MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE
Université d’Abomey-Calavi
Ecole Polytechnique d’Abomey-Calavi
DEPARTEMENT DU GENIE ELECTRIQUE
RAPPORT DE FIN DE FORMATION POUR L’OBTENTION DE LA LICENCE PROFESSIONNELLE EN GENIE ELECTRIQUE
Présenté par :
Jonas A. HOUNDIN
Tuteur de stage
Maître de Rapport Mr. Delphin AGOSSOU Mr. Luc NASSARA Chef service Exploitation DRTB Enseignant à l’EPAC
Année académique 2015-2016
Etudes de la protection des lignes aériennes HTB : Cas de la Protection différentielle MICOM P542 ALSTOM de la ligne 161kV
Sakété 2 au Poste de Cotonou Vèdoko
(CEB-BENIN)
ii
A
DIEU ; JESUS- CHRIST et le SAINT ESPRIT pour leur grâce et leur miséricorde à moi accordées tout le long de cette formation ;
Mme HOUNDIN Hélène née TONOUKOIN pour tous les efforts et la joie à moi apportés ;
Mes adorables enfants LUCRECE ; EXAUCEE ; AQUILAS et FRAUDELIA.
Jonas A. HOUNDIN
ii
Remerciements
Nous remercions DIEU le père pour son omniprésence à nos côtés chaque jour de notre formation.
Nous remercions très sincèrement :
Le Professeur Mohamed SOUMANOU, Directeur de l’EPAC ;
Le Professeur Clément AHOUANOU, Directeur Adjoint de l’EPAC ;
Le Docteur FIFATIN François Xavier, chef département du Génie Electrique ;
Le Docteur NASSARA Luc, pour son encadrement précieux, son soutien et son éclairage ;
Tous les professeurs qui ont contribué à notre formation ;
Monsieur Djibril SALIFOU, Directeur Général de la CEB, pour avoir autorisé ce stage ;
Messieurs Mawuena L. MEDEWOU, Directeur Régional du Transport Bénin de la CEB ;
Messieurs Maxime DJOKOUI, Chef service Entretien de la Direction Régionale transport Bénin de la CEB ;
Messieurs Delphin AGOSSOU, Chef Service exploitation de la Direction Régionale transport Bénin de la CEB ;
Messieurs ADONON Calixte, Chef Division appareillage Contrôle Electrique et Télécoms de la Direction Régionale transport Bénin de la CEB;
Messieurs KOUAGOU K. Patient, chef section Appareillage de la Direction Régionale Transport Bénin CEB pour leurs soutiens ;
Tout le personnel de la CEB notamment celui en poste à Cotonou, Vèdoko pour sa disponibilité ;
L’ensemble des membres du jury qui malgré tout, ont consacré leur précieux temps pour apprécier ce travail.
iii
Sigles & Abréviations
CEB : Communauté Electrique du Bénin
CEET : Compagnie d’Energie Electrique du Togo
CFPP : Centre de Formation Professionnelle et de Perfectionnement CIE : Compagnie Ivoirienne d’Electricité
CPL : Courant Porteur Ligne
DACET : Division Appareillage, Contrôle Electrique et Télécommunications DMT : Dispositif de Mise à la Terre
DRTB : Direction Régionale du Transport Bénin EPC : Equipements de Protection Collective EPI : Equipements de Protection Individuelle GPS : Positionnement Global par Satellite HNS : Hiérarchie Numérique Synchrone
HTA : Haute Tension catégorie A (de 1Kv à 50kV) HTB : Haute Tension de catégorie B (supérieur à 50 kV) IFG : International Fertilizer Group
MECEP : Méthode de Contrôle et d’Entretien Préparé SBEE : Société Béninoise d’Energie Electrique
SCB : Société des Ciments du Bénin
TCT : Transformateur Capacitif de Tension TCN : Transmission Company of Nigeria
iv TSA : Transformateur des Services Auxiliaires
VAT : Vérificateur d’Absence Tension VRA : Volta River Autority
WACEM : West Africa Cement
v
Liste des figures et Tableau
Figure 1.1 : Organigramme de la CEB --- 6
Figure 1.2 : Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB --- 11
Figure 1.3 : Schéma unifilaire du Poste de Cotonou vêdoko --- 12
Figure 1.4 : Organigramme de la DRTB --- 14
Figure 2.1 : Chaîne de protection --- 25
Figure 2.2 : Différents types de defauts --- 27
Figure 2.3 : Exemples d’installation des capteurs et relais --- 28
Figure 2.4 : Les zones de réglage de protection. --- 31
Figure 2.5 : Les zones de réglage de protection --- 31
Figure 2.6 : Principe de la protection diférentielle --- 32
Figure 2.7 : Schéma des deux modes de stabilisation --- 33
Figure 3.1 : Exemple de MiCOM P542 --- 36
Tableau 3.2 : Options d’alimentation électrique --- 43
Figure 3.3 : Port de communication arrière --- 46
Figure 3.4 : Courbe caractéristique de la retenue de l’équipement --- 49
Figure 3.5:Modele électrique d'une ligne---52
Figure 3.6 : Schéma de la protection --- 54
vi
Résumé
Dans ce document, nous présentons dans un premier temps notre rapport de stage et dans un second temps les résultats de notre travail afin d’améliorer la qualité de l’énergie fournie par notre société d’accueil qui est la CEB. Ainsi donc il a été question d’une présentation de notre structure d’accueil, des activités effectuées au cours de notre stage et des problèmes rencontrés. Face aux constats et dans le souci de participer à la bonne gestion du transport de l’énergie, une problématique a été dégagée. Elle qui nous a permis de réfléchir sur les perspectives d’amélioration de la protection des réseaux de la CEB en occurrence la ligne Sakété 2. C’est dans cette perspective que nous avons abordé dans un premier temps les protections des réseaux électriques en générale et de la protection différentielle en particulier. Nous avons ensuite proposé et calculé l’utilisation du relais MiCOM P542 pour assurer cette protection.
Mots clés : Protection, différentielle, relais MiCOM
Abstract
In this work, we present in the first our training rapport, in the second the results of our work to upgrade the quality of energy of CEB. Therefore, we have presented our training company and the activities which we have done without omit the problems. Like this, we found a normality. This remark permits to us to think about the upgrade’s prospects of electrical network protection of CEB. In the first time, we talk about them protection in generally before approach the differential protection. Then we purpose and calculate the used of relay MiCOM P542 to assure this protection.
Keywords : Protection, differential, relay MiCOM P542.
vii
Sommaire
Remerciements ... ii
Sigles & Abréviations ... iii
Liste des figures et Tableau ... v
Résumé ... vi
Abstract ... vi
Sommaire... vii
Introduction générale ... 1
PREMIERE PARTIE : Structure d’accueil et déroulement du stage ... 3
Chapitre 1 : Structure d’accueil et déroulement du stage ... 4
DEUXIEME PARTIE : Présentation du projet ... 21
Chapitre 2 : Généralités sur la protection des lignes aériennes HTB ... 24
Chapitre 3 : Etude de la protection différentielle de la ligne HTB 161kV Sakété 2 ... 35
Conclusion générale ... 57
Références bibliographiques ... 60
Table des matières ... 61
1
Introduction générale
2 Les réseaux électriques font partie intégrante de la vie économique. La production, la distribution et l'utilisation de l'énergie électrique, dans de bonnes conditions, sont fondamentales pour l'essor des villes et des industries.
La maîtrise complète des réseaux électriques, depuis la production jusqu'à l'utilisation, représente un enjeu important. Elle est justifiée par une recherche de la réduction des coûts d'exploitation et de maintenance.
Face à cette demande de plus en plus exigeante, les acteurs du secteur ont choisi de concevoir, produire et commercialiser une gamme d'équipements permettant la mise en place de l'intelligence et du système nerveux nécessaires à l'exploitation optimisée des réseaux électriques.
Les lignes de transport et les Postes d’énergie électrique haute tension HTB constituent une partie essentielle d’un réseau électrique qui doit assurer la continuité de l’alimentation en électricité aux consommateurs HTA et BT. Ce qui n’est pas toujours le cas, car ces lignes sont souvent exposées à des incidents ou défauts qui peuvent interrompre ce service et engendrer des pertes financières importantes pour les industriels et des désagréments pour les simples consommateurs.
C’est pour participer à une amélioration des caractéristiques de l’énergie fournie aux consommateurs, que suite à notre stage à la Communauté Electrique du Bénin (CEB) et dans le cadre de notre projet de fin de cycle, nous avons choisi d’étudier la protection des lignes aériennes HTB de transport d’énergie. Ainsi le présent travail sera structuré en trois (3) chapitres :
dans le premier chapitre nous présenterons le rapport de stage à la CEB ;
le deuxième chapitre traitera des généralités sur les protections des réseaux électriques (lignes aériennes) ;
dans le troisième chapitre, il est question de l’étude de la protection différentielle de la ligne Sakété 2.
3
PREMIERE PARTIE : Structure d’accueil
et déroulement du stage
4 Chapitre 1 : Structure d’accueil et déroulement du stage
1.1. Présentation de la CEB
La CEB est un organisme inter-état regroupant le TOGO et le BENIN. C'est un établissement public international d’importation, de production et de transport de l'énergie électrique. Elle est née de l'accord international instituant le code Bénino- Togolais de l'électricité en date du 27 juillet 1968. Ce Code révisé assigne les principales missions suivantes à la CEB :
réaliser et exploiter selon les règles appliquées par les sociétés industrielles et commerciales, des installations de production d’énergie électrique pour les besoins des deux états ;
conclure en cas de nécessité, avec les pays voisins des deux Etats, des accords relatifs à l'importation et à l'exportation de l'énergie électrique ;
assurer, grâce au (CFPP) son Centre de Formation Professionnelle et de Perfectionnement, la sélection, la formation et le perfectionnement au profit des agents des entreprises des deux états ;
planifier la production et le transport de l'énergie électrique en liaison avec les ministères en charge de l'énergie électrique pour les besoins des deux états.
Afin d’assurer au mieux cette mission, la Communauté Electrique du Bénin est subdivisée en de différentes directions par un organigramme adapté aux contraintes rencontrées. Il faut souligner que la ville de Lomé au Togo abrite le siège permanent de l’institution et que le Directeur Général est de nationalité béninoise.
1.1.1. Structure organisationnelle
La Communauté Electrique du Bénin (CEB) qui a démarré effectivement ses activités par l'inauguration de la ligne HTB reliant le GHANA, le TOGO et le BENIN le 24 juillet 1975, est administrée par :
un Haut Conseil Inter-Etatique (HCIE) composé de huit (08) ministres désignés par le gouvernement de chacun des deux états à raison de quatre (04) ministres
5 par état à savoir : le ministre en Charge de l'Energie, le ministre des affaires étrangères, le ministre du plan et le ministre des Finances ;
une Haute Autorité (HA) composée de dix (10) membres à raison de cinq (05) membres par état s’occupant des branches d'activités que sont : la gestion financière et économique, l’électricité et les travaux publics, le commerce et l’industrie, la planification, les affaires sociales ;
une Direction Générale composée d'un Directeur Général, ressortissant de l'état n'abritant pas le siège de la CEB, et d'un Directeur Général Adjoint, ressortissant de l'état abritant le siège. Ces Directeurs Généraux sont assistés par huit (08) Directeurs centraux.
L’organigramme de la CEB, réaménagé en Avril 2010 donne une idée claire sur la structure organisationnelle de le CEB.
6 1.1.2. Organigramme de la CEB
La figure 1.1 représente l’organigramme de de la CEB.
Figure 1.1 : Organigramme de la CEB
7 1.1.3. Clients et fournisseurs de la CEB
L’insuffisance de sa production conduit la CEB à l’achat d’énergie électrique. Elle dispose également de clients pour l’écoulement de l’énergie dont elle dispose.
1.1.3.1. Les fournisseurs de la CEB
La Volta River Autority (VRA) du Ghana
Depuis 1975, plus de la moitié de l’énergie de la CEB lui est fournie par cette institution. La VRA dispose en fait d’un parc mixte de production composée de trois centrales hydroélectriques, des centrales thermiques diesel et des turbines à gaz avec une puissance estimée à environ 1870 MW. Les lignes 161 kV sont utilisées pour la connexion.
La Compagnie Ivoirienne d’Electricité (CIE)
La CIE fournit de l’énergie à la CEB à travers le réseau de la VRA. Elle dispose d’un parc de production composé en grande partie de centrales thermiques.
La Transmission Company of Nigeria (TCN)
Elle est une société Nigériane qui a signé avec la CEB un accord de fourniture d’énergie en février 2007. Cet accord est le fruit du projet d’interconnexion CEB- NEPA (Nigeria Electric Power Autority) et reste le plus grand fournisseur actuel de la CEB. Le développement socio-économique du Bénin et du Togo a sensiblement fait accroître la demande en énergie électrique mais le déséquilibre offre-demande actuel risque de constituer un sérieux frein à la croissance économique si rien n’est fait pour augmenter les capacités énergétiques de la communauté.
1.1.3.2. Les clients de la CEB
La CEB dispose d’un certain nombre de clients répartis sur les territoires Togolais et Béninois.
Au Togo, nous avons :
la Compagnie d’Energie Electrique du Togo (CEET) ;
8
la West African Cement (WACEM);
l’ International Fertilizer Group (IFG).
Au Bénin, nous avons :
la Société Béninoise d’Energie Electrique (SBEE) ;
la Société des Ciments du Bénin- Lafarge (SCB Lafarge).
1.1.4. Infrastructures de production d’énergie électrique 1.1.4.1. Infrastructures de production au TOGO
La première unité de production de la CEB est la centrale Hydroélectrique de Nangbéto dont la construction démarrée en septembre 1984 s’est achevée en septembre 1987; sa capacité installée est 65 MW et sa production moyenne annuelle établie à 170 GWh sur la période 1987-2008 représentent respectivement 76% et 19%
des demandes en puissance et en énergie exprimées en 1987, mais seulement 2.6% de celles exprimées en 2015. La CEB dispose aussi d’une turbine à gaz de 20 MW implantée à la centrale thermique de Lomé-Port en 1998 avec un productible annuel de 150 GWh.
1.1.4.2. Infrastructures de production au Bénin
La CEB a implanté en 1998 à la sous-station de Vêdoko une turbine à Gaz de 20 MW avec un productible annuel de 150 MWh. Cette turbine à gaz est actuellement fonctionnelle à Maria-Gléta dans le cadre du projet de construction du gazoduc de l’Afrique de l’Ouest qui transporte du gaz naturel du Nigeria pour les besoins du Bénin, du Togo et du Ghana. Une centrale de 80 MW est installée à Maria –Gléta pour le compte de l’état béninois, mais elle n’est pas fonctionnelle à cause du coût prohibitif kWh produit (250 FCFA).
Au total, le parc de la CEB dont les infrastructures nécessitent une réhabilitation ne confère qu’une autonomie de 25% aux deux états. Par ailleurs, des sociétés de distribution d’énergie électrique telles que la SBEE au Bénin et la CEET au Togo disposent d’unités thermiques reliées aux réseaux interconnectés de la CEB.
9 1.1.5. Infrastructures de transport de l’énergie électrique
1.1.5.1. Infrastructures de transport au TOGO
Le TOGO dispose de 419,6 km de ligne de transport d’énergie pour une capacité de transformation de 456,16 MVA répartis sur les Postes suivants :
le Poste de Lomé Aflao (135 MVA) ;
le Poste de Lomé Port (80 MVA) ;
le Poste de Momé-Hagou (100 MVA) ;
le Poste d'Atakpamé (20 MVA) ;
le Poste de Dapaong (10 MVA) ;
le Poste d'Anfoin (16 MVA) ;
le Poste de Lama Kara (20 MVA) ;
le Poste de Tabligbo (70 MVA) ;
le Poste de Cinkassé (5,16 MVA) ;
le Poste de Sokodé (120 MVA).
1.1.5.2. Infrastructures de transport au BENIN
Le BENIN dispose de 518 km de ligne de transport de l'énergie pour une capacité de transformation de 747 MVA répartis sur les postes suivants :
le Poste de Cotonou - Vêdoko (194 MVA) ;
le Poste d'Onigbolo (70 MVA) ;
le Poste de Bohicon (40 MVA) ;
le Poste de Lokossa (32 MVA) ;
le Poste d'Avakpa (19 MVA) ;
le Poste de Sakété (412,5 MVA) ;
le Poste de Maria-Gléta (69MVA) ;
le Poste de Parakou (20 MVA) ;
le Poste de Djougou (20 MVA).
La CEB possède également un centre de conduite centralisée du réseau (Dispatching) sis à la direction générale à Lomé au Togo.
10 1.1.6. Présentation du réseau de transport de la CEB
La CEB, dans sa mission de produire et de transporter l’énergie électrique, dispose d’un vaste réseau de transport réparti sur les deux territoires (Bénin et Togo).
Ainsi, les énergies de la VRA et de la CIE sont acheminées par deux lignes haute tension catégorie B jusqu'à la sous station de Lomé Aflao. De cette station, partent ensuite deux autres lignes en direction du Poste de Môme-Hagou au Togo qui est un point de jonction. A cette jonction viennent la ligne du barrage hydroélectrique de Nangbéto et deux lignes de Cotonou-vêdoko. Une dérivation est faite sur l’une d’elles pour alimenter le Poste de transformation d’Avakpa au Bénin. La sous-station de Momé-Hagou alimente également celle de Lokossa. L’énergie de la TCN provenant du Nigéria qui arrive à la sous-station de Sakété au Bénin qui est aussi un point de jonction entre une ligne provenant de Nangbéto passant par Onigbolo et Bohicon. De cette sous–station, partent deux lignes haute tension en direction du Poste de Vêdoko qui alimente la ville de Cotonou et ses environs.
1.1.6.1. Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB
La figure 1.2 représente le schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB et toute sa légende détaillée.
11 Figure 1.2 : Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB
12 1.1.6.2. Schéma unifilaire du poste de Vèdoko
La figure 1.3 représente le Schéma unifilaire du Poste de Vèdoko
Figure 1.3 : Schéma unifilaire du Poste de Cotonou vêdoko
13 1.2. Déroulement du stage
1.2.1. Présentation de la DRTB
La sous-station de la CEB Cotonou-Vêdoko est située dans le 10e arrondissement de Cotonou, la capitale économique du Bénin. Elle couvre environ une superficie de 7 hectares et est implantée en bordure de l’axe routier Inter-Etat Cotonou-Lomé.
Grand pôle économique du Bénin, Cotonou est une ville cosmopolite, dont l’essor démographique entraîne une consommation énergétique accrue due à la forte concentration des unités industrielles. Devant cette situation, et pour faciliter les activités de la seule société distributrice d’énergie électrique, la SBEE, le Poste de la CEB à Cotonou-Vêdoko a été créé pour desservir Cotonou et ses environs. La nécessité d’un tel Poste que l’on peut qualifier de charnière, s’explique également par la situation géographique de Cotonou qui sert de pivot pour toutes les villes environnantes. La figure (1.4) nous renseigne sur l’organigramme de de la DRTB.
14 1.2.2. Organigramme de la DRTB
Figure 1.4 : Organigramme de la DRTB
15 1.2.3. Travaux effectués
Pendant notre stage, nous avons eu l’occasion de faire quelques travaux dans les deux services de la DRTB Cotonou-vêdoko, le service exploitation d’abord et puis ensuite dans le service entretien (la division appareillage, contrôle électrique et télécoms et la division ligne).
1.2.3.1. Travaux effectués au sein de la division exploitation
Pour notre passage dans cette division, nous avons eu à faire une visite guidée par Monsieur Delphin AGOSSOU chef du service exploitation dans le Poste afin de prendre connaissance des différents équipements installés dans le champ électrique et de connaître le rôle que joue chacun d’eux au niveau de chaque ligne arrivée L230, L220, L200 et L210. Nous avons noté que des circuits bouchons sont placés sur la phase B des différentes lignes. Ils jouent le rôle de filtre en laissant passer la haute fréquence, qui sert pour la télécommunication par Courant Porteur Ligne (CPL) et en bloquant la basse fréquence qui est utilisée pour le transport électrique. Nous avons remarqué sur chaque phase où le circuit bouchon a été posé, un TCT (Transformateur Capacitif de Tension). Son rôle est d’obtenir une image de la tension du réseau en l’abaissant à une valeur (100 ou 115 V) qui assure la sécurité des exploitants et du matériel. A la suite de ces arrivées, nous avons un sectionneur de ligne et un sectionneur de terre qui sont tous les deux reliés par un verrouillage mécanique. Ce verrouillage a pour objectif de maintenir les deux sectionneurs à des états différents.
Nous avons ensuite une vue du sens de circulation du courant qui est matérialisé en forme de boucle.
Dans cette boucle, nous avons des sectionneurs et des disjoncteurs. Chaque disjoncteur est encadré par deux sectionneurs et chaque ligne est à son tour encadré par deux sectionneurs et deux disjoncteurs. Après la boucle, nous avons les différents départs, à savoir le départ T2/15 kV, le départ T3/15 kV, le départ L20/63 kV, le départ L21/63 kV et le départ T6/15 kV. Sur chaque départ, nous avons un transformateur abaisseur de puissance dont la plupart sont couplés en étoile-étoile et qui présente des indices horaires différents. Chaque transformateur de puissance est
16 protégé en amont par un parafoudre qui est relié à la terre et un sectionneur de ligne, et à l’aval par un sectionneur de ligne et un disjoncteur.
Les TSA qui sont des Transformateurs de Services Auxiliaires sont aussi eux- mêmes protégés de la même façon à la différence qu’on les exploite pour l’alimentation interne du Poste. Pour un bon contrôle et une bonne surveillance, nous procédons à chaque quart d’heure à des relevés des valeurs des puissances actives et réactives des transformateurs T2 et T6 et des départs L20 et L21. On collectait à chaque fin de journée les relevés des autres Postes du Bénin afin d’avoir une vue générale sur la consommation de tout le Bénin.
1.2.3.2 Travaux effectués au sein de la division lignes
La division lignes quant à elle, prend en charge et assure la maintenance des lignes de transports d’énergie des centrales de production jusqu’aux Postes.
Au sein de cette division, nous avons appris de nos responsables en ce qui concerne les types de lignes, les différentes lignes de la CEB, les supports des lignes c’est-à-dire les pylônes, leur constitution jusqu’à la fondation.
Entre autres, nous avons reçu des enseignements sur les mesures de sécurité à prendre en tant que technicien de lignes à chaque intervention.
Les lignes électriques HTB et HTA de la CEB du côté Bénin sont les suivantes :
les lignes HTB Maria-Gléta-Momé-Hagou (L225, L235) ;
les lignes HTB Cotonou-Maria Gléta (L220, L230) ;
les lignes HTB Cotonou-Sakété (L200, L210) ;
la ligne HTB Onigbolo-Sakété (L310) ;
la ligne HTB Onigbolo-Bohicon (L300) ;
la ligne HTB Djougou-Parakou (L750) ;
la ligne HTB Sakété-Ikeija (LA/10) ;
la ligne HTA Avakpa-Allada (L40) ;
la ligne HTB Moméhagou-Lokossa (L32) ;
la ligne HTA Ouaké-Djougou (L450) ;
17
la ligne HTA Parakou-Bembèrèkè(L740) ;
la ligne HTB Nangbéto-Bohicon(L430) ;
la ligne HTA Djougou-Natitingou(760).
a. Les pylônes électriques
Ils sont utilisés pour les lignes de haute tension. La CEB quant à elle utilise des pylônes (à treillis) très géants pour le transport de l’énergie.
Ces pylônes, pour la sécurité des usagers et de la population environnant sont tous installés avec une marge de sécurité de 100%.
Cette sécurité est assurée par des câbles de garde accrochés aux sommets de chaque pylône les reliant tous l’un à l’autre et le tout relié à la terre par l’intermédiaire d’un câble de terre afin de retourner à la terre , en cas de foudre, 90% des décharges à la terre et les 10% restant sont récupérés par les parafoudres pour le même trajet , celui d’être écoulé à la terre.
Les câbles de phase de transport de l’énergie ne sont pas accrochés directement aux pylônes pour le transport mais par l’intermédiaire des isolateurs afin d’isoler les pylônes.
Les pylônes à treillis sont constitués de trois (3) principales parties : la tête ; le fût et la base.
La tête d’un pylône à treillis est une structure métallique qui supporte les câbles de garde et les conducteurs de la ligne électrique. Elle est dimensionnée pour :
la condition de résistance ;
la contrainte électrique due à la tension de la ligne et aux distances minimales à respecter entre les câbles ;
les contraintes géométriques dues à la configuration des câbles de garde et des conducteurs.
18 Le fût du pylône a pour but essentiel de maintenir la tête et les câbles à une certaine distance du sol pour respecter les hauteurs règlementaires et transmettre au sol par l’intermédiaire des fondations les efforts dus aux charges horizontales et verticales appliquées sur les câbles et le pylône.
La base est la partie du pylône qui supporte toute la charge. Sa fondation demande plusieurs tonnes de ciment.
b. Procédure de maintenance appliquée aux lignes Elles sont :
Les inspections montées ;
Les inspections au sol ;
Le désherbage.
c. Les isolateurs et leurs rôles
L’isolateur est formé par un isolant (verre, céramique, matériaux synthétiques) auquel sont fixés deux (2) câbles métalliques l’une est fixée au pylône et l'autre porte le conducteur. Les isolateurs jouent deux rôles importants dans le transport de l’énergie électrique :
le rôle mécanique : il porte le conducteur ;
le rôle électrique : il isole le conducteur par rapport au pylône.
Les isolateurs sont des composants indispensables pour le transport et à la distribution de l’énergie électrique. Leur fonction est de réaliser une liaison entre des conductrices hautes tensions et la terre :
ils maintiennent les conducteurs dans la position spécifique (les isolateurs d’alignement et d’ancrage) ;
ils assurent la transition entre l’isolation interne (huile, gaz SF6) et l’isolation externe (air atmosphérique) ; ils permettent de raccorder les matériels électriques au réseau (traversées de transformateur, extrémités des câbles) et
19 ils constituent également l’enveloppe de certains appareils (disjoncteurs, parafoudres, réducteurs de mesures).
d. Les différents types de maintenance des lignes
On distingue deux types de maintenance à la division lignes qui sont :
La maintenance préventive qui se fait en fonction de la fiche d’entretien de chaque équipement codifié. Cette maintenance basée sur les fiches techniques du constructeur peut être améliorée suivant l’état de l’équipement durant son utilisation.
La maintenance corrective ou curative est le type de maintenance qui s’effectue après défaillance du matériel.
1.2.3.3. Travaux effectués au sein de la Division Appareillage, Contrôle Electrique et Télécommunications (DACET)
Au sien de cette division, nous avons eu à faire plusieurs entretiens : la MECEP, l’entretien du groupe électrogène et celui des batteries d’accumulateurs. Nous avons également procédé à la maintenance de deux sectionneurs aoste de Maria-Gléta.
a. Familiarisation avec les mesures de sécurité avant interventions
Un bon technicien doit prendre des mesures de sécurité avant de procéder aux interventions. Le respect strict des mesures de sécurité à la CEB est primordial ; le non-respect de ces mesures peut créer des dégâts irréparables. Alors il est nécessaire de se familiariser avec les mesures de sécurité avant intervention. Parmi ces mesures de sécurité, nous pouvons citer :
l’utilisation des Equipements de Protection Individuelle (EPI) - le port du casque ;
- le port de blouse ;
- le port des chaussures de sécurité ; - le port de lunettes ;
- le port des gants isolants.
l’utilisation des Equipements de Protection Collective (EPC)
20 - Utiliser le DMT (Dispositif de Mise à la Terre) pour éviter de recevoir les
décharges ;
- Vérifier l’absence de tension (VAT) pour être sûr que la zone de travail a bien été isolée;
- mise en place des chaînes de balisage, pancartes de sécurité pour délimiter la zone de travail et signaler l’état des organes.
b. La MECEP (Méthode de Contrôle et d’Entretien Préparé)
Elle consiste à faire la ronde et l’inspection des différents équipements du Poste et auxiliaires afin de prévenir un éventuel dysfonctionnement. Lors de ce contrôle, nous avons inspecté chaque disjoncteur en effectuant diverses actions à savoir :
- vérifier l’humidité des armoires ;
- noter la valeur de la pression du gaz SF6 ; - voir l’aspect intérieur des armoires ; - faire le contrôle visuel des traversées ;
- faire le contrôle d’éventuelles fuites de gaz SF6; - vérifier les connexions dans les armoires électriques ; - vérifier les tringleries.
1.2.4. Constats et suggestions apportées
Durant le stage à la DRTB, nous avons remarqué la bonne gestion des ressources humaines, la rigueur et l’abnégation avec laquelle les agents y travaillent, et surtout leur ponctualité au service.
Cependant, nous avons constaté une utilisation non contrôlée et abusive de l’énergie dans l’enceinte même de la société. Ce qui peut réduire la durée de vie des consommables électriques et augmenter les dépenses de la société.
Notons aussi le dysfonctionnement de quelques afficheurs au niveau du tableau de commande. Les lampes crépusculaires du Poste ne fonctionnent plus en mode auto mais plutôt en mode manuel.
21
DEUXIEME PARTIE : Présentation du
projet
22 1. Problématique
Les lignes électriques en haute tension (HT) sont des conducteurs nus en alliage (aluminium mélangé à l’acier). Suspendu à une hauteur, la ligne électrique (HT) présente des défauts fugitifs causés par l’amorçage d’arc au niveau des isolateurs. La foudre est la cause la plus courante, le contacte entre le conducteurs et les débris poussés par le vent provoque une défaillance technique. Les surcharges prolongées provoquent un échauffement excessif qui peut se traduire par un vieillissement prématuré d’isolateur, un allongement du conducteur et son point bas, en milieu de portée, s'abaisse. Elle devient dangereuse pour les tiers. Les conséquences peuvent alors se chiffrer, non plus en millions de francs, mais en nombre de vies humaines.
D'abord, une ligne aérienne, qui passe sur le domaine public, est périodiquement sujette à des courts circuits, dus aux coups de foudre, aux arbres mal élagués, grues et engins de grande hauteur travaillant au voisinage.
Un fonctionnement défectueux d'une ligne peut donc avoir pour conséquence la coupure d'un ou plusieurs clients, voire même d'une ville entière, prioritaires compris.
Or, lorsqu'un client industriel est coupé pendant 6 minutes, par exemple, cela ne correspond pas seulement à MWh d'énergie non vendue pendant cette coupure, mais aussi à l'énergie non vendue pendant les quelques heures que le client mettra à repartir.
Pour pallier à ce problème, nous nous sommes proposé à « L’ETUDE DES PROTECTIONS DES LIGNES AERIENNES HTB, PROTECTION DE TYPE MICOM P542 ». Cette protection pourra être appliquée à tous les équipements électriques.
2. Objectif
Ce projet a pour objectif générale de faire la récapitulation de différentes protections des lignes aériennes. Préciser la limite d’utilisation des différentes formes de protection de ligne aérienne. Faire des suggestions pour accroitre le service et la fourniture de l’énergie électrique.
23 3. Résultat attendu
Le résultat de notre travail consistera à :
Réduire le coût élevé dû à la destruction des appareils ;
Préciser l’état des équipements ;
Prévenir lors d’une surtension venue sur les lignes ;
Avoir une bonne qualité d’énergie électrique ;
Protéger les personnes et les biens contre les courants de fuites dangereuses.
24 Chapitre 2 : Généralités sur la protection des lignes aériennes HTB
Introduction
Les centres de production n’étant pas toujours proches des centres de consommation, une fois produite, l’énergie électrique doit être transportée. Ce transport est rendu possible par l’existence des lignes de transport qui assurent la liaison entre les postes de production et les postes de répartition.
Une fois à destination, l’énergie est vendue aux consommateurs afin de produire la richesse. La fourniture de l’énergie aux consommateurs de façon continue et sans incidence néfaste sur leurs équipements exige une certaine protection de la ligne assurant son transport.
Dans ce chapitre, il sera question de présenter les différents défauts des lignes de transport ainsi que les dispositifs de protection et différents organes qui interviennent dans la chaine de protection des lignes.
2.1. Le concept de protection des réseaux électriques
La protection des lignes est partie intégrante de la protection d’un réseau électrique. L’étude des protections d’un réseau électrique se décompose en deux étapes distinctes [1] :
la définition du système de protection encore appelée plan de protection ;
la détermination des réglages de chaque unité de protection encore appelée coordination des protections ou sélectivité.
2.1.1. La définition du système de protection
C’est le choix des éléments de protection et de la structure globale de l’ensemble, de façon cohérente et adaptée au réseau. Le système de protection se compose d’une chaîne constituée des éléments comme l’illustre la figure 2.1.
25 Figure 2.1 : Chaîne de protection
Le capteur de mesure (courant et tension) fournit les informations de mesure nécessaires à la détection des défauts ;
Le relais de protection est chargé de la surveillance permanente de l’état électrique du réseau, jusqu’à l’élaboration des ordres d’élimination des parties défectueuses, et leur commande par le circuit de déclenchement ;
Les organes de coupure (disjoncteurs, interrupteurs-fusibles, contacteurs- fusibles) assurent la fonction d’élimination de défaut.
Le plan de protection définit les dispositifs de protection contre les principaux défauts affectant les réseaux et les machines. Pour établir un plan de protection, certains paramètres sont à prendre en compte :
l’architecture et la taille du réseau et ses différents modes d’exploitation ;
les schémas de liaison à la terre ;
les caractéristiques des sources de courant et leurs contributions en cas de défaut ;
les types de charges ;
le besoin de continuité de service.
2.1.2. Détermination des réglages des unités de protection
Les fonctions de protection sont à régler afin d’obtenir les performances optimales dans l’exploitation du réseau et pour tous les modes de fonctionnement. Les
26 valeurs de réglage adaptées sont issues de calculs complets basés sur les caractéristiques détaillées des éléments du réseau. De nos jours, ce type d’étude s’effectue à l’aide d’outils logiciels spécialisés; le comportement du réseau sur anomalie est ainsi expliqué, et les valeurs de réglage sont données pour chaque fonction de protection concernée afin de pallier aux défauts.
2.2. Les défauts
2.2.1. Les différents types de défauts
Les défauts sont caractérisés par leurs formes, leur durée et l’intensité du courant.
Dans l’exploitation des réseaux, on rencontre :
les défauts triphasés : entre les trois phases du réseau avec ou sans liaison à la terre ;
les défauts biphasés : entre deux phases du réseau ;
les défauts biphasés à la terre : entre deux phases du réseau et la terre ;
les défauts monophasés : entre une phase du réseau et la terre.
La figure 2.2 illustre ces différents défauts.
27 Figure 2.2 : Différents types de defauts
Le défaut triphasé appelé aussi triphasé symétrique, est peu fréquent, mais il est très important de connaître sa valeur afin d’assurer une protection et un dimensionnement adéquat des réseaux électriques. En effet, le disjoncteur est l’élément de base chargé d’assurer cette fonction de protection et pour qu’il fonctionne correctement, il faut que son pouvoir de coupure soit supérieur au courant maximum d’un court-circuit.
Les trois derniers types de défauts sont plus fréquents et peuvent donner lieu à des courants de court-circuit élevés [2].
2.2.2. La détection des défauts
La détection des défauts est assurée par des relais par l’intermédiaire des capteurs installés sur le réseau, pour des raisons techniques, économiques et de sécurité. Afin de recueillir les informations à temps réels du réseau, ces capteurs sont installés. On distingue divers capteurs intervenant dans la collecte d’information utiles pour la gestion du réseau [1]:
28
Les capteurs de courant de phase ;
Les capteurs de courant de terre ;
Les transformateurs de tension TT.
Dans la figure 2.3 suivante nous présentons quelques exemples d’applications de ces transformateurs précédemment énumérés.
Figure 2.3 : Exemples d’installation des capteurs et relais 2.2.4. Les anomalies sur les réseaux électriques
Les anomalies dans les réseaux électriques sont de divers ordres et variés. On distingue :
les courts circuits ;
les surtensions de manœuvres ;
les surtensions de foudre ;
les surtensions lentes [2] [3] ;
des pertes de puissance ;
des échauffements ;
les oscillations ;
29
les surcharges.
Contre toutes les anomalies précédemment citées, il existe des organes de coupure qui permettent d’éliminer les parties en défauts pour protéger le reste du réseau et permettre la continuité de service.
2.3. Différents types de protection des lignes de transport
La protection de ligne HTB peut être divisée en deux types principaux :
protection principale de distance (relais de distance): elle se compose de plusieurs étapes pour assurer le fonctionnement parfait ;
protection différentielle (relais différentiel) : utilisé jusque-là dans le cas des lignes souterraines ou avec des lignes courtes.
2.3.1. Protection de distance
Elle est assurée par un relais dit de distance. En HTB, les lignes sont compartimentées en zone (généralement quatre) et chaque zone est couverte par une protection donnée.
Alimentée localement par des réducteurs de mesure qui lui fournissent l’image du réseau, en cas de présence de défaut électrique dans sa zone de surveillance, la protection de distance détecte celui-ci et commande le disjoncteur qui éliminera le défaut.
Elle est sélective, rapide, sans nécessité de sélectivité chronométrique ; sa sensibilité est dépendante de la puissance de court-circuit et de la charge ; sa mise en œuvre est difficile lorsque la liaison n’est pas homogène (ligne aérienne + câble).
Son principe de fonctionnement est de :
mesurer une impédance proportionnelle à la distance du point de mesure au défaut ;
délimiter des zones d’impédance correspondant à des tronçons de ligne de différentes longueurs;
déclencher par zone avec temporisation.
30 Le système de protection principal d'une zone peut également devenir un système de protection de secours à d'autres zones, à condition d’avoir des règles de coordination entre les différents systèmes de protection qui rendent la protection de secours fonctionnelle après quelque temps le temps de la confirmation de l'échec de la protection principale pour détecter les défauts [6].
2.3.1.2. Réglage de démarrage
Le relais de distance commence son rôle lorsqu’il lui parvient un signal d’avertissement qu’il y a une panne. Elle mesure l’impédance sur une base continue tout au long du temps jusqu'à la valeur de réglage.
Type de démarrage [2]
- Le démarrage ampérométrique : il est régit par l’apparition d’un courant de défaut prédéfini. Ce courant dit de réglage est choisi entre la valeur du courant de court- circuit minimal (biphasé) et le courant de surcharge maximal comme suit :
ICH.max < IR < ICC.min avec,
ICH.max : le courant de surcharge maximal ; ICC.min : courant de court-circuit minimal ; IR : le courant de réglage.
Ce démarrage est adopté sur les protections des réseaux HT et THT dont les puissances de court-circuit sont élevées et assurent à tous les coups le fonctionnement des éléments de démarrage ampérométriques.
- Le démarrage impédance métrique : c’est le démarrage d’application le plus répandu. Il est généralement réglé à 140 % de la longueur de la ligne pour assurer une protection de secours aux différents stades de mesure des protections du poste local et du poste en vis-à-vis.
31 Dans le cas d'une ligne courte précédée d'une ligne longue, le réglage à 140 % de la longueur de la ligne longue est déconseillé de peur de dépasser la zone de protection et d'engendrer des fonctionnements non sélectifs [2] [4].
On préconise à cet effet le réglage suivant pour la protection installée en A :
Figure 2.4 : Les zones de réglage de protection.
Zd = ZL1 + 40%ZL2 avec,
Zd : l’impédance de démarrage ; ZL1 : l’impédance de la portion A-B ; ZL2 : l’impédance de la portion B-C.
En cas de liaisons en antenne, le démarrage des protections installées est choisi de façon à sensibiliser la protection même pour les défauts internes au transformateur.
La figure 2.5 suivante donne une illustration.
Figure 2.5 : Les zones de réglage de protection
Zd = ZL1 + ZT avec,
Zd : l’impédance de démarrage ; ZL : l’impédance de ligne ;
ZT : l’impédance de transformateur.
32 On notera que même si l'on démarre pour un défaut au secondaire du transformateur, les protections de ce dernier ont toujours le temps d'éliminer le défaut avant l'action du troisième stade de la protection de distance.
2.3.2. La protection différentielle
Par principe, en l’absence de défaut, les courants entrant dans chaque élément d’une installation de phase à phase sont égaux à ceux qui en sortent.
La protection différentielle a pour rôle de contrôler ces égalités, de mesurer la différence éventuelle entre deux courants (due à un défaut), et pour un seuil prédéterminé de donner un ordre de déclenchement. L’élément défectueux est alors isolé du réseau. Le principe est présenté dans la figure 2.6 ci-dessous.
Figure 2.6 : Principe de la protection diférentielle
Cette protection permet de surveiller une zone bien délimitée par deux jeux de réducteurs de courant (ou transformateurs de courant) : elle est auto sélective et peut donc être instantanée. Cet avantage doit être conservé dans des périodes où se produisent des phénomènes transitoires ; mais sa sensibilité doit cependant être limitée aux phénomènes dus à des défauts, et non pas à d’autres qui sont normaux (courants d’enclenchement, courant de défauts traversant dont le siège est extérieur à la zone...).
Le déclenchement instantané est provoqué lorsque IA-IB 0. La stabilité de la protection différentielle est sa capacité à rester insensible s’il n’y a pas de défaut interne à la zone protégée, même si un courant différentiel est détecté:
33 - courant magnétisant de transformateur ;
- courant capacitif de ligne ;
- courant d’erreur dû à la saturation des capteurs de courant.
Il existe 2 grands principes selon le mode de stabilisation :
la protection différentielle à haute impédance : le relais est connecté en série avec une résistance de stabilisation Rs dans le circuit différentiel figure 2.8 a) ;
la protection différentielle à pourcentage : le relais est connecté indépendamment aux circuits des courants IA et IB. La différence des courants IA-IB est déterminée dans la protection, et la stabilité de la protection est obtenue par une retenue relative à la valeur du courant traversant fig. 2.7 b).
Figure 2.7 : Schéma des deux modes de stabilisation 2.3.2.1. Avantages et inconvénients
Elle ne déclenche que pour un défaut de sa zone de protection et reste insensible aux autres formes de défaut.
Le coût de son installation est important et sa mise en œuvre est délicate. Elle nécessite la prévision d’une fonction de secours à maximum de courant [1].
2.3.2.2. Comparaison des deux principes de stabilisation
Pour la protection différentielle à haute impédance, les TC amont et aval doivent avoir des courants assignés identiques (primaire et secondaire) ; la résistance de stabilisation est calculée pour ne pas déclencher sur défaut extérieur avec un TC saturé, et pour que le TC puisse alimenter le relais.
34 Par contre, la protection différentielle à pourcentage s’adapte au type d’équipement à protéger et le relais est relativement plus compliqué, mais sa mise en œuvre est simple.
Soulignons que la communication entre relais et capteur se fait via fil pilote encore appelé fil de garde dans les réseaux de transport. Grâce à la révolution technologique les fils de garde permettent aussi la communication haut débit par fibre optique.
Conclusion
Dans ce chapitre nous avons fait un point sur la situation des protections dans les réseaux. Nous avons dans un premier temps abordé les défauts et les anomalies rencontrés sur les réseaux électriques surtout haute tension qui ont amené les scientifiques à penser des dispositifs de protection. Nous nous sommes ensuite intéressés beaucoup plus à la protection des lignes et aux différents types de protection les plus utilisés sur les lignes de transport de nos jours.
35 Chapitre 3 : Etude de la protection différentielle de la ligne HTB 161kV Sakété 2
Introduction
La CEB vèdoko dispose de quatre lignes aériennes HTB (ternes) qui relient la sous station de vèdoko à la station de Maria-Gléta et celle de Sakété. Ces lignes à ce jour ne sont dotées que d’une protection de distance. Dans ce chapitre nous ferons une étude de la protection différentielle de la ligne 161kV sakété 2 aussi appelée L210.
3.1. Présentation et description de la ligne
La ligne L210, est l’une des lignes qui relie le Poste de vèdoko au Poste de Sakété. Elle est longue de 75 km. Les conducteurs utilisés sont en alliages d’aluminium et d’acier de type 500 MCM et d’une section de 253 mm². La tension de service de la ligne est de 161 kV et son courant nominal est de 430 A. Sa résistance est de 9.61 ohms, sa réactance 29.43 ohms, sa conductance de 104 mS et sa capacitance 552.32 nF (données reçues de la DED/CEB, Direction des Etudes et du Développement). Les conducteurs en ternes sont tenus par des pylônes d’environ 70 m et soutenus par un câble de garde en fibre optique (fil pilote).
3.2. Protections
3.2.1. Protection existante sur la ligne
La ligne HTB vèdoko- Sakété n’est dotée que d’une protection de distance. Le relais MiCOM P444 est utilisé pour assurer cette protection en communion avec les capteurs de courant et de tension. Notons bien que ce relais n’assure que la protection de distance de la ligne ce qui justifie notre étude.
3.2.2. Protection complémentaire proposée
La protection différentielle effectue la comparaison continue des courants de phase de la ligne et ce, en tenant compte du principe de fonctionnement du type de relais de la protection différentiel prévue à chaque extrémité de la ligne.
36 Le relais de protection différentielle qui fera l’objet de notre étude est de la technologie numérique. Ainsi, nous avons travaillé dans ce mémoire sur la protection différentiel MiCOM P542 du constructeur Alstom.
3.3. Etude et description du dispositif proposé [7]
La gamme MiCOM est une solution complète, capable de satisfaire tous les besoins dans le domaine de l'alimentation électrique. Elle comprend une gamme de composants, systèmes et services d’AREVA T&D Energy Automation & Information.
La souplesse d'utilisation est au cœur du concept MiCOM.
MiCOM offre la possibilité de paramétrer la solution d’une application client et, grâce à des fonctions de communication étendues, d'intégrer cette solution dans un système de contrôle et de commande de l'alimentation électrique. La figure 4.1 montre une vue du MiCOM P542
Figure 3.1 : Exemple de MiCOM P542
Les éléments MiCOM sont identifiés de la manière suivante :
Gamme P : équipements de protection ;
Gamme C : produits de contrôle-commande ;
Gamme M : produits de mesure pour la mesure et la surveillance de précision ;
Gamme S : produits PC polyvalents de contrôle de Poste électrique.
Les produits MiCOM sont dotés de grandes capacités d’enregistrement d’informations sur l’état et le comportement du réseau électrique par l’utilisation d’enregistrements de défauts et de perturbographie. Ils fournissent également des
37 mesures du réseau relevées à intervalles réguliers et transmises au centre de contrôle pour permettre la surveillance et le contrôle à distance.
Une protection différentielle assure une protection très rapide et sélective d’un ouvrage, avec relativement peu de problèmes d’application. Un inconvénient d’un schéma différentiel toutefois est le manque de protection de secours intrinsèque. Pour cette raison, les protections différentielles de courant MiCOM intègrent différentes protections complémentaires. Les équipements P543, P544, P545, et P546 offrent également des éléments de protection de distance pouvant être utilisés comme protection complémentaire en même temps que la fonction différentielle de courant, ou activés en secours. (Les équipements P541 et P542 ne Sont pas dotés d’éléments de protection de distance, car ils n’ont pas d’entrées de TP).d’où le choix du P542 pour la ligne HTB 161 kV L210 Sakété 2 car c’est une ligne qui dispose déjà d’un relais MICOM P444, protection de distance ligne.
3.3.1. Présentation de l’équipement
L'équipement est de conception modulaire. Il est constitué d'un assemblage de modules standards. Certains modules sont indispensables alors que d'autres sont optionnels en fonction des besoins de l'utilisateur.
Les différents modules pouvant être présents dans l'équipement sont les suivants :
carte processeur ;
carte coprocesseur ;
module d'entrée ;
module d'entrée analogique / numérique ;
module d'alimentation. ;
carte IRIG-B ;
seconde carte de communication en face arrière ;
carte Ethernet.
Les réglages et les fonctions de l’équipement de protection MiCOM sont accessibles sur l’écran à cristaux liquides (LCD) et sur le clavier de la face avant, ainsi
38 que par l’intermédiaire des ports de communication à l’avant et à l’arrière de l’équipement.
3.3.2. Logiciels de l'équipement
Les logiciels de l'équipement sont les différentes applications ou script qui permettent la communication entre les différents modules de l’équipement. Il existe quatre catégories de logiciels :
le système d'exploitation en temps réel ;
le logiciel de supervision ;
le logiciel de plate-forme ;
le logiciel applicatif de protection et de contrôle.
3.3.2.1. Système d'exploitation en temps réel
Le système d'exploitation temps réel fournit un cadre à l'intérieur duquel opèrent les différentes parties des logiciels de l'équipement. A cet égard, les logiciels sont répartis par tâches. Le système d'exploitation en temps réel s'occupe de la planification du traitement de ces tâches. L'objet de la planification des tâches consiste à s'assurer qu'elles sont bien effectuées à temps et dans l'ordre de priorité souhaité.
Le système d'exploitation temps réel s'occupe également des échanges d'informations entre les tâches sous forme de messages.
3.3.2.2. Logiciel de supervision
Le logiciel de supervision assure le contrôle de niveau inférieur du matériel de l'équipement. Par exemple, le logiciel de supervision contrôle le lancement des logiciels de l'équipement à partir de la mémoire EPROM flash non volatile, à la mise sous tension. Il pilote l'interface utilisateur sur l'écran à cristaux liquides et le clavier, ainsi que les ports séries de communication. Le logiciel de supervision fournit une couche d'interface entre le contrôle du matériel et les autres logiciels de l'équipement.
3.3.2.3. Logiciel de plate-forme
Le logiciel de plate-forme s'occupe également de la gestion des réglages de l'équipement, des interfaces utilisateur et du traitement des alarmes et des
39 enregistrements d'événements, de défauts et de maintenance. Tous les réglages de l'équipement sont sauvegardés dans une base de données au sein de celui-ci. Cette base de données assure la compatibilité directe avec la communication Courier. Pour toutes les autres interfaces (à savoir le clavier et l'écran à cristaux liquides de la face avant, les communications Modes bus et CEI 60870-5-103), le logiciel de plate-forme convertit les informations de la base de données dans le format nécessaire. Le logiciel de plate-forme prévient le logiciel applicatif de protection et de contrôle de tous les changements de réglages. Il place également les données dans les journaux selon les spécifications du logiciel applicatif de protection et de contrôle.
3.3.2.4. Logiciel applicatif de protection et de contrôle
Le logiciel applicatif de protection et de contrôle effectue les calculs de tous les algorithmes de protection de l'équipement. Cela englobe notamment le traitement des signaux numériques comme le filtrage de Fourier et les tâches auxiliaires comme les mesures. Le logiciel applicatif de protection et de contrôle est en interface avec le logiciel de plate-forme pour les changements de réglages et le traitement des enregistrements. Le logiciel applicatif de protection et de contrôle est également en interface avec le logiciel de supervision pour l'acquisition des données échantillonnées, pour l'accès aux relais de sortie et aux données tout-ou-rien des entrées opto-isolées.
3.3.3. Description du matériel
L'équipement est de conception modulaire. Chaque module accomplit une fonction distincte dans le cadre du fonctionnement d'ensemble de l'équipement. Cette section décrit l'aspect fonctionnel des divers modules.
3.3.3.1. Carte processeur
L'équipement utilise un processeur de signaux numériques (DSP) à virgule flottante, de 32 bits, TMS320VC33, cadencé à une vitesse d'horloge de 75 MHz. Ce processeur effectue tous les calculs de l'équipement. Il a en charge les fonctions de protection, le contrôle de la communication des données et des interfaces utilisateur, notamment du fonctionnement de l'écran à cristaux liquides, du clavier et des LED.
40 La carte microprocesseur est logée au dos de la face avant de l'équipement.
L'écran à cristaux liquides et les LED sont montés sur cette carte, ainsi que les ports de communication de la face avant. Il s'agit du port (connecteur D, 9 broches) pour les communications série RS232 (protocole Courier) et du port d'essai (connecteur D, 25 broches) pour les communications parallèles. Toutes les communications série sont gérées par un réseau de portes programmables sur place (FPGA).
La mémoire de la carte microprocesseur est divisée en deux catégories : la mémoire volatile et la mémoire non volatile. La mémoire volatile correspond à la SRAM à accès rapide utilisée pour le stockage et l'exécution du logiciel de calcul et le stockage des données nécessaires aux calculs du processeur. La mémoire non volatile est divisée en 2 groupes :
Mémoire flash de 4 Mo pour le stockage permanent du code logiciel, du texte et des données de configuration incluant les valeurs de réglages en cours ;
et SRAM de 2Mo, sauvegardée par pile, pour le stockage des données d'enregistrements de perturbographie, d'événements et de défauts.
3.3.3.2. Carte coprocesseur
Une seconde carte processeur est utilisée dans l’équipement pour traiter les algorithmes de la protection différentielle de courant. Le processeur utilisé sur la seconde carte est le même que celui utilisé sur la carte processeur principale. La seconde carte processeur est pourvue de SRAM à accès rapide (état attente zéro) destinée à être utilisée aussi bien pour la mémorisation des programmes que des données. L’accès à cette mémoire peut se faire par la carte processeur principale via le bus parallèle, et ce trajet est utilisé à la mise sous tension pour charger le logiciel du second processeur depuis la mémoire flash sur la carte processeur principale. La communication ultérieure entre les deux cartes processeur s’effectue via des interruptions et via la SRAM partagée. Le bus série transportant les données échantillonnées est aussi raccordé à la carte coprocesseur au moyen du port série intégré du processeur, comme sur la carte processeur principale.
41 La carte coprocesseur traite aussi toutes les communications avec le ou les équipements de protection différentielle distants. Cela s’effectue par des communications à fibre optique et par conséquent, la carte coprocesseur porte des modules optiques émetteur et récepteur.
3.3.3.3. Bus (limande) de communication interne
L'équipement dispose de deux bus internes pour la communication des données entre les différents modules. Le bus principal établit une liaison parallèle faisant partie intégrante du câble plat à 64 conducteurs. Le câble plat assure le transport des données et des signaux d'adresse de bus, en plus des signaux de contrôle et de toutes les lignes d'alimentation électrique. Le fonctionnement du bus est asservi à celui de la carte microprocesseur. Cette carte sert d'unité maîtresse et tous les autres modules au sein de l'équipement sont des unités esclaves répondant à cette carte.
Le deuxième bus établit une liaison série servant exclusivement à la communication des valeurs numériques d'échantillons du module d'entrée vers la carte microprocesseur. Le processeur DSP comporte un port série intégré servant à la lecture des données échantillonnées en provenance du bus série. Le bus série est également inclus dans le câble plat à 64 conducteurs.
3.3.3.4. Module d'entrée
Le module d'entrée assure l'interface entre la carte microprocesseur de l'équipement et les signaux analogiques et numériques entrant dans l'équipement. Le module d'entrée est composé de deux cartes à circuits imprimés : la carte d'entrée principale et une carte de transformateurs. Les équipements P541 et P542 possèdent quatre entrées de courant. Les équipements P543 et P545 possèdent quatre entrées de tension et cinq entrées de courant.
Les équipements P544 et P546 possèdent trois entrées de tension et cinq entrées de courant.
42 3.3.3.5. Carte de transformateurs
La carte de transformateurs contient en configuration maximum quatre transformateurs de tension (TT) et cinq transformateurs de courant (TC). Les entrées courant acceptent une intensité nominale égale à 1 A ou à 5 A (options de câblage et de menu). La tension d’entrée nominale est de 110V.
Les transformateurs sont utilisés pour ramener les courants et les tensions à des niveaux compatibles avec les circuits électroniques de l'équipement. Ils servent également à assurer une isolation efficace entre l'électronique de l'équipement et le système d'alimentation électrique extérieur. Les raccordements secondaires des transformateurs de courant et de tension fournissent des signaux d'entrées différentiels sur la carte d'entrée principale pour réduire les interférences.
3.3.3.6. Carte d'entrée
Elle supporte les circuits pour les signaux d'entrées logiques, ainsi que ceux nécessaires à la conversion des signaux analogiques en signaux numériques. Elle acquiert les signaux analogiques différentiels des transformateurs de courant et de tension situés sur la (les) carte(s) de transformateurs, elle les convertit en échantillons numériques, puis elle transmet les échantillons à la carte microprocesseur par l'intermédiaire du bus de données série. Sur la carte d'entrées, les signaux analogiques passent au travers d'un filtre anti-repliement avant d'être multipliés vers un convertisseur analogique-numérique unique. Le convertisseur analogique-numérique (CAN) a une résolution de 16 bits et fournit une sortie de flux de données en série. Les signaux d'entrées logiques sont isolés optiquement sur cette carte pour éviter que des tensions excessives sur ces entrées n'endommagent les circuits internes de l'équipement.
Les équipements de la série P540 sont dotés d’entrées logiques optoélectroniques, toutes tensions pouvant être programmées pour la tension nominale de batterie du circuit dont elles font partie, permettant ainsi différentes tensions pour différents circuits, par exemple, signalisation, déclenchement. Elles fournissent nominalement un état 1 logique pour des tensions ≥ 80% à la tension paramétrée et
43 une valeur de 0 logique pour des tensions ≤ 60% à la tension paramétrée. Ce seuil inférieur élimine les détections fugitives qui peuvent se produire lors d'un défaut de terre de batterie survenant quand la capacité parasite présente jusqu'à 50% de la tension de batterie sur une entrée. Chaque entrée a aussi un filtrage sélectionnable.
Cette temporisation d’une ½ période rend l’entrée insensible aux parasites induits sur la filerie : bien que cette méthode soit sure, elle peut être lente, particulièrement pour le télédéclenchement. Elle peut être améliorée en supprimant le filtre à ½ période, dans ce cas l’une des méthodes suivantes pour réduire les parasites du courant alternatif doit être envisagée. La première méthode est d’utiliser une entrée et sa complémentaire, la seconde est d’utiliser du câble torsadé blindé sur le circuit d’entrée.
3.3.3.7. Module d'alimentation (contient les contacts de sortie)
Le module d'alimentation électrique contient deux cartes à circuits imprimés : une pour l'unité d'alimentation électrique proprement dite et l'autre pour les relais de sortie. La carte d'alimentation électrique contient également le matériel d'entrée et de sortie du port arrière de communication, assurant l'interface de communication EIA(RS) 485.
3.3.3.8. Carte d'alimentation électrique (inclus l'interface de communication EIA(RS) 485)
Une des trois configurations différentes de la carte d'alimentation électrique peut être installée sur l'équipement. Ce choix est défini à la commande. Il dépend de la nature de la tension d'alimentation appliquée à l'équipement. Les trois options disponibles sont présentées dans le tableau 3.1.
Tableau 3.1 : Options d’alimentation électrique
