle ...4

1.1.2. Organigramme de la DRTB ...6

1.1.3. Clients et fournisseurs de la CEB ...7

1.1.3.1. Les fournisseurs de la CEB ...7

1.1.3.2. Les clients de la CEB ...7

1.1.4. Infrastructures de production d’énergie électrique ...8

1.1.4.1. Infrastructures de production au TOGO ...8

1.1.4.2. Infrastructures de production au Bénin ...8

1.1.5. Infrastructures de transport de l’énergie électrique ...9

1.1.5.1. Infrastructures de transport au TOGO ...9

1.1.5.2. Infrastructures de transport au BENIN ...9

1.1.6. Présentation du réseau de transport de la CEB ... 10

1.1.6.1. Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB ... 10

1.1.6.2. Schéma unifilaire du poste de Vèdoko ... 12

1.2. Déroulement du stage ... 13

1.2.1. Présentation de la DRTB ... 13

1.2.2. Organigramme de la DRTB ... 14

1.2.3. Travaux effectués ... 15

62

1.2.3.1. Travaux effectués au sein de la division exploitation ... 15

1.2.3.2 Travaux effectués au sein de la division lignes ... 16

1.2.3.3. Travaux effectués au sein de la Division Appareillage, Contrôle Electrique et Télécommunications (DACET) ... 19

1.2.4. Constats et suggestions apportées ... 20

DEUXIEME PARTIE : PRESENTATION DU PROJET ... 21

1. Problématique... 22

2. Objectif ... 22

3. Résultat attendu ... 23

Chapitre 2 : Généralités sur la protection des lignes aériennes HTB ... 24

Introduction ... 24

2.1. Le concept de protection des réseaux électriques ... 24

2.1.1. La définition du système de protection ... 24

2.1.2. Détermination des réglages des unités de protection ... 25

2.2. Les défauts ... 26

2.2.1. Les différents types de défauts ... 26

2.2.2. La détection des défauts ... 27

2.2.4. Les anomalies sur les réseaux électriques ... 28

2.3. Différents types de protection des lignes de transport ... 29

2.3.1. Protection de distance ... 29

2.3.1.2. Réglage de démarrage ... 30

2.3.2. La protection différentielle ... 32

2.3.2.1. Avantages et inconvénients ... 33

2.3.2.2. Comparaison des deux principes de stabilisation ... 33

Conclusion ... 34

Chapitre 3 : Etude de la protection différentielle de la ligne HTB 161kV Sakété 2 ... 35

Introduction ... 35

3.1. Présentation et description de la ligne ... 35

3.2. Protections ... 35

3.2.1. Protection existante sur la ligne ... 35

3.2.2. Protection complémentaire proposée ... 35

63

3.3. Etude et description du dispositif proposé [7] ... 36

3.3.1. Présentation de l’équipement... 37

3.3.2. Logiciels de l'équipement ... 38

3.3.2.1. Système d'exploitation en temps réel ... 38

3.3.2.2. Logiciel de supervision ... 38

3.3.2.3. Logiciel de plate-forme ... 38

3.3.2.4. Logiciel applicatif de protection et de contrôle ... 39

3.3.3. Description du matériel ... 39

3.3.3.1. Carte processeur ... 39

3.3.3.2. Carte coprocesseur ... 40

3.3.3.3. Bus (limande) de communication interne ... 41

3.3.3.4. Module d'entrée ... 41

3.3.3.5. Carte de transformateurs ... 42

3.3.3.6. Carte d'entrée ... 42

3.3.3.7. Module d'alimentation (contient les contacts de sortie) ... 43

3.3.3.8. Carte d'alimentation électrique (inclus l'interface de communication EIA(RS) 485) ... 43

3.3.3.9. Carte de relais de sortie ... 44

3.3.3.10. Carte IRIG-B ... 45

3.3.3.11. Seconde carte de communication arrière ... 45

3.3.3.12. Carte Ethernet ... 46

3.3.4. Disposition mécanique ... 47

3.3.5. Caractéristiques de la protection différentielle de phase ... 48

3.5. Etude des réglages de la ligne sakété 2 ... 53

3.6. Apport du dispositif à la qualité de l’énergie fournie et a la fiabilité du reseau….55 Conclusion ... 56

CONCLUSION GENERALE ... 57

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ... 60

TABLE DES MATIERES ... 61

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