Configuration du Système Contrôle-Commande
Numérique et Protection du poste source 60/20 kV
pour le Laminoir d’U.I.S
Mémoire du Projet de Fin d’Etudes
Pour l’Obtention du Diplôme
Ingénieur d’Etat en Génie Electrique
(Option: Electrotechnique et Automatismes Industriels)
Encadré par:
Réalisé par :
Mme. ABBASSI Khadija SKALLI (EHTP)
Cheicknè SIDIBE
M. Smail OUMELLAL (ALSTOM)
Mlle Khadija FARAH (ALSTOM)
Casablanca, Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Dédicace
Je dédie ce travail à :
Mes chers parents
Pour tous leurs sacrifices, leur bienveillance à mon succès, et leur
soutien moral.
Pour leur aide, durant toute la période de mes études.
Que ce travail soit la preuve de mon éternelle reconnaissance, amour et
respect.
Mes frères et sœurs
Qui m’ont encouragés, à leur façon, à surmonter les difficultés et ont
rendu ma vie meilleure.
Mes familles et mes amis
pour leur soutien,
leur reconnaissance et leur affection.
Mes respectables professeurs
Qui m’ont tant formés pour être à la hauteur de représenter mon
honorable école.
Mes encadrants
Pour leur aide et leur accompagnement qui m’ont permis de mener à bien
mon projet.
Projet de fin d’études
2
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Remerciements
Je tiens à exprimer, au terme de ce travail, mes sincères remerciements à:
Mme. ABBASSI, mon encadrante interne, pour l’honneur qu’elle m’a accordé en voulant
bien m’encadrer, pour sa disponibilité tout au long de ces quatre mois et pour ses critiques
qui m’ont permis de mener à bien ce travail.
M. OUMELLAL, Responsable Front Office (ALSTOM Grid SAS), mon encadrant externe, qui
malgré son emploi du temps surchargé, a toujours été à l’écoute du moindre de mes besoins
et pris le temps de m’orienter tout au long de mon travail de fin d’études.
M. JAHEL, Mme ENNADIR, M. RAHMOUNI, respectivement Chef de projet de la centrale de
Jorf Lasfar (ALSTOM POWER), Chef de projet des services thermales (ALSTOM POWER) et
Chef de projet senior (ALSTOM Grid Services), mes parrains, qui ont pris la peine de
m’aider.
Mlle FARAH, M. HOR, M. SAOUDI, tous Ingénieur Protection & Système (ALSTOM Grid SAS),
pour leur encadrement, et pour leurs conseils et remarques pertinents qui m’ont été d’une
grande utilité.
M. LAHMAR, M. CAILLIS, M. AMIRI, respectivement Tender, Area Sales Manager, Project
Manager (ALSTOM Grid SAS), pour leur soutien et pour avoir mis à ma disposition les outils
nécessaires au bon déroulement du projet.
Mr. RAZOUK, Chef de projet Adjoint (ALSTOM Grid Systems ERT) pour sa sympathie, son
écoute et sa disponibilité vis-à-vis de mon travail.
Toute personne à ALSTOM Maroc qui a contribué de prés et de loin à la réalisation de ce
projet et qui a veillé à partager son savoir faire et son expérience avec moi.
Tous nos professeurs qui œuvrent continuellement pour nous assurer une formation de
haut niveau dans les conditions adéquates.
Projet de fin d’études
3
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Table des matières
Liste des figures....................................................................................................................................... 9
Liste des tableaux .................................................................................................................................. 15
Résumé ................................................................................................................................................. 18
Abstract ................................................................................................................................................ 19
Introduction........................................................................................................................................... 20
Chapitre I. :
A.
Présentation du projet .................................................................................................. 21
Cahier des charges..................................................................................................................... 22
1.
Zone géographique ................................................................................................................ 22
2.
Contexte du projet ................................................................................................................. 23
3.
Objet du cahier des charges .................................................................................................. 23
4.
Intervenants........................................................................................................................... 24
B.
Objectifs du projet : ................................................................................................................... 24
C.
Hypothèses du projet : .............................................................................................................. 24
Chapitre II. :
D.
Présentation de l’organisme d’accueil ......................................................................... 25
Présentation du Groupe ALSTOM ............................................................................................ 26
1.
E.
Organigramme d’ALSTOM Maroc ........................................................................................ 27
ALSTOM Grid Maroc .................................................................................................................. 28
1.
Organigramme Grid ............................................................................................................... 28
2.
Organigramme SAS ................................................................................................................ 28
3.
Activités de l’équipe locale .................................................................................................... 29
Chapitre III. :
L’évolution du système contrôle-commande des postes de transformation ........... 32
A.
Définition ................................................................................................................................... 33
B.
Relais électromécanique ........................................................................................................... 33
1.
Avantages .............................................................................................................................. 33
2.
Inconvénients ........................................................................................................................ 33
C.
Relais électronique .................................................................................................................... 34
1.
Avantages .............................................................................................................................. 34
2.
Inconvénients ........................................................................................................................ 35
D.
Relais numérique ....................................................................................................................... 35
1.
Avantages .............................................................................................................................. 36
2.
Inconvénients ........................................................................................................................ 36
Chapitre IV. :
Description du Poste ................................................................................................. 37
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
A.
Description ................................................................................................................................ 38
B.
Combinés de mesures ............................................................................................................... 39
C.
Equipements spéciaux ............................................................................................................... 40
1.
Disjoncteur 60 kV.................................................................................................................. 40
2.
Changeur de prises (Régleur en charge) ............................................................................... 42
Chapitre V. :
Etude des caractéristiques électriques du Schéma Unifilaire du Poste. ................... 44
Introduction....................................................................................................................................... 45
A.
Régime du neutre ...................................................................................................................... 45
1.
Différentes méthodes de mise à la terre. ............................................................................. 45
2.
Comparaison des différents systèmes de mise à la terre. .................................................... 48
3.
Choix du régime du neutre : .................................................................................................. 51
B.
Le courant de court-circuit : ...................................................................................................... 52
1.
Utilités du calcul des courants de court-circuit : ................................................................... 52
2.
Les types de défaut :.............................................................................................................. 53
3.
Les conséquences des différents types de défaut : .............................................................. 54
4.
Calcul des courants de court-circuit : .................................................................................... 54
Chapitre VI. :
protection
Etude des paramètres de réglage des protections (Relais numériques) : Plan de
59
A.
Intérêt du système de protection (pourquoi un plan de protection) : ..................................... 60
B.
Quelques concepts sur les défauts électriques ......................................................................... 60
1.
Défauts électriques et ses conséquences :............................................................................ 60
2.
Fausses manœuvres .............................................................................................................. 61
3.
Surcharges ............................................................................................................................. 61
4.
Surtension.............................................................................................................................. 61
5.
Une mauvaise manipulation du disjoncteur. ........................................................................ 61
6.
Chute de tension ................................................................................................................... 62
7.
Tension de contact : .............................................................................................................. 62
C.
Rôle et établissement d’un plan de protection : ....................................................................... 62
D.
Les qualités d’un système de protection : ................................................................................. 63
E.
1.
La sélectivité : ........................................................................................................................ 63
2.
La vitesse : ............................................................................................................................. 66
3.
L’absence de déclenchement intempestif : .......................................................................... 66
4.
La sécurité des déclenchements : ......................................................................................... 67
Protection du transformateur ................................................................................................... 68
Projet de fin d’études
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1.
Protection du transformateur contre les défauts internes ................................................... 69
2.
Protection du transformateur contre les surcharges externes ............................................. 73
3.
Autres protections ................................................................................................................. 74
4.
Courant d’Enclenchement du transformateur : .................................................................... 74
5.
Surfluxage .............................................................................................................................. 75
6.
Exemple de configuration de protection du transformateur : .............................................. 76
F.
Protection des lignes : ............................................................................................................... 77
1.
Protection Max I : .................................................................................................................. 77
2.
Protection différentielle de ligne : ........................................................................................ 77
3.
Protection distance : ............................................................................................................. 78
G.
Protection des jeux de barres 60 kV.......................................................................................... 82
Chapitre VII. :
Choix des protections numériques du système ........................................................ 83
A.
Introduction............................................................................................................................... 84
B.
Tranche départs 60 kV............................................................................................................... 85
C.
Tranche transformateur 60/20 kV............................................................................................. 89
D.
Tranche (HTA) 20 kV ................................................................................................................. 90
1.
Cellule Départ (HTA) 20 kV ................................................................................................... 90
2.
Cellule Arrivée (HTA) 20 kV .................................................................................................. 93
3.
Cellule Automatisme de Délestage-Rélestage (HTA) 20 kV.................................................. 93
E.
Tranche Complémentaire .......................................................................................................... 94
F.
Récapitulatif .............................................................................................................................. 94
G.
Consommation totale des IED de mon projet ........................................................................... 96
Chapitre VIII. :
A.
Programmation des protections ............................................................................... 99
Présentation et Fonctionnement de Micom Studio S1 : ........................................................ 100
1.
Description : ........................................................................................................................ 100
2.
Présentation générale de PSL .............................................................................................. 101
3.
Paramètres de Réglages : .................................................................................................... 102
4.
Le fichier MCL 61 850 .......................................................................................................... 104
5.
Fichier Evènements : ........................................................................................................... 106
6.
Fichier Enregistrement des perturbations : ........................................................................ 106
7.
Fichier Connexion : .............................................................................................................. 106
B.
Programmation Schéma Logique (PSL) et Paramètres de Réglages des différentes tranches
106
1.
PSL de la tranche 60 kV. ...................................................................................................... 106
Projet de fin d’études
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2.
Paramètres de réglages de la P442 N°1 (tranche 60 kV)..................................................... 111
3.
PSL et paramètres de réglages de la tranche Transformateur 60/20 kV ........................... 111
4.
PSL et paramètres de réglages de la tranche RAME 20 kV................................................ 115
5.
Paramètres de réglages de la Rame 20 kV .......................................................................... 116
Chapitre IX. :
Supervision et la téléconduite ................................................................................. 117
A.
Introduction : ........................................................................................................................... 118
B.
Présentation de PACiS ............................................................................................................. 118
C.
Configuration du système PACiS ............................................................................................. 120
D.
L’éditeur du système de configuration (SCE) ........................................................................ 120
1.
Présentation de l’interface de SCE ...................................................................................... 120
2.
Partie électrique : ................................................................................................................ 122
3.
Partie équipements (IED) : .................................................................................................. 134
4.
Partie graphique (supervision) : .......................................................................................... 149
E.
Conclusion : ............................................................................................................................. 160
Chapitre X. :
Test des IED de protection .......................................................................................... 161
Introduction..................................................................................................................................... 162
A.
Outils et les intervenants ........................................................................................................ 162
B.
Logiciel Omicron et la caisse d’injection ................................................................................. 162
1.
Caisse d’injection : ............................................................................................................... 162
2.
Le logiciel d’Omicron : ......................................................................................................... 163
Chapitre XI. :
Gestion du projet..................................................................................................... 176
A.
Avant-projet ............................................................................................................................ 177
B.
Méthode de calcul du coût global du projet ........................................................................... 179
Conclusion ................................................................................................................................................. 181
Bibliographie........................................................................................................................................ 181
Annexes ............................................................................................................................................... 183
A.
Annexe : Liste des fonctions de protection ............................................................................. 183
B.
Annexe : Schéma unifilaire ...................................................................................................... 185
......................................................................................................................................................... 186
C.
Annexe : Mécanisme de commande du disjoncteur 60 kV ..................................................... 187
D.
Annexe : Mécanisme de commande du régleur en charge..................................................... 187
E.
Annexe : tableau fonctionnel des relais de surintensité ......................................................... 188
F.
Annexe : tableau fonctionnel des relais de distance............................................................... 189
G.
Annexe : tableau fonctionnel pour relais P14x ....................................................................... 190
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
H.
Annexe : Schéma d’un départ 60 kV ....................................................................................... 191
I.
Annexe : Schéma de la tranche transformateur ..................................................................... 192
J.
Annexe : Vue générale des programmes PSL du départ 60 kV. .............................................. 193
K.
Annexe : Vue générale des programmes PSL de la P142. ....................................................... 194
L.
Annexe : Paramètres de réglages de la P442 N°1 (tranche 60 kV).......................................... 194
M.
Annexe : Paramètres de réglages de la P143 (départ 20 kV) ............................................. 202
N.
Annexe : Paramètres de réglages de la P142 (tranche transformateur)................................ 207
O.
Annexe : Paramètres de réglages de la P120 (tranche transformateur)................................ 212
Index .................................................................................................................................................... 213
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Liste des figures
Figure 7: Poste source .............................................................................................................. 22
Figure 8: zone géographique .................................................................................................... 23
Figure 9: laminoir d'acier ......................................................................................................... 23
Figure 1: Organigramme ALSTOM Groupe ............................................................................ 27
Figure 2: Organigramme ALSTOM Grid ................................................................................ 28
Figure 3: Organigramme ALSTOM SAS ................................................................................ 29
Figure 4:Poste Opérateur .......................................................................................................... 29
Figure 5: Exemple d'Architecture du système.......................................................................... 29
Figure 6: Salle Contrôle Commande ........................................................................................ 29
Figure 10: Schéma combiné de mesures .................................................................................. 39
Figure 11: Disjoncteur HB ....................................................................................................... 40
Figure 12: Changeur de prises .................................................................................................. 42
Figure 13: Neutre du transformateur ........................................................................................ 45
Figure 14: Neutre directement relié à la terre........................................................................... 46
Figure 15:Neutre isolé .............................................................................................................. 46
Figure 16: Neutre impédant...................................................................................................... 46
Figure 17:Neutre résistant ........................................................................................................ 47
Figure 18: Neutre relié à la terre par une réactance ................................................................. 47
Figure 19:Neutre relié à la terre par une bobine de Peterson ................................................... 47
Figure 20: Neutre artificiel ....................................................................................................... 48
Figure 21: décomposition du système ...................................................................................... 54
Figure 22: schéma monophasé direct, inverse et homopolaire du réseau ............................... 55
Figure 23: Court-circuit triphasé .............................................................................................. 57
Figure 24: Schéma équivalent Court-circuit triphasé ............................................................... 57
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Figure 25: Court-circuit biphasé............................................................................................... 57
Figure 26: Schéma équivalent Court-circuit biphasé ............................................................... 57
Figure 27: Court-circuit monophasé ....................................................................................... 58
Figure 28: Schéma équivalent Court-circuit monophasé ......................................................... 58
Figure 29: Court-circuit ............................................................................................................ 60
Figure 30: Fausse manœuvre.................................................................................................... 61
Figure 31: Sélectivité ............................................................................................................... 64
Figure 32: Sélectivité différentielle .......................................................................................... 65
Figure 33: Intervalle de temps de sélectivité ............................................................................ 66
Figure 34: Description transformateur ..................................................................................... 68
Figure 35: Emplacement relais buchholz ................................................................................. 70
Figure 36: Relais buchholz ....................................................................................................... 70
Figure 37: Fonctionnement Relais buchholz ............................................................................ 70
Figure 38: Masse Cuve ............................................................................................................. 71
Figure 39: Principe Relais différentielle .................................................................................. 73
Figure 40: Principe Relais différentielle (défaut) ..................................................................... 73
Figure 41: Schéma de Configuration transformateur ............................................................... 76
Figure 42: Protection différentielle de ligne............................................................................. 77
Figure 43: Protection de distance ............................................................................................ 78
Figure 44: Zones de la Protection distance .............................................................................. 79
Figure 45: Coordination Protection .......................................................................................... 80
Figure 46: Coordination Protection distance (défaut en fin de ligne) ...................................... 81
Figure 47: Coordination Protection distance avec téléaction ................................................... 82
Figure 48: Micom ..................................................................................................................... 87
Figure 49: face arrière IED....................................................................................................... 87
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 50: Carte CPU IED ....................................................................................................... 88
Figure 51: Schéma fonctionnel d’un IED ................................................................................ 88
Figure 52: logiciel Micom Alstom Selestor ............................................................................. 89
Figure 53: aperçu du logiciel Micom Studio S1 .................................................................... 100
Figure 54: Paramètres de réglage ........................................................................................... 104
Figure 55: Aperçu du logiciel IED Configurator ................................................................... 105
Figure 56: Paramétrage CEI 61 850 ....................................................................................... 105
Figure 57: Procédure de réenclenchement ............................................................................. 107
Figure 58: Cycle de réenclenchement .................................................................................... 109
Figure 59: Zones de la protection distance ............................................................................. 110
Figure 60: Schéma de raccordement du régulateur de tension ............................................... 113
Figure 61: Zone de fonctionnement du régulateur de tension ................................................ 114
Figure 62: Zone de permission ............................................................................................... 114
Figure 63: Echelons de délestage ........................................................................................... 116
Figure 64: Schéma réseau électrique ...................................................................................... 120
Figure 65: Zones de SCE ....................................................................................................... 120
Figure 66: Zones les plus importantes.................................................................................... 120
Figure 67: Templates .............................................................................................................. 121
Figure 68: Zones graphiques SCE .......................................................................................... 121
Figure 69: Niveau de tension Poste ........................................................................................ 122
Figure 70: Configuration Disjoncteur .................................................................................... 123
Figure 71: Configuration Protection distance ........................................................................ 123
Figure 72: Configuration Protection distance ........................................................................ 123
Figure 73: Configuration AMU.............................................................................................. 124
Figure 74: Configuration Mesures ......................................................................................... 125
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 75: Configuration Alarmes ......................................................................................... 126
Figure 76: Configuration P142 transformateur ..................................................................... 127
Figure 77: Configuration P120 transformateur ..................................................................... 127
Figure 78: Configuration P120 transformateur ..................................................................... 127
Figure 79: Configuration E/S calculateur transformateur .................................................... 128
Figure 80: Configuration Régulateur transformateur ........................................................... 129
Figure 81: Configuration Régleur transformateur ................................................................ 129
Figure 82: Configuration P143 Départ 20 kV ....................................................................... 131
Figure 83: Configuration Délestage/Rélestage P143 Départ 20 kV....................................... 131
Figure 84: Configuration réenclencheur Départ 20 kV .......................................................... 132
Figure 85: Configuration Tranche complémentaire ............................................................... 134
Figure 86: SCE Système ........................................................................................................ 135
Figure 87: Configuration Calculateur Tranche Départ 60 kV ............................................... 136
Figure 88: Configuration Réseau terrain Tranche Départ 60 kV .......................................... 140
Figure 89: aperçu du logiciel IED Configurator .................................................................... 143
Figure 90: Configuration Gateway ......................................................................................... 147
Figure 91: Configuration Espace Travail OI .......................................................................... 149
Figure 92: Fenêtre principale ................................................................................................. 150
Figure 93: Graphe AMU ........................................................................................................ 151
Figure 94: Graphe AMU en service ....................................................................................... 151
Figure 95: Graphe ARS .......................................................................................................... 152
Figure 96: Graphe ARS en service ......................................................................................... 152
Figure 97: Graphe départ 60 kV ............................................................................................. 153
Figure 98: Graphe Mesures .................................................................................................... 154
Figure 99: Graphe Transformateur ......................................................................................... 154
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Figure 100: Graphe Arrivée 20 kV ........................................................................................ 155
Figure 101: Graphe Automatisme Délestage/Rélestage ......................................................... 155
Figure 102: Graphe Réenclencheur ........................................................................................ 156
Figure 103: Graphe RSE ........................................................................................................ 156
Figure 104: Graphe Unifilaire ................................................................................................ 157
Figure 105: Graphe Architecture du système ......................................................................... 158
Figure 106: Vue AMU ........................................................................................................... 158
Figure 107: Vue navigation .................................................................................................... 159
Figure 108: Synoptique Calculateur Départ 60 kV ................................................................ 159
Figure 109: Synoptique Calculateur Transformateur ............................................................. 160
Figure 110: Caisse d'injection ................................................................................................ 163
Figure 111: Aperçu du logiciel Test Universe ....................................................................... 164
Figure 112: Zone de protection distance ................................................................................ 165
Figure 113: Configuration Zone de protection distance ......................................................... 165
Figure 114: Paramètres de test ............................................................................................... 165
Figure 115: Condition de trigger ............................................................................................ 166
Figure 117: Point de test......................................................................................................... 166
Figure 118: résultat de test ..................................................................................................... 167
Figure 119: Signaux de test .................................................................................................... 167
Figure 120: Raccordement test d'injection ............................................................................. 168
Figure 121: Paramètres généraux ........................................................................................... 168
Figure 122: Caractéristiques temps. ....................................................................................... 169
Figure 123: Test boucle de défaut .......................................................................................... 169
Figure 124: Rapport de test .................................................................................................... 170
Figure 125: Exécution de test ................................................................................................. 170
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 126: Paramètres de test ............................................................................................... 172
Figure 127: Mode test unique................................................................................................. 172
Figure 128: Paramètres de Test .............................................................................................. 173
Figure 129: Résultats de test ................................................................................................. 174
Figure 130: Résultat de test (final) ......................................................................................... 174
Figure 131: Vue signaux ........................................................................................................ 175
Figure 132: planning du projet ............................................................................................... 177
Figure 133: Incoterm CFR ..................................................................................................... 178
Figure 134: : Incoterm DDP ................................................................................................... 178
Figure 135: Incoterm Ex Works ............................................................................................. 179
Figure 136: Schéma unifilaire ................................................................................................ 186
Figure 137: Départ 60 kV....................................................................................................... 191
Figure 138: Tranche transformateur ....................................................................................... 192
Figure 139: Aperçu programme AMU ................................................................................... 193
Figure 140: Aperçu Programme ARS .................................................................................... 193
Figure 141: Aperçu Programme Distance .............................................................................. 194
Figure 142: Programme Surintensité...................................................................................... 194
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Liste des tableaux
Tableau 1:Avantages/Inconvénients Mise à la terre directe .................................................... 48
Tableau 2: Avantages/Inconvénients Neutre isolé ................................................................. 49
Tableau 3: Avantages/Inconvénients Neutre résistant ............................................................ 49
Tableau 4: Avantages/Inconvénients Mise à la terre avec une réactance .............................. 50
Tableau 5: Avantages/Inconvénients Mise à la terre avec une bobine de Peterson ............... 51
Tableau 6: Configuration transformateur ................................................................................. 76
Tableau 7: Comparaison entre relais numériques .................................................................... 85
Tableau 8: Choix pour départ HTB .......................................................................................... 86
Tableau 9: Choix final pour départ HTB ................................................................................. 86
Tableau 10: Choix final IED transformateur ............................................................................ 90
Tableau 11: Choix IED Déoart 20 kV ...................................................................................... 92
Tableau 12: Choix finale ED Départ 20 kV ............................................................................. 92
Tableau 13: Récapitulatif du choix des IED ............................................................................ 95
Tableau 14: Calcul de la consommation des équipements SCCN ........................................... 97
Tableau 15: Configuration Disjoncteur .................................................................................. 123
Tableau 16: Configuration Protection distance ...................................................................... 123
Tableau 17: Configuration AMU ........................................................................................... 124
Tableau 18: Configuration Mesures ...................................................................................... 125
Tableau 19: Configuration Alarmes ....................................................................................... 125
Tableau 20: Configuration P142 transformateur ................................................................... 127
Tableau 21: Configuration E/S calculateur transformateur .................................................. 128
Tableau 22: Configuration Régulateur transformateur ........................................................ 129
Projet de fin d’études
15
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Tableau 23: Configuration Régleur transformateur ............................................................. 129
Tableau 24: Configuration P143 Départ 20 kV .................................................................... 131
Tableau 25: Configuration Délestage/Rélestage P143 Départ 20 kV .................................... 131
Tableau 26: Configuration réenclencheur Départ 20 kV ....................................................... 132
Tableau 27: Configuration RSE Départ 20 kV ...................................................................... 133
Tableau 28: Configuration Transformateur 20 kV /BT ......................................................... 133
Tableau 29: Configuration Transformateur 20 kV /BT ......................................................... 133
Tableau 30: Configuration Tranche complémentaire ............................................................. 134
Tableau 31: Configuration Calculateur Tranche Départ 60 kV ............................................ 136
Tableau 32: Configuration cartes BIU Tranche Départ 60 kV ............................................. 137
Tableau 33: Configuration cartes CPU Tranche Départ 60 kV ............................................ 137
Tableau 34: Configuration cartes DIU et DOU Tranche Départ 60 kV ................................ 137
Tableau 35: Configuration cartes GHU Tranche Départ 60 kV ............................................ 137
Tableau 36: Configuration cartes TMU Tranche Départ 60 kV ........................................... 138
Tableau 37: Configuration Info system Tranche Départ 60 kV ............................................ 138
Tableau 38: Configuration réseau terrain Tranche Départ 60 kV ......................................... 140
Tableau 39: Configuration Calculateur Tranche Transformateur .......................................... 141
Tableau 40: Configuration P143 Tranche Transformateur .................................................... 142
Tableau 41: Configuration Info system Tranche Transformateur .......................................... 142
Tableau 42: Mapping Tranche Transformateur..................................................................... 143
Tableau 43: Configuration Calculateur Tranche Complémentaire ........................................ 144
Tableau 44: Configuration Serveur OI ................................................................................... 145
Tableau 45: Configuration Imprimante évènements .............................................................. 145
Tableau 46: Configuration Klaxon du poste .......................................................................... 146
Tableau 47: Configuration Client OI ..................................................................................... 146
Projet de fin d’études
16
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Tableau 48: Configuration Gateway ...................................................................................... 147
Tableau 49: Configuration Port Gateway............................................................................... 147
Tableau 50:: Configuration Protocole T101 SCADA ............................................................ 149
Tableau 51: Configuration Espace Travail OI ....................................................................... 149
Tableau 52: Fenêtre principale ............................................................................................... 150
Tableau 53: Liste des matériels .............................................................................................. 180
Tableau 54: Code ANSI ......................................................................................................... 184
Tableau 55: des relais de surintensité ..................................................................................... 188
Tableau 56: des relais de distance .......................................................................................... 189
Tableau 57: pour relais P14x .................................................................................................. 190
Tableau 58: Paramètres de réglages de la P442 N°1 (tranche 60 kV) ................................... 202
Tableau 59: Paramètres de réglages de la P143 (départ 20 kV) ............................................ 207
Tableau 61: Paramètres de réglages de la P142 (tranche transformateur) ............................ 212
Tableau 62: Paramètres de réglages de la P120 (tranche transformateur) ............................ 212
Projet de fin d’études
17
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Résumé
Le bon fonctionnement d’un réseau électrique est garanti par un système de protection
maîtrisé, sélectif et rapide. Aujourd’hui, dans ce domaine, la technologie la plus efficace et la
plus avancée est le Système Contrôle Commande Numérique (SCCN ou DCS) notamment le
« PACiS » d’ALSTOM Grid. Ainsi, pour soutenir sa croissance économique et technologique,
le Maroc construit de plus en plus de poste de transformation semi ou entièrement DCS.
L’objectif de ce rapport de fin d’études est de traiter la commande et la protection numérique
de l’un de ces postes DCS : poste source 60/20 kV pour l’usine américaine, Universal
Industrie Steel (U.I.S). La première phase du projet consiste à la définition de tous les défauts
de ce réseau de distribution, l’étude du choix des relais numériques et la programmation des
fonctions de protection. La seconde phase est consacrée à la configuration du système PACiS
(progiciel) : la supervision à partir du poste et le centre de dispatching national. Puis, suivra la
validation de tous les tests au sein de la plate d’ALSTOM Grid au Maroc (appelée Factory
Acceptance Test (FAT)) et au sein du poste (Site Acceptance Test (SAT)).
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Abstract
The successful operation of an electrical network is secured by a security system control,
selective and rapid. Today, in this area, the most efficient and the most advanced technology
is the Digital Control System (DCS) especially the "PACiS" of ALSTOM Grid. Thus, to
support economic growth and technological, Morocco built more and more substation semi or
fully DCS. This report drafts the digital protection of one of these substations DCS: substation
60/20 kV for an U.S. plant, Universal Steel Industry (UIS). The first phase involves the
definition of all the defects of this distribution network, the study of relay selection and
programming of digital protection functions. The second phase is devoted to PACiS System
(software): supervision from the station and the national dispatching center. Then, following
the validation of all tests within the ALSTOM Grid platform in Morocco (called Factory
Acceptance Test (FAT)) and in the site (Site Acceptance Test (SAT)).
Finally, a methodology for calculating the parameters of the network is proposed.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Introduction
Le réseau électrique achemine l’énergie des principaux points de production vers les
consommateurs finaux. Il est classifié en quatre parties : le transport, la répartition, la
distribution HTB et la distribution HTA.
Le réseau de transport (400 kV à 225kV) lie les producteurs aux grands consommateurs
comme les pays et les provinces. Quant à la répartition (225 kV à 63 kV), elle dessert les
régions, les villes et les utilisateurs spécifiques. Puis vient la distribution (63 ou 60 kV à 20 ou
22 kV) entre les consommateurs et les industries. Le réseau se termine par la livraison (22 kV
à 220 V) aux derniers consommateurs.
La topologie du réseau varie : interconnecté, indépendant, maillé, etc.
Les postes de transformation représentent les nœuds du réseau.
Leurs objectifs sont :
 Le partage et la transmission de l’énergie dans le réseau.
 L’élimination des défauts par l’isolement des parties uniques affectées (ce qui fait
l’objet de ce rapport)
 La possibilité d’une maintenance facile pour chaque ligne et principal équipement sans
l’arrêt de l’échange des flux de puissance.
 L’amélioration de la stabilité du réseau.
La protection du réseau, cette mission difficile et centrale, a évolué au fil des années. La
dernière génération est la protection numérique à partir des appareils électroniques intelligents
(les Micom d’ALSTOM) et des systèmes de gestion efficace (PACiS d’ALSTOM).
Projet de fin d’études
20
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre I. : Présentation du projet
 Cahier des charges
 Objectifs du projet
 Hypothèses du projet
Projet de fin d’études
21
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
A. Cahier des charges
Un poste source est un poste de transformation d’énergie électrique HTB/HTA. Un poste
source est alimenté par des départs HTB propriétés de l’ONE
ONE
Haute Tension B
Poste Source
Transformateur HTB / HTA
Figure 1: Poste source
Distribution
Haute tension A
1. Zone géographique
Le site est situé dans la commune de Sidi El Mekki à 4 Km de la préfecture de Berrechid
Wilaya de Settat.
Projet de fin d’études
22
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 2: zone géographique
2. Contexte du projet
Ce poste permettra à l’entreprise américaine « Universal Industrial Steel » d’alimenter son
laminoir d’acier.
Figure 3: laminoir d'acier
3. Objet du cahier des charges
Dans le cahier des charges, les points suivants sont définis:
 Mise en place d’un système de protection numérique
 Réaliser un poste de conduite numérique : interface Homme-Machine, autocontrôle.
 faire une station de contrôle à distance numérique : télédelestage, télésignalisation,
téléalarme,…
Projet de fin d’études
23
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Enfin mettre en place une Supervision : surveillance à distance, traitement, archivage
4. Intervenants
Les intervenants du projet sont :

Maître d’ouvrage : Universal Industrial Steel

Maître d’œuvre : Société Générale d’Equipements Electriques

Bureaux d’études techniques : Société Générale d’Equipements et Electriques

Sous-traitant : ALSTOM Grid
B. Objectifs du projet :
 Répondre parfaitement aux cahiers des charges.
 Valider les tests au sein de la plateforme d’ALSTOM Grid au Maroc (la FAT).
 Valider les tests au sein du poste de transformation (SAT).
C. Hypothèses du projet :
 Les matériels et logiciels d’ALTOM sont prioritaires
 Les données de calculs sont élaborées par le client (constructeur du poste).
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre II. : Présentation de l’organisme
d’accueil
 Présentation du Groupe ALSTOM
 ALSTOM Grid Maroc
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
A. Présentation du Groupe ALSTOM
Alstom est un leader mondial dans les infrastructures de transport ferroviaire, de production et
de transmission d’électricité.
Une ampoule sur quatre dans le monde alimentée par des équipements Alstom :
L’entreprise est numéro un mondial dans les centrales électriques clés en main, les
équipements et services pour la production d’électricité et les systèmes de contrôles
environnementaux. Alstom propose des solutions pour toutes les sources d’énergie (charbon,
gaz, fuel, nucléaire, hydroélectricité, éolien) et constitue une référence dans les technologies
innovantes et respectueuses de l’environnement (réduction des émissions de CO2 élimination
des émissions de polluants). Le Groupe développe également des procédés de captage du
CO2.
Le numéro 1 mondial des trains à grande vitesse et très grande vitesse :
Alstom fournit matériels roulants, infrastructure et signalisation de transport, équipements de
maintenance et systèmes ferroviaires clé en mains. Du tout premier TGV livré en 1978 à
l’AGV, la quatrième génération de trains à très grande vitesse, Alstom s’est affirmé comme le
leader du marché. Les avancées technologiques d’Alstom ont permis à l’entreprise d’atteindre
le record mondial de vitesse sur rail à 574. 8km/h le 3 avril 2007.
Des solutions de gestion de réseaux évoluées, adaptées à la demande énergétique :
Les réseaux électriques doivent aujourd'hui fournir plus d'énergie et redoubler de souplesse, et
sont confrontés à un environnement toujours plus complexe. Alstom Grid montre la voie dans
ce domaine et propose des solutions conçues pour rendre les réseaux « plus intelligents ».
 ALSTOM est présent dans environ 100 pays
 Avec un Chiffre d’Affaire (2011/12): 19,9 Milliards d’euro
 Et un effectif de 92 600 salariés (au 31 mai 2012)
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
1. Organigramme d’ALSTOM Maroc
ALSTOM Maroc
PDG
ALSTOM Transport
ALSTOM Grid
ALSTOM Power
Directeur
Directeur
Directeur
Figure 4: Organigramme ALSTOM Groupe
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
B. ALSTOM Grid Maroc
1. Organigramme Grid
Responsable
SYSTEME
Responsable
SAS
ALSTOM Grid
Responsable
SERVIVE & EXPERTISE
Directeur
Responsable
SERVICES
COMMERCIAUX
Figure 5: Organigramme ALSTOM Grid
2. Organigramme SAS
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Responsable des
Opérations
Equipe Projet
France
Equipe Technique
France
Equipe Front Office
Maroc
Responsable Affaire
Responsable
Technique PACiS
Responsable
Logistique
Responsable
Technique
Protection
Responsable Front
Office Maroc
Tender
Responsable
Affaire
Produits
Ingénieurs
PACiS & Protection
Figure 6: Organigramme ALSTOM SAS
3. Activités de l’équipe locale
a. Contrôle Commande des postes THT, HT PACIS
 Communication sur réseau Ethernet 100Mbts
au protocole CEI 61850
 Réseau LAN en étoile ou en anneau

Figure 7:Poste Opérateur
Figure 8: Exemple d'Architecture du système
Figure 9: Salle Contrôle Commande
Projet de fin d’études
29
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
b. Pacis : le contrôle commande innovant :
Micro-Grid Industriel
 Automatisme de reconfiguration de boucle MT
 Gestion d’énergie & Automatisme
de délestage rapide
Système de contrôle commande numérique
 Gestion Dynamique des lignes
 Systèmes de Protection et contrôle
Stabilité des lignes
 Contrôle des phases
 Schémas Spéciaux de protection
c. Automation Expertise Rénovation & Formation
Expertise
 Bilan de puissance et plan de tension
 Spécification de régime de neutre
 Court-circuit
 Sélectivité et carnets de réglage
 Spécification de réducteurs de mesure (TC, TT)
 Etude de stabilité transitoire
 Démarrage moteur et analyse de ré-accélération
 Filtrage et harmonique
 Planification de réseau et spécification de caractéristiques de matériels pour haute
tension
Rénovation
 Augmentation de la durée de vie de l’installation
 Augmentation de la fiabilité de l’installation
 Réduction du coût de maintenance
 Mise en conformité avec les normes en vigueur
 Ajout de nouvelles fonctionnalités
 Une approche projet avec une technologie de pointe
Projet de fin d’études
30
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Formation
 Sur nos produits (MiCOM, etc…) et systèmes (PACiS, etc…)
 formation à l’exploitation,
 formation à la maintenance,
 formation à la mise en service
 formation expert, définition des valeurs de réglage
 formations métiers
− protection des réseaux, connaissance des réseaux...
− protocoles de communication, contrôle-commande...
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre III. :
L’évolution du système contrôlecommande des postes de transformation
 Définition
 Relais électromécanique
 Relais électronique
 Relais numérique
Projet de fin d’études
32
Juin 2012
Cette évolution suit naturellement celle des relais. Or ces derniers sont passés de
l’électromécanique à l’électronique puis au numérique.
A. Définition
Les relais de protections sont des appareils qui comparent en permanence les grandeurs
électriques des réseaux (courant, tension, fréquence, puissance…) à des valeurs
prédéterminées et qui donnent automatiquement des ordres d’action, généralement ouverture
d’un disjoncteur, ou une alarme lorsque la grandeur surveillée dépasse un seuil prédéterminé.
B. Relais électromécanique
1. Avantages
 Capacité de commuter aussi bien des signaux continus qu'alternatifs sur une large
gamme de fréquences.
 Fonctionnement avec une dynamique considérable du signal commuté.
 Aucun ajout de bruit ou de distorsion.
 Résistance de contact fermé très faible (il est moins facile de trouver des valeurs aussi
faibles avec des composants électroniques).
 Résistance de contact ouvert très élevée (il est moins facile de trouver des valeurs
aussi élevées avec des composants électroniques).
 Très grande isolation entre circuit de commande (bobine) et circuit commuté
(contacts).
 Possibilité de résoudre des problèmes d'automatisme de façon parfois plus simple
qu'avec un circuit électronique.
2. Inconvénients
 Elément de commande possédant une composante inductive non négligeable (c'est une
bobine, après tout), provoquant une surtension importante lorsque le courant circulant
dans la bobine est interrompu (loi de Lenz). Ce qui impose l'emploi d'au moins un
composant de protection (une diode par exemple) pour protéger le circuit de
commande si ce dernier est de type électronique.
 Compatibilité pas toujours assurée avec les circuits numériques, notamment pour les
relais de forte puissance, qui peuvent nécessiter un circuit d'interface spécifique.
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Couplage capacitif entre les contacts pour les modèles multipolaires (à plusieurs
pôles).
 Diminution de l'isolation à l'état ouvert à cause du couplage capacitif (d'autant plus
embêtant que les signaux commutés montent haut en fréquence).
 Durée de vie "faible" si nombre important de commutation (fatigue des contacts et du
ressort de rappel, qui peut se "ramollir" ou même casser).
 Encombrement mécanique plus important pour les relais de moyenne et forte
puissance, qu'il faut cependant comparer au transistors ou tiacs munis de leur (parfois
gros) radiateur.
C. Relais électronique
1. Avantages
Le relais statique, entièrement électronique, remplace avantageusement dans beaucoup de
situations le relais électromécanique. Une meilleure vitesse de commutation, silence de
fonctionnement, insensibilité aux vibrations, sont quelques-uns de ses avantages sur
l'électromécanique.
 Compatibilité accrue avec les circuits numériques.
 Courant de commande plus faible, surtout pour les relais de forte puissance.
 Absence de pièce mécanique en mouvement permettant une durée de vie sensiblement
plus étendue, que le nombre de commutations soit ou non important.
 Parasites générés moindres ou inexistants. Un relais statique peut inclure une
électronique additionnelle destinée à contrôler précisément le moment de la
commutation au niveau puissance. Cela permet par exemple d'effectuer la
commutation de puissance d'une tension alternative lors du passage par zéro de l'onde,
pour éviter ou limiter les parasites de commutation liés à la coupure brutale d'une
tension non nulle.
 Utilisation plus aisée dans des milieux hostiles (explosif), due à l'absence d'arcs
électriques.
 Meilleur résistance à la corrosion, liée à l'absence de contacts mécaniques en
mouvement.
 Silencieux, la plupart du temps. Ce qui peut être important, dans un hôpital par
exemple.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Meilleur isolation entre circuit de commande et circuit commandé, par rapport à celle
offerte avec les relais électromécaniques (un isolement de 3KV ou 4 KV en alternatif
est plus facile à obtenir avec un relais statique).
 Dans certaines gammes de fonctionnement, un relais statique est moins cher qu'un
relais électromécanique. Il peut aussi être moins volumineux, à puissance égale.
 Temps de commutation plus court
2. Inconvénients
Par contre il supporte – parfois – très mal les forts courants de court-circuit bien qu'il soit
généralement équipé de protections internes. Il n'est pas utilisable non plus en tant que
coupure de sécurité à cause du courant de fuite.
 Capacité de sortie plus élevée : de l'ordre de 20 pF contre 1 pF pour les relais
mécaniques. Cette particularité limite fortement (voire interdit) l'usage de relais
statique dans le domaine des hautes fréquences.
 Résistance à l'état passant plus élevée (de l'ordre de 10 ohms contre 0,1 ohm avec un
relais mécanique).
 Echauffement excessif quand il s'agit de commuter des courants importants (plusieurs
ampères), ce qui peut imposer une ventilation forcée (problème directement lié à la
valeur de la résistance à l'état passant).
 Plus grande difficulté d'inclure dans un même boitier des contacts multiples (coût de
fabrication bien plus élevé).
 Dans certaines applications, une déconnexion physique du relais est nécessaire pour
des questions de sécurité, ce qui n'est pas toujours possible avec un relais statique.
D. Relais numérique
Un relais numérique de protection est un IED qui détecte l’existence de conditions anormales
par la surveillance continue et détermine quels disjoncteurs à ouvrir et à fermer les circuits de
déclenchement.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Les protections modernes sont numériques, le signal d’entrée est échantillonné (1000 Hz), et
la mise au point d’algorithmes (placé sur mémoire EPROM) performant permet, sur base de la
topologie de l’état des disjoncteurs (ouvert, fermé) ainsi que des tensions et courants mesurés
d’en déduire une décision à prendre (ouverture de disjoncteurs). Les algorithmes dépendent
du type de protection désiré : distance, intensité, différentiel.
1. Avantages
 Archivage des incidents
 Oscillopertubographie (accès aux informations avant, pendant et après le défaut).
 Affichage numérique à la face avant de l’équipement.
 Gestion à distance très commode
 Utilisation du système SCADA
 Plusieurs interfaces de communication
 Autocontrôle
 Utilisation du web.
 Adaptabilité aux besoins du client.
 Moins de maintenance
 Peu d’encombrements
 Rapidité : donc moins d’instabilité pour le réseau.
2. Inconvénients
 Pourrait être victime des attaques informatiques (Virus)
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre IV. :
Description du Poste
 Description
 Combinés de mesures
 Equipements spéciaux
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
A. Description
Dans cette partie, on décrit le poste UIS. C’est un poste AIS (ouvert) composé de :
 Une tranche HTB : 60 kV
Elle constituée de :
 deux travées départs 60 kV équipées
 Un ensemble HF (Circuit bouchon) sur le départ Berrechid 2
 Portiques d’ancrage
 Un jeu de barres 60 kV avec supports isolateurs et connexions
 Une travée HTB du transformateur 60/20 kv-10MVA équipée de combinés de
mesures
Voir les annexe B et H
 Une tranche départ HTA : 20 kV
Elle comprend :
 Neuf cellules préfabriquées HTA débrochables avec protections
Chaque cellule est composée de :
-
Une travée arrivée HTA du transformateur 60/20 kv-10MVA
-
Deux cellules de remontées de barres avec TT et sectionneurs
-
Une cellule de couplage du jeu de barres HTA
 Sept travées départs HTA des transformateurs HTB/HTA, dont une réserve
Voir l’annexe B
 Une tranche « transformateurs de puissance »
On a :
 Un (01) transformateur 60/20 kv-10MVA
 Six transformateurs HTA/BT de puissances
Voir l’annexe I
 Une tranche basse tension
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Elle comprend :
 Toutes les protections, signalisations et automatismes de l’ensemble HTB/HTA
 Les services auxiliaires armoires équipées, batteries 127 v et 48 v avec redresseurs
B. Combinés de mesures
C’est un seul équipement qui réunit le transformateur de courant et le transformateur de
tension. Cela permet un gain de place ainsi qu'un coût réduit comparé à deux unités séparées.
Dans ce projet, il y a trois combinés de mesures dont un sur chaque départ 60 kV et un autre
sur la tranche transformateur :
 TC 200-400 / 5 A classe 0.5 et 30 VA
 TT
classe 0.5 et 30 VA
Les combinés de mesures devront être munis de protection contre les ouvertures accidentelles
des secondaires. Pour le TC, on ne doit jamais son secondaire ouvert, il faut plutôt utiliser le
court circuiter CCP. La mise en série d’un sectionneur porte fusible protège le TT contre les
courts circuits. Lorsque le CCP est fermé ou le SFEL ouvert, la protection et la mesure ne sont
pas assurées. C’est pour cela qu’ils sont munis des contacts qui indique leur état.
Figure 10: Schéma combiné de mesures
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
C. Equipements spéciaux
1. Disjoncteur 60 kV
De par ses caractéristiques, le disjoncteur est l’appareil de protection essentiel d’un réseau à
haute tension, car il est le seul capable d'interrompre un courant de court-circuit et donc
d'éviter que le matériel connecté sur le réseau soit endommagé par ce court-circuit.
a. Description
Figure 11: Disjoncteur HB
1
Chambre de coupure
6
Tube de gaz avec traverse de protection
2
Isolateur de support
7
Densistat (du côté opposé)
3
Cadre Support
8
Trous percés pour connexion à la terre
4
Mécanisme de commande
9
Tige couplage avec tube de protection
5
Ressort de déclenchement
Projet de fin d’études
Indicateur de position
10
0
40
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
b. Mécanisme de commande du disjoncteur général 60 kV
Les disjoncteurs sont l’un des éléments les plus importants d’une série d’appareils qui forment
l’appareillage de protection d’un système d’alimentation électrique. Un mécanisme de
commande doit, en quelques millisecondes seulement, fournir l’énergie nécessaire pour
transformer le disjoncteur d’un conducteur parfait en un isolateur parfait. Une défaillance
dans le mécanisme de commande altère souvent toute la manœuvre de coupure. Les
mécanismes de commande jouent donc un rôle essentiel pour la fiabilité du disjoncteur et
ainsi pour l’ensemble du système d’alimentation électrique.
Une enquête internationale fait apparaître que quatre-vingt pour cent (80 %) de toutes les
pannes des disjoncteurs haute tension avaient leur origine dans le mécanisme de commande.
Pour assurer une fiabilité de fonctionnement optimale, les disjoncteurs doivent par conséquent
être équipés de mécanisme de commande hautement fiable.
On dénombre les mécanismes de commande a :
 Pneumatique
 Hydraulique
 Ressort
Dans mon projet c’est le mécanisme à ressort qui est utilisé. C’est aussi le mécanisme le plus
moderne et le plus efficace.
Le ressort d’ouverture est placé près du boîtier du mécanisme et fait partie du système de
couplage du disjoncteur. Le ressort de fermeture du mécanisme de commande génère la force
de traction nécessaire pour fermer le disjoncteur et charger le ressort d’ouverture. Ainsi,
l’énergie mécanique nécessaire pour la manœuvre d’ouverture vitale est toujours stockée dans
le ressort d’ouverture quand le disjoncteur est dans la position fermée. En d’autres termes, un
disjoncteur fermé est toujours prêt pour une ouverture immédiate.
Immédiatement après chaque manœuvre de fermeture, un moteur commande le mécanisme de
charge du ressort pour charger automatiquement le ressort de fermeture. Après la recharge du
ressort de fermeture, le disjoncteur est capable d’effectuer une refermeture rapide avec un de
temps de pause de 0,3 s. Les ressorts d’ouverture et de fermeture sont maintenus en état
chargé au moyen de verrouillages très fiables à triple effet.
Projet de fin d’études
41
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Voir le schéma du mécanisme de commande à ressort à l’annexe C
2. Changeur de prises (Régleur en charge)
Un changeur de prises est un composant électrique situé dans un transformateur de puissance
lui permettant de faire varier son rapport de transformation. Dans ce but, il fait varier le
nombre de spires d'un enroulement du transformateur par pas : des prises permettent de
connecter une partie ou la totalité du bobinage électrique. Le changeur de prise permet comme
son nom l'indique de changer de prise. Il existe deux types de changeur de prises distinct : les
changeurs de prises hors circuit qui nécessitent de couper la tension à leurs bornes pour
permettre le changement de prise et les changeurs de prises en charge (Régleur en charge)
qui permettent de changer de prises sous tension.
a. Description :
Figure 12: Changeur de prises
Projet de fin d’études
42
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
b. Circuit d’entraînement
Le mécanisme d'entraînement doit à la fois être rapide, pour limiter la durée d'arc, et fiable. Il
est en général assuré par un moteur en courant continu.
Voir le schéma à l’annexe D.
c. Fonctionnement :
Physiquement, un changeur de prises permet de modifier l'inductance de l'enroulement
primaire ou secondaire d'un transformateur de puissance. Pour ce faire un enroulement
supplémentaire appelé enroulement de réglage est intégré au transformateur, il est connecté en
série à l'un de ses enroulements. Il est subdivisé en petites sections d'un nombre de spires
régulier qu'on peut brancher séparément, on dit que l'on branche telle ou telle « prise ».
Pour économiser de l'isolation, et ainsi réduire la taille et les coûts du transformateur,
l'enroulement de réglage est intégré directement à l'un des deux autres enroulements quand
cela est possible. Il est nettement séparé dans les transformateurs de grande puissance6.
La majorité des transformateurs ont leur enroulement de réglage connecté au primaire. En
effet la puissance provient en général du primaire et est transporté vers le secondaire (à
l'exception notable des transformateurs accolés à des générateurs), la tension appliquée se
trouve au primaire. En faisant varier l'inductance de l'enroulement primaire on peut maintenir
la tension par spires dans l'enroulement constante, et ce faisant la densité de flux magnétique
également constante. Sachant qu'un transformateur de puissance cherche à travailler avec une
densité de flux maximale sans monter en saturation, l'utilisation de l'enroulement primaire
permet d'exploiter le transformateur au plus proche de sa limite sans prendre le risque de la
saturation. Par ailleurs, le courant traversant l'enroulement primaire est plus faible que celui
traversant le secondaire, cela permet de diminuer le diamètre de la bobine employée.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre V. : Etude des caractéristiques
électriques du Schéma Unifilaire du Poste.
 Régimes du neutre
 Courant de court-circuit
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Introduction
L’objet de ce chapitre est d’abord la justification du choix du régime du neutre et ensuite la
vérification des paramètres (le courant de court-circuit minimal) permettant de définir les
seuils des IED de protection
A. Régime du neutre
Dans tout système triphasé, la mesure de la tension est effectuée entre chaque phase et un
point appelé « Neutre ». Les phases sont déphasées entre elle de 2 π/3. Physiquement le
neutre est le point commun entre les trois enroulements d’un transformateur en étoile. Le
neutre peut ou ne pas être relié à la terre : ceci est appelé système de mise à la terre.
Ph1
N
Ph2
Ph2
Figure 13: Neutre du transformateur
1. Différentes méthodes de mise à la terre.
Les différents systèmes de mise à la terre sont :
a. Mise à la terre directe :
C’est une liaison directe entre le neutre et la terre.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Ph1
Ph2
Ph2
N
Figure 14: Neutre directement relié à la terre
b. Neutre isolé :
Il n’y a aucune liaison entre le neutre et la terre à part les appareils de mesure et de protection.
Ph1
Ph2
Ph2
N
Figure 15:Neutre isolé
c. Neutre impédant :
Une grande impédance est placée entre la terre et le neutre.
Ph1
Ph2
N
Ph2
Zn
Figure 16: Neutre impédant
d. Neutre résistant :
Une résistance est placée entre la terre et le neutre.
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Ph1
Ph2
N
Ph2
Rn
Figure 17:Neutre résistant
e. Mise à la terre avec une réactance :
Il y a une réactance entre le neutre et la terre.
Ph1
Ph2
N
Ph2
Xn
Figure 18: Neutre relié à la terre par une réactance
f. Mise à la terre avec la bobine de Peterson :
Une réactance Xn donnée est placée entre la terre et le neutre, de telle sorte que le courant de
défaut soit nul en présence d’un défaut à la terre.
Ph1
Ph2
N
Ph2
Xn
Figure 19:Neutre relié à la terre par une bobine de Peterson
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
g. Mise à la terre artificielle :
Quand le neutre n’est pas accessible (par exemple les enroulements en triangle) ou quand il y
a plusieurs sources en parallèle), la mise à la terre peut être artificielle. On l’appelle aussi
N
générateur d’homopolaire.
r
I
Figure 20: Neutre artificiel
2. Comparaison des différents systèmes de mise à la terre.
a. Mise à la terre directe :
Avantages
Inconvénients
 Courant de défaut très élevé : les
 Augmentation très peu de tension
dommage et perturbation (création de
au niveau des phases saines.
 Avantage léger sur la tension
courant induit dans le réseau de
télécommunication et les circuits
inverse en cas de courant de défaut.
 Mise à la terre simple et sélective
auxiliaires) sont maximaux.
 Le danger pour le personnel est élevé
durant le défaut car la tension de
contact est grande.
 Déclenchement obligatoire au 1er
défaut.
Tableau 1:Avantages/Inconvénients Mise à la terre directe
Coupure obligatoire au 1er défaut.
b. Neutre isolé :
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Avantages
Inconvénients
 Permet la continuité de service par
 La tension des deux autres phases
un déclenchement au second défaut
saines par rapport à la terre peut
en conformité avec le degré de
atteindre celle phase-phase.
 Demande l’utilisation des matériels
protection des travailleurs
(câbles, machines tournantes,
transformateur, appareils de mesure,
…) dont le niveau d’isolement entre
phase et terre est presque égale à la
tension phase-phase.
 Demande la surveillance de
l’isolation avec la localisation du 1er
défaut au cas où le second se produit.
 Difficulté de mise en place d’un plan
de protection simple et sélective de la
mise à la terre.
Tableau 2: Avantages/Inconvénients Neutre isolé
Il n’y a pas de coupure au premier défaut d’isolement dans les conditions suivantes :
 Meilleure continuité de surveillance de l’isolation
 Rapport, localisation et élimination du 1er défaut d’isolement.
c. Neutre résistant :
Avantages
Inconvénients
 Déclenchement au 1er défaut
 Limite les courants de défaut
 Une grande résistance donnée pour
(réduction de dommage et de
un maximum de courant de défaut.
perturbation)
 Ne demande pas l’utilisation d’un
équipement avec un isolement
spécial entre phase et terre.
 Permet la mise en place d’un plan
de protection simple et sélectif.
Tableau 3: Avantages/Inconvénients Neutre résistant
Coupure obligatoire au 1er défaut.
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
d. Mise à la terre avec une réactance :
Avantages
Inconvénients
 Déclenchement au 1er défaut
 Limite les courants de défaut
 Risque d’apparition de surtensions
(réduction de dommage et de
importantes lors de l’élimination du
perturbation)
 Permet la mise en place d’un plan
défaut.
de protection simple et sélectif si :
I inductances > I capacités.
 La bobine, de faible résistance, ne
dissipe pas une puissance
thermique élevée.
Tableau 4: Avantages/Inconvénients Mise à la terre avec une réactance
Coupure obligatoire au 1er défaut.
e. Mise à la terre avec la bobine de Peterson :
Avantages
Inconvénients
 Difficile de réaliser la condition :
 Si la réactance est telle que la
est respectée, le
à cause de l’incertitude sur
courant de défaut à la terre est nul.
la connaissance exacte de la capacité
Cela permet : --l’extinction
du réseau
relation :
 Risque de circulation du courant
spontanée des défauts de terre non
permanents.
résiduel pendant le défaut (danger
--
La continuité d’exploitation malgré
pour le personnel et les équipements)
un défaut permanent. Le
 Risque élevé de surtension
déclenchement se produit lors du
 Demande la présence d’un staff de
supervision
second défaut.
 Une protection sélective n’est pas
possible au 1er défaut si la
condition :
n’est
vérifiée
 Quand la dite relation n’est pas
Projet de fin d’études
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vérifié, la mise en place d’une
protection sélective est difficile et
onéreuse
Tableau 5: Avantages/Inconvénients Mise à la terre avec une bobine de Peterson
Il n’y a pas de coupure au premier défaut d’isolement à condition de respecter le décret
sur la protection des travailleurs.
3. Choix du régime du neutre :
Les critères de choix concernent de multiples aspects :
 techniques (fonction du réseau, surtensions, courant de défaut, etc.)
 d’exploitation (continuité de service, maintenance)
 de sécurité
 économiques (coûts d’investissements, d’exploitation)
En particulier, il faut réaliser un compromis entre deux considérations techniques importantes:
Réduire le niveau des surtensions
Des surtensions trop importantes sont à l’origine du claquage diélectrique des isolants
électriques, avec des courts circuits comme conséquence. Les surtensions ont plusieurs
origines :
 surtensions de foudre auxquelles sont exposés tous les réseaux aériens jusqu’au point
de livraison aux usagers,
 surtensions internes au réseau engendrées par les manœuvres et certaines situations
critiques (résonances),
 surtensions résultant du défaut à la terre lui-même et de son élimination.
Réduire le courant de défaut à la terre
Un courant de défaut trop élevé entraîne toute une série de conséquences :
 dégâts par l’arc au point de défaut ; en particulier, fusion des circuits magnétiques
 des machines tournantes,
 tenue thermique des écrans de câble,
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Contrôle Commande Numérique & Protection
 dimensions et coût de la résistance de mise à la terre,
 induction dans les circuits de télécommunications voisins,
 danger pour les personnes, par élévation du potentiel des masses.
En ce qui concerne les considérations d’exploitation, on notera selon le mode de liaison à la
terre du neutre adopté :
 la possibilité ou non de fonctionner lors d’un premier défaut maintenu
 la valeur des tensions de contact développées
 la plus ou moins grande simplicité de mise en œuvre de la sélectivité des protections.
Ainsi, d’après la comparaison des différents régimes du neutre, j’approuve le choix qu’ils ont
adopté: la mise à la terre par résistance (une résistance RPN= 12,8 Ohms). Il est certain que
ce régime du neutre est celui qui présente le plus d'avantages, tant en ce qui concerne le prix
que les facilités d'installation.
B. Le courant de court-circuit :
1. Utilités du calcul des courants de court-circuit :
Le maximum et le minimum de courant de court-circuit sont calculés à différent niveau de
l’installation. Ceci permet de déterminer les caractéristiques des matériels qui supportent ou
coupent le courant de défaut et de paramétrer les différents appareils de protection du réseau.
Le calcul du maximum du courant de court-circuit permet particulièrement de:
 Définir la capacité de coupure et de fermeture des équipements de coupure du réseau
électrique (disjoncteur).
 Définir la résistance thermique et électrodynamique des équipements (jeu de barres,
transformateur, ligne, câble, TC, etc….).
 Valider la compatibilité entre le TC et les IED afin d’éviter le risque de saturation du
TC.
Remarque : Le maximum du courant de court-circuit correspond au défaut triphasé.
Le calcul du minimum du courant de court-circuit permet particulièrement de:
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 Définir les seuils des paramètres des IED et de définir aussi les courbes de fusion
fusible.
 Vérifier que le courant de défaut sur lequel les IED doivent réagir, soit suffisant pour
ces derniers (IED).
 Définir les courbes pour la sélectivité
Remarque :
Le minimum du courant de court-circuit correspond au défaut biphasé à la fin
du tronçon protégé et à des conditions d’exploitation moins sévères.
2. Les types de défaut :
Cette classification est basée sur :
 Le temps d’élimination des défauts
 La manière avec laquelle le réenclencheur procède.
Ces différents types sont :
a. Défaut auto extinctif :
Il disparaît naturellement avant même que la protection ne réagisse.
b. Défaut transitoire ou fugitif :
Il nécessite la réaction de la protection. Mais il est éliminé par un cycle de réenclenchement
(en général c’est le cycle rapide).
c. Défaut semi permanent :
Il nécessite la réaction de la protection. Il est éliminé par réenclenchement à la fin du 1er ou du
2ème cycle lent.
d. Défaut permanent :
Il n’est pas éliminé par un cycle de réenclenchement et nécessite l’intervention de l’opérateur.
e. Défaut intermittent :
C’est un défaut monophasé dont la durée est très courte (10ms à 20 ms). Il revient encore à un
intervalle de temps de 100ms à 200 ms. C’est le cas des réseaux souterrains.
f. Défaut évolutif :
C’est un défaut typiquement monophasé mais qui évolue sur le point à un défaut biphasé ou
triphasé.
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Juin 2012
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3. Les conséquences des différents types de défaut :
Les conséquences du courant de court-circuit dépendent de la nature et de la durée du défaut,
de la localité du défaut et de sa valeur :
 Au lieu du défaut : arc électrique, destruction des isolants, rupture des conducteurs,
feu et danger pour les personnes.
 Pour le circuit de défaut :
 Forces électrodynamiques avec : déformation des jeux de barres, éclatement des
câbles.
 Surchauffe à cause de l’effet joule.
 Pour les autres circuits du même réseau ou d’un réseau proche :
 La chute de tension durant l’élimination du courant de défaut (quelques millisecondes
à quelques centaines de millisecondes)
 La mise hors tension d’une partie du réseau selon le schéma et la sélectivité des
protections.
 L’instabilité dynamique et/ou la perte du synchronisme des machines ;
 Etc…
4. Calcul des courants de court-circuit :
Il y a la méthode des:
 Composantes inverses
 Impédances
J’utilise la méthode des composantes symétriques.
a. Méthode des composantes inverses
 Rappel
Cela consiste à décomposer un système de trois tensions d’amplitudes et de phases
quelconques en la somme de trois systèmes de tensions triphasés dits direct, inverse et
homopolaire.
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Juin 2012
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Le réseau est donc équivalent à la somme de 3 schémas monophasés
Figure 22: schéma monophasé direct, inverse et homopolaire du réseau
Le caractère symétrique des câbles, lignes et transformateurs entraîne que l’impédance directe
est égale à l’impédance inverse :
Zd = Zi = Zcc
 Calcul
Selon la norme CEI 60 909 on a :
Courant triphasé:
Courant biphasé :
Comme Zd = Zi alors
Courant monophasé:
Comme Zd = Zi alors
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Contrôle Commande Numérique & Protection
En effet
 pour
le facteur de tension k est égal à :
k
Icc max
Icc min
1.1
1
 Zd est égal à :
Réseau Amont
Lignes
Transformateur
Zd (en pu) = Ucc
Zd
Pcc : puissance de court-circuit triphasée du réseau amont.
.
X est la somme des réactances d’une phase placée en série.
Sn : puissance Pcc en valeur réduite
L : longueur de la ligne
: Résistivité du métal employé
 Zh est égal à :
Zh
Transformateur (YNy)
Lignes
X (ci-dessus)
3 Zd
b. Méthode des impédances
Court-circuit triphasé:
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Figure 23: Court-circuit triphasé
Zcc
V
Figure 24: Schéma équivalent Court-circuit triphasé
Où U désigne la tension entre phases avant l’apparition du défaut et Zcc l’impédance
équivalente du réseau amont vue du point de défaut.
Court-circuit biphasé:
Figure 25: Court-circuit biphasé
Zcc
U
Zcc
Figure 26: Schéma équivalent Court-circuit biphasé
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Ce court-circuit biphasé que je viens de calculer est communément appelé court-circuit
biphasé isolé (c’est-à-dire sans le neutre). Et l’autre est appelé court-circuit biphasé terre.
Mais ce dernier n’est pas utilisé car, généralement en haute tension, le neutre n’est jamais
distribué.
Court-circuit monophasé:
Figure 27: Court-circuit monophasé
Zcc
V
Zh
Figure 28: Schéma équivalent Court-circuit monophasé
Ce calcul est nécessaire dans les réseaux où le neutre est relié à la terre par une impédance
Zh, pour déterminer le réglage des protections “de terre” qui doivent intervenir pour couper le
courant de défaut à la terre.
En effet :

R est la somme des résistances.
X est la somme des réactances.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre VI. :
Etude des paramètres de réglage
des protections (Relais numériques) : Plan de
protection
 Intérêt su système de protection
 Quelques concepts sur les défauts électriques
 Rôle et établissement d’un plan de protection
 Qualités d’un système de protection
 Protection du transformateur
 Protection des lignes
 Protection des jeux de barres
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
A. Intérêt du système de protection (pourquoi un plan de protection) :
Pour un réseau de transport ou de distribution d’électricité, l’exploitant doit :
 Assurer la continuité et la qualité de service à ses clients (ce qui est économiquement
faisable).
 Rentabiliser en atteignant la durée de vie des équipements du réseau.
 Préserver la sécurité de ses travailleurs (danger d’électrocution par l’augmentation du
potentiel des masses du poste).
 Eviter les risques d’incendie ou d’explosion dus à des présences d’arc électrique entre
les conducteurs.
 Eviter la destruction partielle ou totale des éléments de son réseau due à des hautes
températures anormales.
B. Quelques concepts sur les défauts électriques
1. Défauts électriques et ses conséquences :
Les défauts du réseau électrique sont dus à :
 Court-circuit :
 Entre une phase et la terre (défaut monophasé)
 Entre deux phases (phase-phase avec ou sans la terre) (défaut biphasé).
 Entre trois phases avec ou sans la terre (défaut triphasé).
Figure 29: Court-circuit
Projet de fin d’études
60
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 11
Exemples :
 Coup de foudre sur les lignes aériennes
 Destruction des isolants
 Effondrement du pylône
 Contact entre les conducteurs et un objet étranger (arbre, bâton métallique,...)
 Coupure de conducteur
2. Fausses manœuvres
Le sectionneur de mise à la terre resté fermé. Ce qui équivaut à un défaut triphasé avec la
terre.
Figure 30: Fausse manœuvre
3. Surcharges
Définition
C’est une surintensité de longue durée.
 Dégradation des isolants du transformateur.
 Elles vieillissent prématurément les isolants et accentuent les risques d’amorçage lors
des surtensions.
4. Surtension
C’est une augmentation brusque de la tension.
Exemple de cause : Coup de foudre.
5. Une mauvaise manipulation du disjoncteur.
Cela conduit à une surtension transitoire. Ce qui détruit les isolants du transformateur.
Projet de fin d’études
61
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
6. Chute de tension
Un tel défaut dans un poste industriel impose des tensions basses par rapport au minimum de
tension requis pour un fonctionnement normal des éléments du poste.
Conséquences
 Décélération ou arrêt des machines asynchrones.
 Perte de synchronisme des machines synchrones.
7. Tension de contact :
Quand il y a un défaut monophasé ou biphasé avec la terre, il apparaît entre la masse et la
terre une tension due à la circulation d’un courant dans le conducteur de masse.
Cette tension doit vérifier la norme C15-100.
C. Rôle et établissement d’un plan de protection :
Les dispositifs de protection doivent permettre de :
 Détecter et isoler rapidement les défauts présents sur le réseau.
 Alarmer et faire un rapport sur tous les modes d’exploitation pouvant porter préjudices
à la structure du réseau.
Ce qui permettra de :
 Limiter l’interruption du service et les conséquences dramatiques des défauts
électriques : donc éviter des pertes économiques.
 Optimiser l’exploitation du réseau.
La protection consiste réellement à l’ouverture, le plus que possible, l’élément défectueux du
réseau. Cette ouverture est faite par :
 Les fusibles
 Disjoncteurs
Les fusibles :
 Doivent être changés après chaque défaut corrigé.
 Ne protègent pas contre les défauts de mise à la terre.
 En outre il n’y a pas de coordination (sélectivité) entre les fusibles.
Les disjoncteurs sont commandés par les relais numériques.
Projet de fin d’études
62
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Les relais numériques travaillent avec les paramètres suivants :
 Courant : relais de courant
 Tension : relais de tension
 La combinaison courant-tension :
 P, Q : relais de puissance
 Z : relais d’impédance ou relais de distance
 La fréquence : relais de fréquence.
Les relais de protection sont classés parmi des équipements de basse tension. Puisqu’ils sont
directement connectés aux transformateurs de courant (TC) et de tension (TT).
En cas de défaut sur le réseau, il y a les différentes étapes suivantes :
1. Apparition du défaut.
2. Circulation du courant de court-circuit
3. Transmission des valeurs de I et U par les TC et TT aux relais numériques
4. Analyse de I et U par les relais numériques
5. Emission d’un ordre de déclenchement au(x) disjoncteur(s).
6. Elimination du défaut par les disjoncteurs.
D. Les qualités d’un système de protection :
Ces qualités sont :
 La sélectivité
 L’absence de déclenchements intempestifs
 La sécurité des déclenchements
 La vitesse.
 Consommer peu d’énergie.
1. La sélectivité :
Un relais de protection sélectif doit rapidement donner l’ordre de déclenchement pour un
défaut donné dans la zone concernée seule uniquement. C’est-à-dire que la zone de défaut est
séparée du reste du réseau. Cela est nécessaire pour des raisons de continuité de service.
Projet de fin d’études
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60 kV
Contrôle Commande Numérique & Protection
20 kV
20 kV
Figure 31: Sélectivité
La sélectivité peut être obtenue par :
 L’utilisation des relais différentiels : sélectivité différentielle
Ce relais ne voit que des défauts de sa zone protégée.
Projet de fin d’études
64
Juin 2012
60 kV
Contrôle Commande Numérique & Protection
20 kV
11 kV
Figure 32: Sélectivité différentielle
 La coordination de temps (paramétrage) : sélectivité chronométrique.
Le relais ne réagit qu’après avoir atteint la temporisation qui lui est assignée.
 La coordination d’intensité du courant (paramétrage) : sélectivité
ampèremétrique
Plusieurs seuils de courant sont utilisés pour distinguer les différentes zones.
 La communication entre les relais : sélectivité logique.
A travers l’échange d’information entre les relais, par le biais des courants porteurs de lignes
(CPL), seule le relais concerné réagit.
c. Intervalle de temps de sélectivité :
C’est la marge entre :
 Le temps de réaction du relais de protection qui doit éliminer le défaut et
 Le temps de réaction du relais de protection qui doit éliminer le défaut en cas d’échec
du premier relais.
Intervalle de temps de sélectivité ≥ td+tr+2*∆t
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
t0
D
t1
t2
D2, t2
∆t
td
tr
∆t
Intervalle de Temps de Sélectivité
D
D1, t1
Figure 33: Intervalle de temps de sélectivité
td: temps maximum de temps d’ouverture du disjoncteur
tr: temps maximum de temps réaction du relais
∆t: l’erreur sur de réaction du relais
t0:temps du défaut
t1:temps du disjoncteur D1
t2:temps du disjoncteur D2
2. La vitesse :
Un bon système de protection doit être rapide :
 Pour limiter les dommages dus à l’arc électrique et le courant de court-circuit avec le
respect de la sélectivité.
 Pour préserver la stabilité du réseau et la continuité de service. Puisque dans le réseau
de transport d’électricité, la stabilité vient avant toute considération de matériels. Le
coût de l’énergie non distribuée est très élevé.
Par exemple : la décision doit être prise par le relais en 20 ms, et coupure vient après 70 à
100 ms
3. L’absence de déclenchement intempestif :
Un bon système de protection doit être :
Projet de fin d’études
66
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Indépendant :
Le système de protection doit être indépendant de la configuration du réseau pour éviter toute
modification des paramètres de réglages du relais pendant un changement de mode
d’opération.
C’est pour cette raison que le relais de protection est paramétré avec le minimum et le
maximum de courant de court-circuit.
Remarque : pour pallier à ce problème d’indépendance, les relais numériques d’ALSTOM
(Micom) offrent plusieurs types de paramétrage. On peut choisir certain pour l’hiver et
d’autre pour l’été. Au choix du client les paramètres d’été seront immédiatement
(automatique/Manuel) pris en charge.
 Indifférent :
Le système de protection doit être indifférent des défauts du réseau sur lesquels il ne doit pas
agir.
Exemple : Une protection pour un défaut triphasé ne doit pas agir sur un défaut monophasé.
Sinon :
 L’analyse des défauts du réseau sera difficile.
 La sélectivité du système ne sera pas garantie.
4. La sécurité des déclenchements :
Un bon système de protection doit être :
 Sensible :
Le système de protection doit être sensible pour agir dans les circonstances où le courant de
défaut est réduit par la résistance du défaut.
Cette sensibilité ne doit pas être exagérée. Sinon il y a un risque de déclenchement nuisible.
 Fiable :
Le système de protection doit être fiable pour pouvoir pleinement remplir son rôle à tout
moment sans échec.
La fiabilité du relais est lié à :
Projet de fin d’études
67
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Sa solidité contre les environnements perturbants (CEM).
 La qualité de ses composants
 La qualité de ses contacts.
E. Protection du transformateur
Les distances entre les centres de production et les centres de consommation sont très grandes.
D’où il y a nécessité du transformateur pour augmenter la tension pour le transport d’énergie
afin de réduire les pertes et d’avoir des sections de câbles raisonnables.
Dans mon projet, la puissance apparente du transformateur est 10 MVA, ce qui est largement
supérieure à 2.5 MVA. D’où c’est un transformateur immergé.
9
2
8
5
1
10
3
4
6
7
Figure 34: Description transformateur
1
2
Conservateur d’huile
Isolant
Projet de fin d’études
6
Rails
7
Mécanisme de commande
68
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
3
Cuve d’huile
8
Traversée HTB
4
Aéroréfrigérants
9
Relais de protection du régleur en charge
5
Régleur en charge
Relais de buchholz
10
0
Les défauts du transformateur sont rares (il a un taux bas de défaut par rapport aux autres
composantes du réseau). Mais les défauts du transformateur causent le plus grand dommage
au réseau à cause du très long temps de réparation (c’est le taux de temps de réparation le plus
haut par aux autres composantes)
Les anomalies majeures du transformateur sont :
 La détérioration de la qualité de l’huile
 La détérioration par surchauffe
 Surtension
 Stress mécanique (déformation des enroulements)
Toutes les anomalies précitées sont des agents destructeurs des enroulements du
transformateur.
Les moyens de protection sont :
 Le buchholz analyse la qualité de l’huile afin d’éviter toute destruction des
enroulements.
 La protection de surcharge thermique et la protection surflux peuvent isoler le
transformateur avant toute destruction des enroulements.
 La protection arrêt de surtension
 Les fusibles ou la protection de surintensité dans les phases.
 La protection différentielle.
1. Protection du transformateur contre les défauts internes
a. Protection buchholz
 Installation
Projet de fin d’études
69
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 35: Emplacement relais buchholz
Figure 36: Relais buchholz
Le relais buchholz est recommandé pour les transformateurs immergés.
 Protection :
Tous les défauts internes provoquent une surchauffe de l’huile. Cela détruit les enroulements
ou dégage du gaz. Il y a deux cas :
F1
F2
Relais buccholz
Figure 37: Fonctionnement Relais buchholz
Projet de fin d’études
70
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Cas1 : défaut mineur
Le gaz s’accumule doucement dans la chambre supérieure
Le flotter F1 chute et active l’alarme.
Cas 2 : défaut sérieux
Le gaz dégagé en grande quantité provoque la circulation d’huile qui pousse le flotter F2.
Le flotter F2 active le déclenchement du contact.
Réglage : le relais buchholz est très sensible. Il a un temps de réponse entre 100 ms et 200 ms.
Les informations qu’il livre sont généralement traitées par une protection externe comme les
P14x d’ALSTOM.
b. Protection masse cuve :
Figure 38: Masse Cuve
C’est une protection sensible seulement au défaut de masse. Le réseau doit avoir son neutre
relié à la terre à travers la résistance..
But :
Le but est de protéger le transformateur contre :
 Les défauts internes d’isolement entre les enroulements et la cuve.
 Les défauts des points de raccordement des câbles avec le transformateur (défaut non
vu par le relais buchholz).
Principe :
Projet de fin d’études
71
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
On mesure le courant à travers un transformateur de courant (TC) qui est relié à la cuve par un
câble d’une grande section d’un côté et relié à la masse de l’autre côté.
En cas de défaut de masse des enroulements (primaire ou secondaire), un courant de défaut
circule à travers le câble et informe le relais.
C’est le relais de maximum de courant homopolaire qui est utilisé.
Avantage :
 C’est une protection instantanée.
Contraintes :
Pour augmenter la sensibilité et la sélectivité, il est nécessaire que la cuve et ses accessoires
qui lui sont connectés soient isolés du sol.
La protection ne doit pas agir pour les défauts externes phase-terre (protection insensible).
Réglage : le courant de réglage est entre 5 et 20% de In.
c. Protection différentielle :
But :
C’est la protection contre les défauts entre les spires des enroulements.
Source des défauts entre les spires des enroulements :
Détérioration des isolants due aux forces électromotrices durant les courts circuits externes.
Caractéristiques de ces types de défauts :
C’est un défaut fréquent (70 % des défauts du transformateur).
Le courant appelé est très important même s’il n’y a pas d’augmentation du courant de
circulation dans les enroulements sains.
Principe :
Dans chaque phase on fait la comparaison entre le courant entrant celui sortant du
transformateur de puissance.
Si le transformateur est sain et qu’il y a un défaut externe :
Projet de fin d’études
72
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Le courant est nul dans le relais P.
P1
P2
P2
P1
R
Figure 39: Principe Relais différentielle
Sinon :
Le courant du relais P est proportionnel au courant J du défaut.
P1
P2
P2
P1
R
Figure 40: Principe Relais différentielle (défaut)
2. Protection du transformateur contre les surcharges externes
La vie d’un transformateur dépend du niveau de la température permanente de ses
enroulements. Cette chaleur résulte des températures différentes :
 Gradient des bobines : c’est la différence de température entre les enroulements et
l’huile.
 La différence de température entre l’huile et l’air refroidissant.
Principe :
La surveillance de l’élévation de la température peut être atteinte par :
 Un relais à surcharge thermique à un ou deux temps indépendants.
 Un relais à maximum de courant avec une temporisation dépendante ou indépendante.
Projet de fin d’études
73
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
3. Autres protections
a. Protection contre défaut aéroréfrigérant
Ce défaut est consécutif à la défaillance d'un ou plusieurs groupes moto ventilateurs des
aéroréfrigérants ; il génère une alarme.
b. Protection régleur
Chaque type de régleur est protégé par une protection spécifique.
Dans le cas d'un régleur à commutation dans l'huile (cas le plus fréquent), l'appareil se trouve
dans une cuve d'huile différente de celle qui refroidit les enroulements. Le commutateur du
régleur est très souvent sollicité. Il va, de ce fait, contribuer à la production fréquente de gaz
inflammable (arcs se produisant au moment de la commutation). Le relais doit être en
permanence à l'air libre pour évacuer ces gaz.
Dans le cas d'un défaut sur les enroulements du régleur, il y aura production instantanée d'une
importante quantité de gaz : le relais va fonctionner et provoquer le déclenchement du
transformateur.
4. Courant d’Enclenchement du transformateur :
La mise sous tension d’un transformateur provoque une pointe de courant transitoire
d’enclenchement pouvant atteindre jusqu’à 20 fois le courant nominal avec des constantes de
temps de 0.1 à 0.7 seconde. Ce phénomène est dû à la saturation du circuit magnétique qui
provoque l’apparition d’un courant magnétisant important. La valeur crête du courant est
maximale lors d’un enclenchement effectué au passage à zéro de la tension et avec une
induction rémanente maximale sur la même phase ; la forme d’onde du courant est riche en
harmonique de rang 2.
Projet de fin d’études
74
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Ce phénomène correspond à une manœuvre normale d’exploitation du réseau; il ne doit donc
pas être vu comme un défaut par les protections qui devront laisser passer la pointe
d’enclenchement.
C’est pour cela qu’on doit tenir compte de ce courant dans les paramètres de réglages de la
protection P142 : voir ces paramètres dans la partie « Programmation des protections ».
5. Surfluxage
Une exploitation de transformateur à tension trop élevée ou à fréquence trop basse provoque
un courant magnétisant excessif et entraîne une déformation de courant riche en harmonique
de rang 5.
Origine :
On comprend son origine à travers la formule de Boucherot :
Avec N : nombre de spires
Ce courant magnétisant peut être vu comme un courant de défaut par les protections. Pour
éviter cela, la protection doit avoir les réglages de paramètres suivants :
 Etre insensible à un courant magnétisant correspondant à 110 % de la tension en
dessous de la fréquence nominale
Projet de fin d’études
75
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Un seuil alarme à temps dépendant réglé à
 Définir un seuil de déclenchement à temps indépendant à la valeur :
6. Exemple de configuration de protection du transformateur :
Fonctions nécessaires
Relais recommandés
Le différentiel
87T
P64x
La masse cuve
51N
P120
Max I phases et terre
50/51/50N/51N
P14x
Surcharge thermique
49
P14x
Défaut à la terre
64
P14x
Max I phase
50/51
P14x
Surtension homopolaire
59N
P127
Défaut de mise à la terre
67N
Côté HTB
Côté HTA
directionnelle
Tableau 6: Configuration transformateur
21
49-50-51N
87N
87T
51N
50-51-59N-67N
Figure 41: Schéma de Configuration transformateur
Projet de fin d’études
76
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
F. Protection des lignes :
Elle peut se faire par :
1. Protection Max I :
Cette protection s’appuie sur la mesure locale du courant I. Donc elle utilise uniquement un
TC. Son critère de déclenchement est basé sur le niveau d’intensité du courant. Avec elle, la
sélectivité est chronométrique.
2. Protection différentielle de ligne :
Son principe est basé sur la mesure locale du courant I et l’analyse de l’autre courant
remonté. Ainsi, elle utilise le TC et un lien de communication entre ces différents relais. Ce
lien de communication peut :
 De la fibre optique
 Radiotéléphonique
Le critère de déclenchement est élaboré à partir de la comparaison des deux courants.
Figure 42: Protection différentielle de ligne
Figure 25.
Ses avantages sont :
 L’utilisation des TT n’est pas nécessaire.
 Bonne pour la protection de plusieurs tronçons de terminaison de lignes.
 Elle détecte les défauts de grande résistance.
 Insensible aux oscillations de la puissance.
 Temps de déclenchement uniforme.
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77
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Contrôle Commande Numérique & Protection
 Aucun problème de compensation série.
 Mise en œuvre simple sans problème de coordination.
3. Protection distance :
Cette protection mesure localement le courant I et la tension U de la ligne. Elle nécessite le
TC et le TT.
Son critère de déclenchement est élaboré à partir du calcul d’impédance en utilisant U et I, par
conséquent la distance entre le relais et l’endroit où s’est produit le défaut.
Sa sélectivité est chronométrique avec une téléaction qui assure l’élimination rapide des
défauts le long de la ligne.
Principe de mesure :
Z Source
Z Déf
aut
Figure 43: Protection de distance
Donc
Influence de Zsource :
Zsource n’a aucune influence sur la mesure de la distance car :
Si Zsource augmente alors I et U diminuent ensemble. Donc, l’impédance reste le même.
Projet de fin d’études
78
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Contrôle Commande Numérique & Protection
La coordination :
Les zones de couverture sont :
Figure 44: Zones de la Protection distance
Protection ligne
Zone1 : 80-85 % de la ligne
tZ1= 0 s
Zone 2 : 120% de la ligne.
tZ2= 250 ms
Protection post Ligne
Zone P : 160 % de la ligne
tZp= 500 ms
Zone 3 : 200 % de la ligne
tZ3= 1 s
Protection aval
Zone 4 : 20 % de la ligne
tZ4= 1.5 s
Pour la coordination, deux cas de figures se présentent :
Cas de figure 1 : coordination sans téléaction
 Défaut au milieu de la ligne :
Projet de fin d’études
79
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 45: Coordination Protection
 Défaut à la fin d’une ligne :
Projet de fin d’études
80
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 46: Coordination Protection distance (défaut en fin de ligne)
Cas de figure 2 : coordination avec téléaction
Projet de fin d’études
81
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 47: Coordination Protection distance avec téléaction
G. Protection des jeux de barres 60 kV
Le cahier des charges n’a pas exigé de protection particulière pour ces jeux de barres. Cela
peut-être dû au fait que les défauts sont rares sur ces derniers. Et cela provoquera des
déclenchements intempestifs, donc une possibilité d’instabilité du réseau. En plus ces défauts
sont généralement imputables aux équipements voisins comme les disjoncteurs, le circuit de
mise à la terre…
Par contre un défaut sur le jeu de barres constitue toujours un défaut permanent. En général on
utilise les protections suivantes : mise à la terre et le différentiel.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre VII. :
Choix des protections
numériques du système
 Introduction
 Tranche départ 60 kV
 Tranche transformateur
 Tranche 20 kV
 Tranche complémentaire
 Récapitulatif
 Consommation totale des IED du projet
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
A. Introduction
Tout le système se divise en quatre niveaux hiérarchiques du réseau de téléconduite :
Niveau 0 : dans cette partie on trouve les capteurs, les appareils de mesure,…
Ce niveau est relié au niveau 1 par des fils
Niveau 1 : il comprend les relais numériques, les compteurs numériques et les calculateurs
Le niveau 1 est séparé du niveau 2 par des Switch
Niveau 2 : il y a 2 postes opérateurs/server et deux imprimantes
Certains équipements de ce niveau sont reliés au niveau 3 par une passerelle de téléconduite.
Niveau3 : c’est le dispatching national ONE et le poste déporté
Comparaison des différents types de relais :
Les principaux types de relais sont : distance, intensité et différentiel. Le tableau suivant
dresse une comparaison générale. Ceci permet de faire un premier choix très important.
Certains couplés aux relais principaux comme : les relais de mesure de puissance
(wattmétrique), de fréquence, de réenclenchement automatique, buchholz, etc.
Type
Information
Sélectivité
Rapidité
Réseau préconisé
Coût
Peu sélectif
lent
HTA et BT pour ne
Bon
pas avoir
marché
nécessaire
Relais de
Courant
surintensité
d’influence sur la
stabilité du réseau
Relais de
Courant et
Sélectivité
distance
tension
relative
Projet de fin d’études
84
Très rapide
THTB et THA
Cher
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Relais
Courant et fil
Très
différentiel
pilote
sélective
Rapide
d’information
Transformateur, Jeu
Bon
de barres générateur
marché
et parfois ligne HTB
(fibre optique par
exemple)
Tableau 7: Comparaison entre relais numériques
Le choix est aussi fonction de certains paramètres tels :
 Type de circuit (simple ligne, ligne en parallèle, réseau radial, maillé, intensité du
courant de défaut, etc...)
 Fonction de ligne (son effet sur la continuité de service, rapidité requise d’élimination
du défaut)
 Régime du neutre
 La structure du réseau : aérien ou souterrain.
B. Tranche départs 60 kV
Le cahier des charges nous impose 5 tranches. Chaque tranche doit comporter son propre
calculateur pour respecter la règle d’indépendance de l’ONE. Les différents types de
calculateurs sont : C264 et C264C. Pourquoi le C264 ? Y a-t-il d’autre choix plus optimiste ?
On propose d’abord les protections des deux départs HTB :
Les protections souhaitées par le client sont :
 Protection de distance dans un boitier (21)
 Protection directionnelle de terre à puissance résiduelle (32N)
 Réenclencheur (79) avec contrôle de tension (59)
 Protection manque de tension (27) avec reprise automatique
 Protection contre les défauts résistants directionnels de puissance homopolaire à temps
inverse (67N)
 Prévoir la perturbographie et la localisation des défauts dans l’un ou l’autre des
boitiers de protection
Or les différents relais numériques de protection d’ALSTOM sont :
PX4Y : avec 1<= x<=9 et 1<= Y<=9
Projet de fin d’études
85
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Précisément pour les relais numériques départ et surintensité on a :
P141, P142, P143, P144, P145.
Voir le tableau fonctionnel de ces protections à l’annexe E.
De même les relais numériques de distance et de mesure de phase sont :
P441, P442, P443, P444, P445, P446, P847.
Voir le tableau fonctionnel de ces protections à l’annexe F.
De ces deux tableaux on en déduit :
Fonctions
ANSI
P441
Manque de tension
27 Oui
directionnelle de
terre à puissance
32N
Oui
résiduelle
Distance
21 Oui
contre defaut
67N
Oui
résistant directionnel
contrôle de tension
59 Oui
79 3pole
Oui
Réenclencheur
79 1/3pole Non
P442
Oui
Relais numériques
P443
P444
P445
Oui
Oui
Oui
P446
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Non
Oui
Oui
Non
Oui
Oui
Non
Oui
Oui
Oui
Non
Oui
Non
Oui
Tableau 8: Choix pour départ HTB
Etant donné que le client a imposé 21 et 32N dans des boitiers distincts, on peut dégager le
1er choix suivant :
Protection1 P441/P442
Protection2 P441/P442
21&79
32N&27&67N
Tableau 9: Choix final pour départ HTB
Voir l’annexe H.
 Présentation d’un IED de protection
Face avant d’un IED
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 48: Micom
1 : Ecran LCD
5 : Lire / Supprimer les alarmes
2 : les quatre (04) Leds fixes
6 : Modèle de produit
3 : les Leds programmables
7 : Port RS 232
4 : Menu navigation et entrée des données
8 : Fixation du couvercle
Face Arrière d’un IED
Figure 49: face arrière IED
Carte CPU d’un IED
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Figure 50: Carte CPU IED
 Schéma fonctionnel d’un IED
Figure 51: Schéma fonctionnel d’un IED
Le logiciel « Micom Alstom Selector » d’ALSTOM Grid présente plus en détails les
caractéristiques techniques des différents produits comme :
 la forme de la courbe de distance,
 le nombre de zone de distance
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
 les protocoles de communication
 la sélectivité
Figure 52: logiciel Micom Alstom Selestor
Donc, pour la protection 1 on pourrait choisir par optimisation(Prix) les relais numériques
P441/P442.
De même pour la protection 2 on pourrait choisir par optimisation (Prix) les relais
numériques P441/P442.
Les fonctions de mesures suivantes ont été spécifiées par U.I.S :
 Mesure des courants de phases
 Mesure des tensions de phases
 Mesure des puissances actives et réactive
On intègre toutes les fonctions de mesures au sein du calculateur C264. Ce dernier
s’occupera aussi de l’affichage de ces mesures.
C. Tranche transformateur 60/20 kV
Pour la tranche Transformateur 60/20 kV, les fonctions de protection demandées par le client
sont :
Une protection à max. courant de phases et homopolaire à temps constant à raccorder
sur 2 TC de phase et 1 TC de neutre (50/ 51P) 
Une fonction régulatrice de tension (59 & 27 & 26). 
Projet de fin d’études
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1
2
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Une protection masse cuve instantanée alimentée par un TC tore. 
Une protection terre résistante (50/ 51N). 
4
Défauts internes du transformateur (63 & 87T) 
En général, la fonction
3
3
5
est toujours assurée par la protection P120 parmi les
MiCOM d’AREVA.
Pour la fonction régulatrice de tension la panoplie de choix est : le KVGC d’ALSTOM Grid,
le Reg-D d’Eberle et le TAPCON.
Pour les autres fonctions le tableau de choix est le suivant : voir l’annexe G.
J’ai aussi utilisé le logiciel « Micom Alstom Selector » d’ALSTOM Grid qui présente plus en
détails les caractéristiques techniques des différents produits.
Les mieux conformes sont les P141, P142, P143, P144, P145. On peut écarter la P141 à cause
du nombre restreint de ses entrées (8). Ainsi le choix le plus optimiste est la P142.
Le tableau de choix final est :
Protection
Masse Cuve
Max. I & Terre Résistante
Regulation de Tension
Relais Numeriques
P120
P142
Reg-D
Tableau 10: Choix final IED transformateur
Voir l’annexe I.
D. Tranche (HTA) 20 kV
1. Cellule Départ (HTA) 20 kV
Projet de fin d’études
90
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Cette tranche dessert le tableau MCC des machines de laminoir de l’usine U.I.S. C’est le
client final. Il s’agit en tout de sept (7) départs. Les fonctions de protection préconisées par
le client sont :
 Une protection à maximum de courant de phases et homopolaire à temps constant à
raccorder sur les 3 TC de phase (50/51P/N)
1 .
Elle sera composée de:
 Deux relais de courant de phase (sorties instantanées et temporisées).
 Un relais de courant homopolaire directionnel (sorties instantanées et
temporisées).
 Une protection de terre résistante à temps inverse raccordée sur un TC tore (50/51N).
2
La caractéristique à temps inverse répond aux fonctions suivantes:
t = 72. I^-2/3 sec pour 0,7< I < 200 A
t = 2,1 sec
pour 200< I < 1000 A
Le relais de courant homopolaire et le relais de terre résistante devront pouvoir être inhibés
par des ordres qui proviennent du commutateur des travaux sous tension.
 Comme ce sont des départs alors la fonction réenclencheur (79) est aussi mentionnée.
Il devra permettre la réalisation d’un cycle de réenclenchement rapide et de deux
cycles de réenclenchement lents.
Le choix des fonctions suivantes doit être possible:
 Réenclencheur HS.
 Cycle de réenclenchement rapide.
 Cycle de réenclenchement lent.
 Cycle de deux réenclenchement lents.
 Cycle d’un réenclenchement rapide suivi d’un réenclenchement lent.
 Cycle d’un réenclenchement rapide suivi de 2 réenclenchement lents.
 Il est aussi question d’un régime spécial d’exploitation (RSE) pour travaux sous
tension :
4
Projet de fin d’études
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3
Contrôle Commande Numérique & Protection
Deux RSE peuvent être choisis selon le cas d’intervention en travaux sous tension, Régime A
et Régime B
 Régime B: Ce régime consiste à relier ou séparer sous tension deux départs MT
alimentés par le même transformateur.
 Régime A: Ce régime permet tous les autres travaux sous tension.
Etant donné que c’est le client final, il y a besoin de la fonction Délestage et Rélestage :
 Le choix de l’échelon pour lequel le départ devra être délesté devra se
faire au niveau de la tranche départ. Le délestage ne devra être pris en compte
que si le disjoncteur est fermé.
 Le Rélestage ne sera pris en compte que si le départ a déclenché sur ordre de
délestage.
Pour des contraintes économiques, il est préférable de ne pas utiliser de calculateurs.
Pour une protection principale surintensité de départ ligne, nous nous referons aux tableaux de
sélections suivantes : voir l’annexe
Tableau de synthèse suivant :
Fonction/ Rélais
P141
Réenclencheur
Non
Max I / Io
Oui
Terre résistante
Oui
Contrôle du synchronisme Non
P142
Oui
Oui
Oui
Non
P143
Oui
Oui
Oui
Oui
P145
Oui
Oui
Oui
Oui
Tableau 11: Choix IED Déoart 20 kV
Etant donné que le réenclenchement est intrinsèquement lié au contrôle de synchronisme
On en déduit le premier choix :
Départ HTA P143 ou P145
Tableau 12: Choix finale ED Départ 20 kV
Pour des raisons d’optimisation, je choisis la P143. En plus, elle possède beaucoup plus
d’entrées et sorties.
Projet de fin d’études
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2. Cellule Arrivée (HTA) 20 kV
Dans ce projet, il y a deux arrivées HTA. Elles viennent juste après la tranche transformateur
60/20 kV (voir description du poste). Ici, on les utilise car il existe une grande entre la tranche
transformateur 60/20 kV et les départs HTA. Comme elles ne sont pas directement liées aux
clients alors la fonction de protection se limite seulement à :
Une protection à maximum de courant de phases et homopolaire à temps constant à raccorder
sur les 3 TC de phase (50/51P/N)
1
.
Elle sera composée de:
 Un relais de courant de phase avec sorties instantanées et temporisées.
 Un relais de courant homopolaire avec sorties instantanées et temporisées.
La temporisation du déclenchement est réduite pendant 3 secondes après un
ordre d’enclenchement manuel.
Cette fonction est parfaitement effectuable avec toute la gamme P14x. Mais par mesure
d’optimisation économique j’ai choisi la P142.
3. Cellule Automatisme de Délestage-Rélestage (HTA) 20 kV
Cet automatisme est souvent nécessaire pour le soulagement du transformateur principal en
cas de surcharge. Alors les départs sont délestés par ordre de priorité.
L’automatisme de délestage Rélestage (81O/U)
1
sera composé :
 D’un système de mesure de fréquence à 4 échelons.
 D’un choix «Zone exportatrice - Zone importatrice» qui peut être effectué soit
localement, soit par télécommande.
 D’un Rélestage qui est élaboré:
Soit par télécommande, soit automatiquement (choix ES/HS) au bout d’une
durée réglable (10 mn environ) lorsque le système de mesure de fréquence à
quatre échelons est retombé.
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Cet automatisme est assuré par les P141, P142, P143, P144, P145. Seulement, la P141 et la
P142 sont éliminables à cause du nombre restreint de leur carte d’entrée. En effet, cet
équipement effectuera le délestage/Rélestage des sept (07) départs HTA.
Finalement, j’ai opté pour la P143.
E. Tranche Complémentaire
Cette tranche n’a pas pour but de protéger un équipement du réseau. Ici, elle prend ses
informations des arrivées HTA et des barres HTB et HTA. Par contre elle joue un rôle
central :
La datation précise (synchronisation) des évènements de tous les équipements du poste.
Les fonctions d’automatisme général du poste de transformation.
Son armoire loge aussi le Switch.
En effet la tranche complémentaire comporte le calculateur maître de l’horloge via sa
synchronisation avec un GPS. Ce calculateur impose alors la même heure aux autres
calculateurs des autres tranches. Les calculateurs les imposent à leur tour aux IEDs.
Donc, le choix des équipements de cette tranche est le suivant :
 Calculateur C264 C
 GPS +Antenne
 Afficheur d'horloge
 Switch Red Com
F. Récapitulatif
En conclusion, le système est composé comme suit :
Tranche
Désignation
Fabricant
Code Cortec
Quantité
Tranche Départ
Calculateur C264 C
ALSTOM Grid
C264 MB0 169 500 123
1
01 000 00 1111 N10
60 kV
Tranche
Protections P442
ALSTOM Grid
P442 31 ED3 M0 550 K
2
Calculateur C264 C
ALSTOM Grid
C264 MB0 169 500 124
1
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
01 000 00 1111 N10
Transformateur
60/20 kV
Protection P142
ALSTOM Grid
P142 317C3 M0 440 J
1
Régulateur de tension
REG-D
A 000 25 121
1
Protection P120
Schneider
1
Electric
Tranche Arrivée
Protection P142
ALSTOM Grid
P142 316C6 M0 440 J
2
Protection P143
ALSTOM Grid
P143 316F6 M0 440 J
8
Calculateur C264 C
ALSTOM Grid
C264 MB0 169 500 125
1
20 kV
Tranche Départ
20 kV
Tranche
01 000 00 1111 N10
Complémentaire
GPS+Antenne+Horlog
Hofp
1
Advantec
1
e
Autres
Switch
Passerelle
1
PC industriel
Advantec
Ecrans+Souris+Drivers
Imprimant
2
1
Lexmark
2
Tableau 13: Récapitulatif du choix des IED
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
G. Consommation totale des IED de mon projet
Un relais doit avoir une consommation basse pour diminuer son coût d’exploitation.
Projet de fin d’études
96
Juin 2012
Tableau 14: Calcul de la consommation des équipements SCCN
Tranche
Désignation
Tranche
Départ 60 kV
Calculateur C264 C
Protections P442 N°1
Protections P442 N°2
Calculateur C264 C
Tranche
Transformate
ur 60/20 kV
Tranche
Arrivée 20 kV
Tranche
Départ 20 kV
Tranche
Compléméntai
re
Autres
Taille Quantité Alimentation
du
Boîtie
r
80 TE
1
127 Vcc
40 TE
1
127 Vcc
40 TE
1
127 Vcc
80 TE
1
127 Vcc
Protection P142
Régulateur de tension
Protection P120
Protection P142
40 TE
Consommation/
Entrée (W)
Consommation/ Nombre Estimation Consommation
Sortie (W)
d'entrées/ des autres
Totale (W)
/ Sorties cartes (W)
0,5
0,12
0,12
0,5
0,45
0,13
0,13
0,45
23//5
8//5
3//4
37//5
4,3
4,3
4,3
4,3
18,05
5,91
5,18
25,05
127 Vcc
127 Vcc
127 Vcc
127 Vcc
0,12
0,13
3//5
4,3
20 TE
40 TE
1
1
1
2
0,12
0,12
0,13
0,13
3//3
12//6
4,3
4,3
5,31
20
5,05
13,04
Protection P143
40 TE
8
127 Vcc
0,12
0,13
21//7
4,3
61,84
Calculateur C264 C
GPS+Antenne+Horlog
e
Switch
Passerelle
80 TE
1
1
127 Vcc
48 Vcc
0,5
0,45
42//3
4,3
26,65
20
1
1
48 Vcc
48 Vcc
20
20
246,08
Ce résultat final permet :
 d’aider au choix du redresseur qui alimentera les armoires de contrôle
commande
 d’aider au choix du mini disjoncteur qui protège les armoires de contrôle
commande
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre VIII. :
Programmation des protections
 Présentation et Fonctionnement de Micom
Studio S1
 Programmation Schéma Logique (PSL) et
Paramètres des différentes tranches
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Le logiciel d’ALSTOM Grid, qui permet d’adapter les programmes des fonctions de
protection, est Micom Studio S1.
A. Présentation et Fonctionnement de Micom Studio S1 :
1. Description :
 L’outil d’ingénierie intégré d’Alstom Grid donne aux utilisateurs l’accès à toutes les
données d’enregistrement et de configuration d’IED d’automatisation.
 Fonctions de configuration et de surveillance intégrées
 Envoi et extraction des fichiers de réglages
 Extraction et analyse des registres d’événements et de perturbographie
Figure 53: aperçu du logiciel Micom Studio S1
Ses atouts sont :
 Gestion optimale du parc existant, structurée conformément à la topologie des postes
électriques
 Structure logique fondée sur le poste, le niveau de tension et la tranche
 Fonctions de vérification de la version et de contrôle croisé pour les réglages d’IED
 Visualisation des mesures en temps réel
La structure de Micom Studio S1 est la suivante :
-
Système (Nom du projet)
 Poste électrique
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 Niveau de tension
 Tranche

Périphérique (IED)
Le périphérique de protection, est composé des fichiers suivants :
 Programmation de schéma logique (PSL)
 Paramètres de réglage
 MCL 61850
 Mesures
 Evènements
 Enregistrements des perturbations
 Texte de menu
 Connexion

2. Présentation générale de PSL
Le but des schémas logiques programmable (PSL) est de permettre à l'utilisateur de
configurer un schéma de protection personnalisé correspondant à son application particulière.
Cette configuration est effectuée en utilisant des temporisateurs et des portes logiques
programmables.
L'entrée d'un PSL est une combinaison de l'état des signaux d'entrées logiques en provenance
des optocoupleurs sur la carte d'entrée, des sorties des éléments de protection comme les
démarrages de protection, ainsi que des sorties des schémas logiques fixes de la protection.
Les schémas logiques fixes fournissent les schémas standards de protection à l'équipement.
Les PSL proprement dits reposent sur l'utilisation de temporisateurs et de portes logiques sous
forme logicielle. Les portes logiques peuvent être programmées pour assurer une gamme de
fonctions logiques différentes. Elles peuvent accepter tout nombre d'entrées. Les
temporisateurs sont utilisés pour créer une temporisation programmable et/ou pour
conditionner les sorties logiques, notamment pour créer une impulsion de durée fixe sur la
sortie indépendamment de la durée de l'impulsion sur l'entrée. Les sorties de PSL sont les
LED en face avant de l'équipement et les contacts de sortie connectés aux borniers arrière.
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L'exécution de la logique PSL est déclenchée par un événement. Elle est appliquée à tout
changement d'une de ses entrées, notamment à la suite d'un changement d'un des signaux
d'entrées logiques ou d'une sortie de déclenchement en provenance d'un élément de
protection. Seule la partie du PSL concernée par le changement d'état de son entrée est traitée.
Cela réduit la durée de traitement par les PSL. Le logiciel de protection et de contrôle
actualise les temporisateurs logiques et recherche tout changement dans les signaux d'entrée
de PSL, dans le cadre de son fonctionnement.
Ce système est d'une grande souplesse d'emploi pour l'utilisateur, en lui permettant de créer
ses propres schémas logiques dédiés à chacun des 4 groupes de réglages. Cela signifie
également que la logique PSL peut être configurée sous forme de système très complexe mise
en œuvre dans le logiciel de support informatique MiCOM S1.
3. Paramètres de Réglages :
Ce fichier contient tous les paramètres de réglages importants de l’IED qui sont :
Paramètres
Explications
Données Système
On règle :
 La langue
 Le modèle de l’IED
 La fréquence nominale
 Le mot de passe éventuellement
Commande Disjoncteur
On définit :
 Commandabilité du DJ en Local ou Distant ou L+D ou
Hors service
 Durée de l’ordre d’enclenchement
 Durée de l’ordre de déclenchement
 ARS : monophasé ou triphasé
Date et Heure
On règle :
 Décalage UTC/ heure Locale
 Heure d’été et Hiver : activer/désactivé
 Alarme batterie : activer/désactiver
Configuration
On définit :
 Groupe de réglage : activer/désactiver les groupes 1 ou 2 ou
3 ou 4
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 Activer/désactiver les protections : distance, défaut de terre,
détection pompage, Max I, etc.
 Activer/désactiver la perturbographie
Rapport TC/TT
On règle :
 Primaire TC principal/secondaire : intensité du courant
 Secondaire TC principal/secondaire : intensité du courant
 Primaire TT principal/secondaire : tension
 Secondaire TT principal/secondaire : tension
 Localisation TT principal : Ligne/barre
 Polarité TC : standard/Inverse
Contrôle Enregistrement
On définit :
 Activer/Désactiver évènement Alarme
 Activer/Désactiver évènement Protection
 Activer/Désactiver évènements généraux
 Etc.
Perturbographie
On règle :
 Durée
 Position critère
 Correspondance des voies analogiques
Configuration Mesure
On définit :
 Référence de mesure
 Unité de mesure
Configuration Opto
On règle :
 La tension d’alimentation nominale de la protection
Libellés des entrées/sorties
On fait :
 La correspondance entre les différents contacts d’entées
et leurs étiquettes.
 La correspondance entre les différents contacts de sorties
et leurs étiquettes.
Contrôle Tension
On règle :
 Seuil Ligne morte
 Seuil Ligne Vive
 Seuil Barre morte
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 Seuil Barre vive
 Différence de tension tolérable
 Différence de fréquence tolérable
 Différence de déphasage tolérable
Supervision
On définit :
 La temporisation fusion fusible TT
 La temporisation supervision TC
Réenclencheur
On règle :
 Temporisation 1er cycle
 Temporisation 2ème cycle, ainsi de suite
 Temporisation de blocage
 Temporisation Ordre fermeture
Protection distance (par
On définit :
exemple si l’IED est une
 Longueur ligne
P442)
 Impédance ligne
 Argument ligne
 La zone Z1 et la temporisation tZ1
 La zone Z2 et la temporisation tZ2
 La zone Z3 et la temporisation tZ3 et ainsi de suite
Figure 54: Paramètres de réglage
Remarque : ces différents paramètres sont proposés dans le réglage des différentes tranches.
4. Le fichier MCL 61 850
Ce fichier est utilisé par l’IED de protection au cas où il n’y a pas de calculateur entre l’IED
de protection et le switch. Il permet donc de configurer la communication CEI 610850 : c’està-dire permettre aux signaux de la protection de remonter jusqu’au poste opérateur. Ceci est
possible grâce au logiciel « CEI 61 850 IED Configurator ».
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Figure 55: Aperçu du logiciel IED Configurator
On règle les paramètres nécessaires suivants :
Paramètres
IED Détails
Explications
 On donne le modèle de l’IED
 On définit la version du fichier SCL
Communications
On définit :
 L’adresse IP de l’IED
 Masque du réseau
 L’adresse de la passerelle
On précise aussi :
 Le moyen de communication : fibre optique ou autre
 Nom du serveur du poste opérateur
SNTP
 L’adresse IP du serveur
Control
 Faire le mapping du disjoncteur
 Faire le mapping du sectionneur
 Faire le mapping des autres signaux : délestage,
réenclencheur, etc.
Mesures
 Unité de mesure
 Les valeurs min et max de la mesure
Figure 56: Paramétrage CEI 61 850
Après le réglage, le fichier est exporté puis chargé dans la base de données de l’éditeur de
configuration SCE.
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5. Fichier Evènements :
Il gère automatique les évènements (tout ce qui se produit dans le réseau) générés par les IED.
Donc, il ne nécessite pas de configuration.
6. Fichier Enregistrement des perturbations :
Comme le précèdent, il gère automatique les perturbations enregistrées par le périphérique.
7. Fichier Connexion :
Il est utilisé lorsque l’ordinateur de maintenance est connecté à l’IED pour envoyer ou
extraire les données.
B. Programmation Schéma Logique (PSL) et Paramètres de Réglages des
différentes tranches
Micom studio S1 supporte tout de types de programmations des automatismes :
programmation du schéma logique (PSL) et IsaGRAF (Grafcet).
En général nous utilisons le PSL pour les raisons suivantes :
 La rapidité (techniquement)
 Simple à modifier sans refaire tout le programme
 Moins de règles de programmation
1. PSL de la tranche 60 kV.
a. Réalisation PSL des départs HTB : P442 N°1
 Automatisme de manque de tension(AMU)
En cas de manque de tension, il est préférable de déclencher le disjoncteur pour éviter tout
mauvais synchronisme. Cet automatisme permet aussi de donner l’ordre d’enclenchement du
disjoncteur en cas de retour de la tension du côté de la ligne ou du jeu de barres.
L’enclenchement doit vérifier les 3 conditions de synchronisme entre deux parties du réseau.
Cette fonction de synchronisme s’appelle Synchrocheck.
Comment cela se passe réellement : Le disjoncteur sépare deux réseaux. Avant de fermer le
disjoncteur, la protection vérifie à travers cette fonction, l’amplitude, la phase et la fréquence.
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Elle tire toutes ses informations à partir des TT de la ligne et celle de la barre. D’où la
surveillance de ces TT est importante.
Remarque : pour la manipulation de cet automatisme « AMU », l’opérateur utilise une
boîte de dialogue que j’ai établie. Les explications sur le fonctionnement sont proposées dans
le chapitre supervision
Pour le programme de l’AMU : Voir l’annexe J
 Automatisme de reprise de service (ARS)
Il s’agit du déroulement du réenclenchement. Il est à noter que la majeure partie des défauts
sur les lignes sont fugitifs (le défaut disparaît sous l’action des protections sans dégrader les
performances du réseau). Ainsi, un cycle de réenclenchement permet de les étouffer donc de
rendre le réseau plus disponible. Il y en a deux types : le réenclenchement monophasé et le
triphasé. Cela dépend du type de disjoncteur qu’on possède. Le cycle est le suivant :
Figure 57: Procédure de réenclenchement
On a deux cas de figures :
Cas de figure 1 : 1/3/3/3
En cas de défaut monophasé (c’est statistiquement le plus), il y a un déclenchement
automatique de cette phase. Puis quelques instants après le disjoncteur est réenclenché. Si le
défaut disparaît, le disjoncteur reste à sa position fermée. Sinon, il y a un déclenchement
automatique des trois phases en même temps. Et le cycle continue comme explique le schéma
suivant :
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Cas de figure : 3/3/3/3.
Dès qu’il y a un défaut, quel que soit sa nature (monophasé, biphasé ou triphasé), il y a un
déclenchement automatique des trois phases. Et le cycle continue suivant le schéma suivant :
Remarque :
 Au Maroc, l’ONE exige seulement deux stades c’est-à-dire (1/3) ou (3/3). Après ces
deux stades, il y a un déclenchement définitif. Et un expert viendra examiner le défaut
suivant les rapports des IED de protection.
 Pour la manipulation de cet automatisme « ARS », l’opérateur utilise une boîte de
dialogue que j’ai établie. Les explications sur le fonctionnement sont proposées dans
le chapitre supervision
Voici un algorithme de ce cycle :
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Défaut sur ligne
Triphasé
Monophasé
Temporisation
Temporisation
Déc. mono
Déc.
Triphasé
1er Cycle
Temporisation
Temporisation
Enclt
Enclt
Présence
Défaut
Présence
Défaut
Oui
Oui
Non
Non
Fin ARS
Fin ARS
Déc.
triphasé
Déc.
triphasé
Temporisation
Temporisation
Enclt
Enclt
2ème Cycle
Présence
Défaut
Présence
Défaut
Oui
Oui
Non
Non
Fin ARS
Fin ARS
Déc.
triphasé
Déc.
triphasé
Temporisation
Temporisation
Enclt
Enclt
3ème Cycle
Présence
Défaut
Présence
Défaut
Oui
Déc.
Définitive
Oui
Non
Déc.
Définitive
Fin ARS
Non
Fin ARS
Figure 58: Cycle de réenclenchement
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Pour le programme de l’ARS : Voir l’annexe J
 Protection de distance
C’est l’une des protections clés des lignes. On l’appelle aussi protection à minimum
d’impédance car c’est de là qu’elle tire tout son principe. Elle détecte les principaux défauts
de la ligne comme défaut à la terre, défaut entre phases,…
Or tous ses défauts engendrent une variation de la tension(en générale diminution) et du
courant(en générale augmentation) : d’où minimum d’impédance.
L’un de des avantages, c’est la localisation du défaut. En effet, chaque tronçon du réseau est
équipé d’une protection. Chaque tronçon est aussi divisée en zone : Z1 ; Z2 ; Zp ; Z3 ; Z4
Figure 59: Zones de la protection distance
Z1/Z2 : protection ligne
Zp/Z3 : protection post Aval et ligne sortant du poste aval
Z4 : protection amont du JDB et du transformateur.
Chacune de ces zone est caractérisée par une temporisation spécifique avec :
T1<T2<Tp<T3<T4. On parle d’une sélectivité chronométrique.
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En cas de défaut dans les zones Z1 ou Z2 on permet un déclenchement et un réenclenchement.
On permet ce dernier car la plupart des défauts de la ligne sont auto-extinctifs ou fugitifs.
En cas de défaut dans les zones Zp ou Z3 ou Z4 on permet seulement un déclenchement sans
réenclenchement. Cela implique que les protections les plus proches sont défaillantes et le
défaut pourrait être permanent.
Pour le programme de « la protection distance » : Voir l’annexe J
 Détection Fusion Fusible (FF)
En cas de fusion fusible les mini-disjoncteurs appelés « SFEL »sont ouverts. On associe aussi
un automatisme à ces SFEL pour vérifier l’exactitude de l’image de la tension des TT. Par
exemple, une très grande baisse de la tension sans la moindre variation du courant implique
que les TT sont défaillants. Sinon, il y a présence de défaut réel sur la ligne.
b. Réalisation PSL des départs HTB : P442 N°2
Elle est presque semblable à celle de la P442 N°1.
« Vue générale du PSL de la P442 N°2 » dans l’annexe J.
c. Utilisation des PSL
Ces PSL seront chargés à l’IED à travers son port série. On pourrait aussi l’extraire à tout le
moment pour le modifier ou le changer.
2. Paramètres de réglages de la P442 N°1 (tranche 60 kV)
Voir l’annexe L
Remarque: Le départ Sidi El AIDI est identique à celui de Berrechid 2. Par conséquent, on a
utilisé les mêmes protections avec les mêmes logiques.
3. PSL et paramètres de réglages de la tranche Transformateur 60/20 kV
a. Réalisation PSL de la P142
 Protection max I
Les protections contre les maxima de courant sont les équipements de protection les plus
utilisés dans tout réseau électrique industriel ou de distribution. Elles assurent la protection
principale des départs de ligne et des transformateurs lorsqu'aucune protection à sélectivité
Projet de fin d’études
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absolue de section n’est utilisée. Par ailleurs, elles sont couramment utilisées pour assurer
une protection de secours en cas d’utilisation de protection à sélectivité absolue comme les
schémas de téléaction.
Quelques points sont à examiner dans l'application lorsqu'il s'agit d'utiliser des protections à
maximum de courant.
 Courant magnétisant d’enclenchement des transformateurs
 Application du temporisateur de maintien
 Surcharge thermique
L’IED comporte une image thermique basée sur le courant, utilisant le courant de charge pour
modéliser l’échauffement et le refroidissement de l’ouvrage protégé.
La protection possède :
 Des seuils d’alarmes
 Des seuils de déclenchement
Vue générale du PSL de la P142 transformateur dans l’annexe K.
b. Paramètres de réglages de la P120 (tranche transformateur)
Défauts
Type de relais
Réglage
Défaut d’isolement
 Max. I de courant résiduel
 Seuil : 5 à 20% de In
entre enroulements et
 Masse cuve
masse
 Relais différentiel homopolaire
Voir l’annexe O
c.
REG-D : Régulation de la tension
C’est l’ajustement automatique de la tension secondaire du transformateur.
Le régulateur de tension pilote automatique les régleurs en charge pour les passages d’une
prise à une autre. Le régleur en charge peut être incorporé dans le transformateur ou séparé.
Son premier but est de maintenir la tension à la valeur de consigne qui dépend soit de :
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Contrôle Commande Numérique & Protection
 La tension fixe du jeu de barre
 La charge pour compenser les chutes de tension en aval du transformateur
Pour les systèmes dotés de plusieurs transformateurs ou de plusieurs changeurs de prises en
parallèle, le contrôleur doit assurer une bonne synchronisation.
Son schéma de raccordement est le suivant :
Transformateur
Régleur en Charge
21
4
3
Codé en BCD
2
M
1
Figure 60: Schéma de raccordement du régulateur de tension
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Le régulateur possède un algorithme qui différentie les zones de tension :
Zone de blocage U>>
Zone anormale U>
+∆U
Zone morte
U référence
-∆U
Zone anormale U<
Zone de blocage U<<
Figure 61: Zone de fonctionnement du régulateur de tension

Il ne réagit pas dans la zone morte

Il émet des alarmes dans les zones anormales appelées aussi zone de permission :
Axe Temps
Temporisation de
certitude
(60 s)
Envoi
d’Ordre
Envoi
d’Ordre
10 s
Envoi
d’Ordre
10 s
Envoi
d’Ordre
10 s
Figure 62: Zone de permission

Il bloque instantanément le régleur en charge dans « la zone de blocage ».
Réglage : Seuil de la surtension : 1.2 Un et un temps de 3 s
d. Paramètres de réglages de la P142 (tranche transformateur)
Défauts
Type de relais
Réglages
Surcharge, Echauffement
 Max. de I à temps constant
 Seuil : 1.2 In
 Max. de I à temps inverse
 Temps : 20 s
 Image Thermique
 Max. de température
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Défauts entre phases
 Max. de I
 Seuil :
 Relais différentiel
 Temps : 0.2 s
 Relais Buchholz
Voir l’annexe N.
4. PSL et paramètres de réglages de la tranche RAME 20 kV
a. Réalisation PSL de la P143 du départ HTA
 Automatisme de délestage et de rélestage :
La fonction de délestage est utilisée lorsque le déficit de puissance disponible par rapport à la
puissance demandée par les charges provoque une baisse anormale de la tension et de la
fréquence : on ouvre alors certains départs consommateurs selon un scénario préétabli appelé
plan de délestage.
Sur le plan national, le délestage permet de répondre à un double objectif :
 assurer l’équilibre production-consommation,
 maîtriser et contenir les flux sur les ouvrages du réseau public de transport
Le délestage peut se faire soit de manière :
 volontaire
 automatique
Pour le cas volontaire, l’identification du besoin d’un recours au délestage intervient à des
horizons de temps différents :
 en gestion prévisionnelle (J-1)
 en infra-journalier
Pour le cas automatique, l’identification du besoin d’un recours au délestage intervient
toujours de manière automatique grâce au relais de délestage.
Le caractère prioritaire ou non prioritaire est établi selon l’ONE et le contexte réglementaire
des autorités. Les clients sont classés selon quatre échelons :
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Echelon 1
Echelon 2
Echelon 3
Echelon 4
Clients Non
Clients moins
Usagers Importants
Clients Prioritaires
prioritaires
prioritaires
49 Hz
48,5 Hz
48 Hz
47.5 Hz
Figure 63: Echelons de délestage
On parle de télédelestage quand l’ordre vient du centre de dispatching national
Le rélestage se fait de manière graduelle en collaboration avec le centre de dispatching
national.
5. Paramètres de réglages de la Rame 20 kV
a. Paramètres de réglages de la P143 (départ 20 kV)
Voir l’annexe M
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre IX. :Supervision et la téléconduite
 Introduction
 Présentation PACiS
 Configuration su système PACiS
 Editeur du système de configuration (SCE)
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
A. Introduction :
Après avoir programmé les fonctions de protection à l’aide du logiciel Micom S1 puis les
charger dans les IED (Protections), on doit faire :
 La coordination entre les différentes protections
 La mise en réseau des différentes protections
 La sous centralisation des informations de chaque tranche au sein d’un calculateur
 La supervision graphique et évènementielle sur l’ordinateur de la salle de contrôle
commande
 La commande à distance des équipements du poste
 La programmation des différentes alarmes et klaxon
Le système qui assure la liaison et le management entre la partie électrique, la configuration
et la partie graphique est appelé PACiS.
La supervision du poste est élaborée chez ALSTOM par le système PACiS.
B. Présentation de PACiS
C’est un progiciel développé par ALSTOM qui gère des postes de transformation. C’est une
solution de la dernière génération.
Son package comprend :
 Pacis Operator Interface(OI)
OI client : vue générale du schéma unifilaire et des données ; et contrôle du poste
IO Server : fourni les données, l’archivage, l’impression et le journal
Projet de fin d’études
118
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Pacis System Management Tool (SMT)
Chargement et Switch des DB dans les IEDs
Gestion du mode d’opération des IEDs
 Micom S1 Computer
Editeur de programmation du circuit logique
IsaGRAF
Gestion de l’IED
Synchronisation GPS
 Micom Ethernet Switches
Gestion des switches et l’architecture de l’Ethernet
 Pacis Gateway (GTW)
Remonter les DB au SCADA
Et Faire descendre les contrôles vers le SBUS
 Pacis agency SBUS
CEI 61850
GOOSE
 Pacis System Configuration Editor (SCE)
But:
Génération de DB
Editeur de configuration
Hiérarchies Basics :
Le mapping
Interface graphique pour l’opérateur
Et les Real time Datapoint
Parties DB :
Object DB
Et Template DB
 Pacis Equipement Simulator (ES)
Simulation de l’équipement
Pacis : Exemple d’application
Projet de fin d’études
119
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 64: Schéma réseau électrique
.
C. Configuration du système PACiS
D. L’éditeur du système de configuration (SCE)
1. Présentation de l’interface de SCE
Figure 65: Zones de SCE
Figure 66: Zones les plus importantes
Projet de fin d’études
120
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 67: Templates
Figure 68: Zones graphiques SCE
Suivant les règles de l’art, j’ai adopté la méthodologie suivante :
 Développer tout dans des Templates
 Suivre les différentes normes et les bonnes pratiques
 Faire au-delà de mon cahier de charge
Cette méthodologie permet :
 L’importation simple de chaque partie de mon projet dans d’autres projets 60/20
kV.
 La réduction des petites réclamations des clients
 L’analyse simple, rapide et concluante des défauts pour les exploitants du poste de
transformation.
En effet, cela se passe par la création de Template pour chaque tranche notamment les
deux départs HTB, la tranche « transformateur », la tranche complémentaire et la tranche
d’un départ HTA. Je l’ai fait tant au niveau du site, du système qu’à la partie graphique.
Projet de fin d’études
121
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
2. Partie électrique :
Cette partie permet de configurer le schéma électrique unifilaire. Elle se subdivise en deux
zones principales. Dans la zone 1, on crée les objets et ses différentes caractéristiques. La
zone 2 est consacrée à l’édition des attributs des objets créés. Au cours de ce paragraphe, je
présenterai les deux zones parallèlement pour plus de clarté. Mon projet comporte une seule
sous-station que j’ai divisée en quatre niveaux de tension : 60 kV, 20 kV, 60/20 kV et BT.
Figure 69: Niveau de tension Poste
a. Niveau de tension 60 kV :
Ce niveau comporte les objets départs HTB. Dans chacun de ses objets, on a les sous-objets
suivants :
Les organes classiques : disjoncteur, sectionneur générale, sectionneur d’aiguillage
 Les fonctions de protection : Protection distance, protection homopolaire
 Les fonctions d’automatisme : Synchrocheck, AMU, ARS
 La fonction mesure
 Et les alarmes.
Exemple d’organe classique : le disjoncteur 60 kV.
Dans ces deux zones j’indique :
Zone 1
Zone 2
 L’état de la position du disjoncteur
 Type de Disjoncteur : 3 phases
 Son état en local ou distant
 Nomination des 4 états du disjoncteur
Projet de fin d’études
122
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Possibilité d’archivage et de
 L’émetteur d’ordre de commande
consignation
 Alarmes (audible ou non) pour
chaque état du disjoncteur.
Tableau 15: Configuration Disjoncteur
Figure 70: Configuration Disjoncteur
Exemple de fonction de protection : Protection distance
J’ai mis :
Zone 1
Zone 2
 Possibilité d’archivage et de
 Tous les types de défauts qu’elle
consignation
peut voir : phase A, phase B, zone
 Alarmes non audible.
1, zone 2, etc.
 La localisation du défaut
Tableau 16: Configuration Protection distance
Figure 71: Configuration Protection distance
Figure 72: Configuration Protection distance
Projet de fin d’études
123
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 3.
Exemple de fonctions d’automatisme : AMU
Sa configuration est la suivante :
Zone 1
Zone 2
 Commandes de mise en service
 Nomination des états des commandes
 Commandes Renvoi barre sur
et des retours de commande : par
exemple SetEn Service et
ligne, ligne sur barre et Rébouclage
 Commande de suppression veille
ResetHors Service pour les
commandes et SetDébut et
manque de tension
 L’état de retour de ces commandes
ResetFin pour les retours
 Possibilité d’archivage et de
précitées
consignation
 Alarmes non audible
Tableau 17: Configuration AMU
Figure 73: Configuration AMU
Exemple de fonction mesure :
Pour ces deux départs HTB, la mesure est calculée par une carte TMU se trouvant sur le
calculateur. Cette fonction comporte :
Zone 1
Zone 2
 Objets mesures pour les trois
Pour chaque mesure j’ai mis :
courants
 Type de mesure : Analogique
 Objets mesures pour les six
Projet de fin d’études
124
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Zone morte : 50%
tensions
 Valeur Min et valeur Max
 Objets mesures pour les deux
 Valeur moyenne : non
puissances
 Alarmes non audible.
 Objets mesures pour la fréquence
et le facteur de puissance
Tableau 18: Configuration Mesures
Figure 74: Configuration Mesures
Figure 5.
Les alarmes :
Pour faciliter la surveillance du poste, les alarmes sonores et graphiques signalent les dangers
et certaines actions. Les plus critiques sont :
Zone 1
Zone 2
 Discordance TPL
 Alarmes audible.
 Fermeture /Ouverture TPL
 Archivage et consignation sur le PC
 Défaut disjoncteur
du poste.
 Fusible ouvert
 Fusion fusible
 Baisse de pression SF6 1er Seuil
 Baisse de pression SF6 2è Seuil

Tableau 19: Configuration Alarmes
Projet de fin d’études
125
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 75: Configuration Alarmes
Enfin, le dernier objet des départs HTB comme toutes les autres tranches permet de mettre la
tranche en Local ou distant. Cet état est visible graphiquement sur le poste opérateur.
b. Niveau de tension 60/20 kV : tranche transformateur
Cette tranche, spéciale et centrale du poste, comporte uniquement l’objet transformateur. Ces
sous-objets sont composés des fonctions :
 Organes classiques : disjoncteur, sectionneur d’aiguillage et sectionneur de neutre.
 De protection : masse cuve (P120), défauts internes et externes du transformateur
(P142 et C264 C).
 Entrée/Sorties du calculateur.
 De régulation de tension : régulateur et régleur
 Des mesures.
Remarque : Les organes classiques sont configurés comme ceux des départs HTB.
Protection défauts internes et externes du transformateur :
Elle est assurée par la P142. Ici, on ne signale que les différentes actions effectuées par le
relais : ce sont des retours de commande. Les principaux sont :
Zone 1
Zone 2
 Déclenchement Max I seuil 1
 Alarmes non audible.
 Déclenchement Max I seuil 2
 Archivage et consignation sur le PC
 Déclenchement Max In seuil 1
du poste.
 Déclenchement Max Its seuil 1
 Déclenchement défaut de terre
Projet de fin d’études
126
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Tableau 20: Configuration P142 transformateur
Figure 76: Configuration P142 transformateur
Figure 7.
Protection masse cuve :
Elle intervient car notre transformateur est de type immergé. Elle signale des alarmes et
déclenche le disjoncteur en cas de problème. Les principaux sont :
Zone 1
Zone 2
 Défaut masse câble
 Alarmes non audible.
 Déclenchement du disjoncteur
 Archivage et consignation sur le PC
du poste.
Figure 77: Configuration P120 transformateur
Figure 78: Configuration P120 transformateur
Figure 8.
Entrée/Sorties du calculateur.
On informe le système que les entrées et sorties du calculateur sont tous câblés. Alors on
élabore des conditions de mise en état actif des sorties par des automatismes dont le principal
est :
Projet de fin d’études
127
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Zone 1
Zone 2
Déclencher le disjoncteur 60 kV en cas de : Nomination des états des commandes et des
 Défaut buchholz du
retours de commande
transformateur 60/20 kV (TR)
 Défaut buchholz du transformateur
auxiliaire
 Défaut aéroréfrigérant de TR
 Baisse de pression SF6 2è seuil
Déclencher le disjoncteur 20 kV de
l’arrivée pour les mêmes défauts précités.
Tableau 21: Configuration E/S calculateur transformateur
Figure 79: Configuration E/S calculateur transformateur
Figure 9.
Régulation de tension : régulateur et régleur
Régulateur :
Le régulateur stabilise la tension secondaire du transformateur. Son fonctionnement nécessite
les sous objets suivants :
Zone 1
Zone 2
 Valeurs caractéristiques et la mise en
 Tension de référence et tension
échelle des objets mesures.
mesurée
 Nomination des états des commandes
 Mode automatique/Manuelle
 Signalisation de la tension
et des retours de commande
anormale supérieure et de la
tension anormale inférieure
 Commandes et retours de
commande des ordres
Projet de fin d’études
128
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
d’augmentation ou de diminution
des prises des régleurs.
Tableau 22: Configuration Régulateur transformateur
Figure 80: Configuration Régulateur transformateur
Et l’automatisme suivant
Bloquer les ordres des commandes « diminuer et augmenter prise de régleur » au cas la
tranche transformateur est en mode local
Régleur :
Il est intégré à l’ossature même du transformateur. On lui soutire l’information suivante :
Zone 1
Zone 2
 Système de codage de la prise : BCD
 Position du régleur
 Valeurs caractéristiques : valeur Max
et Min
Tableau 23: Configuration Régleur transformateur
Figure 81: Configuration Régleur transformateur
Projet de fin d’études
129
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
La configuration de la fonction mesure et de la position (local/distant) du poste est pareille à
la tranche départ HTB.
c. Niveau de tension 20 kV :
Ce niveau comprend deux types d’objets : tranche arrivée 20kV et tranche départ 20 kV.
Conformément au schéma électrique, il y a deux objets « tranche arrivée » et huit (08) objets
« tranche départ ».
 Objet « tranche départ » :
Cette tranche dessert directement le client final qui est l’usine U.I.S. Ces sous-objets sont
composés des fonctions :
 Organes classiques : disjoncteur et sectionneur de terre.
 Protection Max I et défaut terre résistante regroupé dans le relais P143.
 Automatisme de Délestage et Rélestage
 Réenclenchement
 Régime spécial d’exploitation
 Transformateur 20 kV/BT
 Mesure.
Fonction Organes classiques : disjoncteur
C’est la même configuration que les autres tranches sauf qu’avec les départs HTA, le
disjoncteur est débrochable. Donc, on informe l’état « débroché » en plus des états positions.
Fonction de Protection : relais numérique P143
Pour surveiller le départ, on a besoin des sous objets suivants :
Zone 1
Zone 2
 Ici, la nomination est très importante
 Déclenchement Max I pour chaque
pour identifier parmi les nombrables
phase
 Déclenchement pour le défaut
départs.
 Alarmes non audibles
homopolaire
 Déclenchement pour le défaut de
terre résistante
Projet de fin d’études
130
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Déclenchement général
Tableau 24: Configuration P143 Départ 20 kV
Figure 82: Configuration P143 Départ 20 kV
Fonction d’Automatisme de Délestage et Rélestage :
C’est l’opération la plus sensible au niveau des départs. Elle peut être manuelle ou
automatique. Mais elle de plus en plus automatique comme dans ce cas. Alors l’agent du
service de quart ne décide pas le départ à délester ou rélester. Tout cela est décidé par le relais
dédié à cet automatisme. Mais le client doit être informé sur un certain nombre de choses qui
sont :
Zone 1
Zone 2
 L’identité du départ délesté ou rélesté
 Délestage en service ou Hors
 La cause du délestage ou du réléstage
service.
 Informer automatiquement le
 Télédelestage en service ou Hors
dispatching national
service.
 Connaître l’état du poste en zone
 Délestage par minimum de
exportatrice ou importatrice
fréquence
Tableau 25: Configuration Délestage/Rélestage P143 Départ 20 kV
Figure 83: Configuration Délestage/Rélestage P143 Départ 20 kV
Fonction de Réenclenchement
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131
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
La majorité des défauts sur les lignes aériennes est fugitifs. Alors un simple déclenchement et
réenclenchement suffit pour éliminer le défaut. Cette fonction est assurée par le
réenclencheur. Elle est automatique mais elle a des commandes laissées aux désirs du client
(service de quart). L’attention du client doit être attirée sur certains éléments.
Zone 1
Zone 2
 L’indication du début et la fin des
 Commande cycle rapide
er
 Commande 1 cycle lent
commandes.
 Indication graphique
 Commande 2è cycle lent
 Commande ARS en service ou hors
service
 Retour de commande ARS en
service ou Hors service
 Retour de commande ARS cycle en
cours
 Retour de commande ARS
fermeture
Tableau 26: Configuration réenclencheur Départ 20 kV
Figure 84: Configuration réenclencheur Départ 20 kV
Fonction de Régime spécial d’exploitation :
Elle est cruciale pour les travaux sous tensions car la sécurité des travailleurs en dépend. Elle
renseigne le poste sur les régimes suivants :
Zone 1
Zone 2
 Indication graphique
 Régime normal
Projet de fin d’études
132
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Régime A
 Régime B
Tableau 27: Configuration RSE Départ 20 kV
Transformateur 20 kV/BT :
Les signalisations suivantes seront faites :
Zone 1
Zone 2
 Alarme audible pour les défauts du
 Déclenchement buchholz
 Déclenchement température
transformateur.
Tableau 28: Configuration Transformateur 20 kV /BT
Tableau 29: Configuration Transformateur 20 kV /BT
Remarque : Les fonctions de mesure ou de tranche en Local/Distant sont les mêmes que les
autres tranches.
 Objet « tranche arrivée » :
Cette tranche est la même que la tranche départ sauf qu’elle n’a pas les fonctions suivantes :
 Automatisme de Délestage/Rélestage
 Réenclenchement
 Régime spécial d’exploitation
 En plus la protection est plutôt faite par le relais P142 au lieu du relais P143.
d. Niveau de tension BT :
Dans ce niveau, il n’y a qu’un seul objet : la tranche complémentaire. Elle est aussi appelée
tranche commune. Comme son nom l’indique, elle regroupe des informations venant de toutes
les tranches et des alimentations (Redresseurs). On peut citer :
Projet de fin d’études
133
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Zone 1
Zone 2
 Nomenclature correcte
Tranche départ HTB :
 Alarmes audibles puisque ce sont des
 Défaut des équipements (IED) de
défauts cruciaux.
cette tranche
 Manque de tension 127 Vcc
 Indiquer la fermeture ou l’ouverture
Tranche transformateur 60/20 kV :
des disjoncteurs pour les redresseurs
 Défaut des équipements (IED) de
127 Vcc et 48 Vcc.
cette tranche
 Manque de tension 127 Vcc
Tranche arrivée 20 kV :
 Défaut des équipements (IED) de
cette tranche
 Manque de tension 127 Vcc
Le Redresseur :
 Disjoncteur 127 Vcc
 Disjoncteur 48 Vcc
 Défaut du redresseur 127 Vcc
 Défaut du redresseur 48 Vcc
Tableau 30: Configuration Tranche complémentaire
Figure 85: Configuration Tranche complémentaire
Figure 16.
3. Partie équipements (IED) :
Aussi appelée système, cette partie traite la configuration des IED de l’architecture de ce
système. Elle se subdivise aussi en deux zones principales. Cette fois-ci, la zone 1 se
Projet de fin d’études
134
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
configure suivant le niveau hiérarchique de l’équipement dans le réseau. La zone 2 définit les
attributs des objets et des sous objets. Je vais présenter ce paragraphe suivant les tranches
(départ HTB, transformateur, arrivée HTA, départ HTA et complémentaire), le serveur et le
client du poste opérateur.
Figure 86: SCE Système
a. Tranche Départ HTB :
Cette tranche est classée au niveau 1.
La tranche est donc composée de :
 Un calculateur C264
 Deux relais numériques (P442)
Calculateur C264 :
Dans le niveau 1, il occupe le haut de la hiérarchie. Il assure la liaison avec le niveau 2 suivant
le protocole CEI 61 850. Il est lié aux deux protections dans le réseau terrain par le protocole
T103.
Il est composé des sous objets suivants :
Projet de fin d’études
135
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Zone 1
Zone 2
 Hardware ;
 Nom du calculateur
 Info system ;
 Modèle du calculateur : 80TE
 Gooses ;
 Indication du poste dans lequel il se
 Réseaux de terrain ;
trouve
 Map.IEC C26x
 Indication du départ qu’il pilote
 PLC
 Format de la date
 Source de synchronisation : aucune
 Nom réseau
 Adresse TCP/IP
Tableau 31: Configuration Calculateur Tranche Départ 60 kV
Figure 87: Configuration Calculateur Tranche Départ 60 kV
Hardware :
Le calculateur est un IED modulaire. Par conséquent, il est géré par des cartes modulaires qui
sont :
Zone 1
Zone 2
 BIU 241 : gère les ports RS232 et
BIU 241 :
RS485 qui le lient aux IED
 Nom de la carte
protections
 Traitement des états de la carte
 Mode de transmission : asynchrone
 Vitesse : 19200 bit/s
 Parité : pas de parité
 Nombre de bit/carrier : 8 bits
 CTS câblé : Non
Projet de fin d’études
136
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 CD câblé : Non
 Gestion du Tx Carrier : logiciel
Tableau 32: Configuration cartes BIU Tranche Départ 60 kV
Zone 1
Zone 2
 CPU 260 : c’est la carte de calcul
CPU 260 :
du processeur qui gère aussi des
 Nom de la carte
ports.
 Traitement des états de la carte
 Mode de transmission : asynchrone
 Vitesse : 19200 bit/s
 Parité : pas de parité
 Nombre de bit/carrier : 8 bits
 CTS câblé : Non
 CD câblé : Non
Gestion du Tx Carrier : logiciel
Tableau 33: Configuration cartes CPU Tranche Départ 60 kV
Zone 1
Zone 2
 Nom de la carte
 DIU 200-210 : carte qui gère toutes
 Numéro de carte physique
les entées physiques
 Affectation des entées
 DOU 200 : carte qui gère toutes les
 Affectations des sorties.
sorties physiques.
Tableau 34: Configuration cartes DIU et DOU Tranche Départ 60 kV
Zone 1
Zone 2
 Nom de la carte
 GHU 200 : carte qui gère l’écran
 Traitement des états de la carte
LCD et les leds du calculateur
 Type d’IHM : complète
 Indication de la partie graphique qu’il
pilote.
Tableau 35: Configuration cartes GHU Tranche Départ 60 kV
Zone 1
Zone 2
 Nom de la carte
 Carte TMU 220 : elle gère
l’acquisition des mesures pour le
 Traitement des états de la carte
calculateur à partir des TC et TT.
 Configuration du réseau : étoile
Projet de fin d’études
137
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Phase de référence : phase A
 Côté de Phase de référence : côté
ligne
 Mode de flux de puissance : Export
Power
 Courant nominal : 1A
 Tension nominale : 100 V
 Nombre de période de calcul
d’harmoniques : 5
 Nombre de période de calcul
d’énergies : 5
Tableau 36: Configuration cartes TMU Tranche Départ 60 kV
Info system :
Comme son nom l’indique, il fournit à l’opérateur des informations nécessaires sur le
calculateur. On peut citer :
Zone 1
Zone 2
 Donner des noms lisibles à ces sous
 Lien équipement : permet de
connaître l’état du lien entre le
objets pour faciliter l’analyse après
calculateur et les autres IED.
un quelconque défaut.
 Mode d’exploitation : en marche,
en maintenance, hors service, etc.
 Watch dog : pour faire
l’autocontrôle
 Synchronisation
 Discordance setting : signaler les
discordances entre les actions du
calculateur et celles assignées.
Tableau 37: Configuration Info system Tranche Départ 60 kV
Réseaux de terrain :
Ce réseau regroupe les IED les plus proches des équipements du niveau 0 (disjoncteur,
transformateur, sectionneur, etc). ALSTOM Grid possède plusieurs types de réseaux de
Projet de fin d’études
138
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
terrain. Les IED de protection ne supportent pas les mêmes réseaux. Ici, je présente les
différents réseaux de terrain :
Zone 1
Zone 2
Réseau de terrain IEC 60870-5-103
Réseau de terrain IEC 60870-5-103
 T103 IED : configuration
 Protocole : VDEW
 Info system de l’IED protection
 Nom de l’IED
comme pour le calculateur.
Mapping IED protection : on fait
l’adressage des différentes fonctions
(informations) que l’IED de protection
doit remonter au calculateur ou au poste
opérateur. Cet adressage varie selon la
nature de l’information :
 Commande
Adressage IED T103 : commande
 Nom de la fonction
 Numéro ASDU
 Type de fonction
 Numéro d’information
 Type d’ordre
 Type de contact
 Adresse commune d’ASDU
 Retour de commande
Adressage IED T103 : retour de commande
 Nom de la fonction
 Numéro ASDU
 Type de fonction
 Numéro d’information
 Adresse commune d’ASDU
Adressage IED T103 : mesures
 Nom de la fonction
 Mesure
 Numéro ASDU
 Type de fonction
 Numéro d’information
 Index dans l’ASDU
Projet de fin d’études
139
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Unité de la mesure
 Adresse commune d’ASDU
Valeurs caractéristiques de l’acquisition :
 Fréquence nominale : 50 Hz
Type d’acquisition du T103
Tableau 38: Configuration réseau terrain Tranche Départ 60 kV
Figure 88: Configuration Réseau terrain Tranche Départ 60 kV
Remarque : Dans ce départ HTB, les réseaux de terrain Modbus ou DNP3 ne sont pas utilisés
puisque les IED de protection que j’ai choisis ne les utilisent pas. Le choix du réseau de
terrain est parfois imposé par l’IED de protection choisi.
Map IEC C26x :
Cette partie traite la configuration des informations à remonter au poste opérateur via le
réseau « Station Bus » utilisant le protocole universel IEC 61850. Avec le calculateur, cette
partie est presque prédéfinie par un adressage automatique. Par contre, nous allons voir plus
avec d’autres IED comme la P142 ou la P143 de la tranche départ et arrivée HTA, qu’elle
demande un autre logiciel (IED configurator) et d’autres éléments.
b. Tranche Transformateur 60/20 kV :
Cette tranche est aussi classée au niveau 1.
La tranche est composée de :
 Un calculateur C264
Projet de fin d’études
140
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 D’un relais numérique (P142)
 D’un relais numérique (P120)
 Et d’un régulateur de tension : Reg Sys
Calculateur C264 :
Comme la tranche départ HTB, ce calculateur a les sous objets suivants :
Zone 1
Zone 2
 Hardware ;
 Nom du calculateur
 Info system ;
 Modèle du calculateur : 80TE
 Gooses ;
 Indication du poste dans lequel il se
 Réseaux de terrain ;
trouve
 Map.IEC C26x
 Indication du départ qu’il pilote
 PLC
 Format de la date
 Source de synchronisation : aucune
 Nom réseau
 Adresse TCP/IP
Tableau 39: Configuration Calculateur Tranche Transformateur
Les parties hardware, Map. IEC C26x ont presque les mêmes caractéristiques que l’objet
tranche départ HTB.
Réseau de terrain :
Contrairement à la tranche départ HTB, les IED protections de cette tranche n’ont pas les
mêmes réseaux de terrain. Nous avons :
 La P142 : réseau de terrain IEC 60870 -5-103
 La P120 : réseau de terrain Modbus Modicon
 Le régulateur de tension : réseau de terrain IEC 60870 -5-103
c. Rame HTA : tranche Départ HTA et tranche Arrivée HTA:
Il y en a huit (08) départs HTA en tout et deux (02) arrivées HTA. Chaque tranche est classée
au niveau 1.
Projet de fin d’études
141
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chaque départ est composée de :
 D’un relais numérique (P143)
Et chaque arrivée est composée de :
 D’un relais numérique (P142)
Ce relais (P142 ou P143) comprend les sous objets suivants :
Zone1
Zone 2
 Indication du poste dans lequel il se
 Info system
 Map IED IEC
trouve
 Indication du départ qu’il pilote
 Nom du départ HTA
 Nom du fichier modèle
 Version SCL
 Nom réseau
 Adressage TCP/IP
Tableau 40: Configuration P143 Tranche Transformateur
Info system :
Les informations à donner sont :
Zone1
Zone 2
 Nomenclature correcte pour faciliter
 Lien équipement : connaître l’état
l’analyse des défauts.
des liaisons de l’IED avec le poste
opérateur (OI).
 Perturbographie prête
Tableau 41: Configuration Info system Tranche Transformateur
Map IED IEC :
Contrairement au Map IEC C26x, pour le Map IED IEC, tous les paramètres ne sont pas
prédéfinis. On utilise le logiciel « IED 61 850 configurator » pour faire l’adressage des
fonctions qui vont remonter au poste opérateur (OI).
Voir un aperçu de ce logiciel dans le chapitre « programmation des fonctions de protection »
Projet de fin d’études
142
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Après avoir fini l’adressage sur ce logiciel, nous importons le fichier des résultats au niveau
de notre configurateur SCE. Les résultats se présentent souvent les sous objets suivants :
Zone1
Zone 2
 Commande disjoncteur
 nom IEC
 Mesures
 classe commune IEC
 système
 identité IEC
 transmission sur goose : automatique
ou manuelle
Tableau 42: Mapping Tranche Transformateur
Figure 89: aperçu du logiciel IED Configurator
d. Tranche complémentaire :
Cette tranche est l’horloge maître. Elle impose son heure aux autres tranches.
Cette tranche est aussi classée au niveau 1.
La tranche est composée de :
 Un calculateur C264
 Et d’un GPS avec son antenne.
Calculateur C264 :
Comme la tranche départ HTB à quelques exceptions, ce calculateur a les sous objets
suivants :
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Zone 1
Zone 2
 Hardware ;
 Nom du calculateur
 Info system ;
 Modèle du calculateur : 80TE
 Gooses ;
 Indication du poste dans lequel il se
 Réseaux de terrain ;
trouve
 Map.IEC C26x
 Indication du départ qu’il pilote
 PLC
 Format de la date
 Source de synchronisation : IRIGB
 Nom réseau
 Adresse TCP/IP
Tableau 43: Configuration Calculateur Tranche Complémentaire
Remarque : les parties hardware, Map. IEC C26x ont presque les mêmes caractéristiques que
l’objet tranche départ HTB.
En plus il ne possède pas de réseau terrain puisqu’il n’y a pas d’IED de protection.
Pour le GPS, sa configuration se limite à l’installation et au paramétrage de son logiciel sur le
poste opérateur. Ses quelques paramètres sont : le fuseau horaire, le format de la date
(horloge).
e. Le serveur du poste opérateur (serveur OI):
Le serveur OI est situé au niveau 2. Il relié aux IED du niveau 1 par le switch. Il est
physiquement représenté par un PC industriel qui peut rester allumé durant toute sa durée de
vie.
Il contrôle les sous objets suivants :
Zone 1
Zone 2
 Indication du poste dans lequel il se
 Imprimante des évènements
 Le klaxon
trouve.
 Indication de son poste opérateur
client
 Nom du serveur
 Période de calcul moyenne par défaut
Projet de fin d’études
144
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Nom réseau
 Adressage TCP/IP
 Unité d’intervalle de sauvegarde
 Intervalle de sauvegarde
 Période d’historique des évènements
 Période d’historique des valeurs
Tableau 44: Configuration Serveur OI
Il contient aussi le sous objet info system comme les autres IED qu’on a déjà vus.
Imprimante des évènements :
Cet équipement imprime automatiquement tous les évènements consignés. Ceci est une
garantie de la traçabilité surtout qu’il est question de dégager la responsabilité des uns et des
autres.
Il facilite beaucoup l’analyse des défauts en fournissant :
 La date exacte du défaut (début et fin),
 Le nom correct du défaut,
 Le nom correct de la tranche en défaut,
 Le nom correct de l’élément en défaut.
Il a les attributs suivants :
Zone 1
 Imprimante des évènements
Zone 2
Information générale :
 Nom de l’imprimante
 Type d’imprimante : liste des
évènements
 Gestion de la file : délai de latence,
…
Format d’impression :
 Format de date
 Format de l’en-tête de page
 Format du corps de page
 Format du pied de page
Tableau 45: Configuration Imprimante évènements
Projet de fin d’études
145
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Klaxon :
Le klaxon avertit audiblement pour des évènements importants. Cela augmente l’efficacité de
la surveillance. Ses paramètres de réglages sont :
Zone 1
Zone 2
 Nom du klaxon
klaxon
 Mode de sonorité
 Délai de sonorité
 Mode d’acquisition de sonorité
 Délai d’acquisition de sonorité
Tableau 46: Configuration Klaxon du poste
Il est aussi commandable à partir du réseau SCADA.
f. Le client du poste opérateur (Client OI) :
C’est la partie qui gère l’écran du poste opérateur. C’est comme la carte graphique GHU de
l’écran LCD du calculateur. Il a peu de paramètres :
Zone 1
Zone 2
 Indication de son serveur OI
Client OI
 Nom du client OI
 Nom réseau : qui doit être le même
que le serveur.
 Adressage Client OI
Tableau 47: Configuration Client OI
g. La passerelle : Système SCADA
Un poste électrique peut être contrôlé et commandé depuis un grand nombre d'endroits à
l'intérieur du poste via les interfaces opérateur PACiS (Substation Control Point) et/ou
les écrans de tranche du calculateur MiCOM C264 PACiS (Bay Control Point) et à
l'extérieur du poste. Généralement, le contrôle-commande distant du poste (Remote
Control Point) est réalisé via des réseaux spécifiques appelés réseaux de terrain
Projet de fin d’études
146
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition).
La passerelle de téléconduite est l’équipement qui fait la liaison entre le centre de dispatching
national (DN) et les IED du poste de transformation. Donc, elle gère :
 Les données reçues du DN
 Et les informations envoyées à partir du poste pour le DN.
Ces paramètres de configurations sont :
Zone 1
Zone 2
 Hardware
 Nom de la passerelle
 Infos system
 Son adresse TCP/IP
 Réseau SCADA
 Son nom réseau
 Indication des liaisons avec les autres
IED : Client/ Serveur
Tableau 48: Configuration Gateway
Figure 90: Configuration Gateway
Hardware :
Ce sous objet gère les différents ports de connexion de la passerelle. Chaque port est
caractérisé par :
Zone 1
Zone 2
 Numéro de fiche de communication
 Port passerelle
du port
 Protocole utilisé
 Vitesse du canal
Tableau 49: Configuration Port Gateway
Infos System :
Projet de fin d’études
147
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Ce sous objet informe sur les états de l’IED : mode exploitation ou maintenance, la
synchronisation, etc…
Réseau SCADA :
Les différents protocoles du réseau SCADA sont :
 DNP 3 (liaison série)
 T101 (liaison série)
 T104 (liaison TCP/IP)
 Modbus (liaison TCP/IP)
Avant de passer au DN ou au dispatching régional, la passerelle est d’abord réliée à une
armoire de télécommunication. C’est là que s’arrête la responsabilité de l’ingénieur du
système contrôle commande.
Pour chaque protocole, les réglages suivants sont effectués :
Zone 1
 Protocole (T101)
Zone 2
Informations générales :
 Nom du protocole
 Référence horaire
Informations de configuration :
 Longueur de l'adresse de la liaison
(en octets)
 Adresse de la liaison
 Longueur de l'adresse commune de
l'ASDU (en octets)
 Adresse commune de l'ASDU
 Structure d'adresse (combinaison
d'octets)
 Longueur maximale de la trame
 Cause de la longueur de transmission
 Base horaire
 Type de liaison
 Support fichier SOE (évènement)
Projet de fin d’études
148
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Tableau 50:: Configuration Protocole T101 SCADA
4. Partie graphique (supervision) :
La partie supervision du poste est extrêmement importante. Elle permet la surveillance
graphique qui est plus claire et plus pragmatique. C’est même l’objectif principal de PACiS.
Elle se subdivise en des objets suivants :
 Espace de travail OI
 Espace de travail Calculateur
a. Espace de travail OI :
Cet espace est configuré suivant les sous objets fenêtre qui sont:
Zone 1
Zone2
 Elle est liée au Client OI
 Titre : cette fenêtre est prédéfinie.
Donc, elle ne sera pas beaucoup
 Nom de l’espace de travail OI
modifiée.
 Résolution d’affichage
 Commande : prédéfinie
 Principale : là où se passe toute la
configuration
 Navigation
 Alarmes et évènements : prédéfinie
Tableau 51: Configuration Espace Travail OI
Figure 91: Configuration Espace Travail OI
Fenêtre titre :
Projet de fin d’études
149
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Elle contient les éléments suivants :
 Le logo d’ALSTOM
 Le logo du client
 La date et l’heure.
Fenêtre principale :
Dans cette fenêtre on trouve les différents sous objets « vue » suivants :
Zone 1
Zone 2
 Vue départ HTB
 Nom correct de la vue
 Vue transformateur
 Définition de la hauteur et de la
largeur de l’espace
 Vue arrivée HTA
 Propriétés : bordure, dimensionnable,
 Vue départ HTA
….
 Vue unifilaire
 Vue système
 Et vue aide
Tableau 52: Fenêtre principale
Figure 92: Fenêtre principale
Figure 4.
 Vue départ HTB :
Elle se décompose en quatre éléments suivants :
 ARS
 AMU
 Départ
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Mesure
AMU :
Le client verra le schéma suivant sur son poste opérateur :
Figure 93: Graphe AMU
Les colonnes à gauche sont à l’état inconnu car l’AMU n’est pas activé. Sinon, il y a les
différents états possibles :
 En service
 Hors service
 Inconnu
Par exemple :
Figure 94: Graphe AMU en service
Avantage :
 L’opérateur est informé en temps réel sur cet automatisme
Projet de fin d’études
151
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 L’opérateur peut l’activer ou le désactiver comme il veut.
 Ce graphe facilite aussi l’analyse d’un problème dû au manque de tension
ARS :
Le client verra le schéma suivant sur son poste opérateur :
Figure 95: Graphe ARS
De même les colonnes à gauche sont à l’état inconnu car l’ARS n’est pas activé. Sinon, il y a
les différents états possibles :
 En service
 Hors service
 Inconnu
Par exemple :
Figure 96: Graphe ARS en service
Avantage :
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 L’opérateur est informé en temps réel sur cet automatisme
 L’opérateur peut l’activer ou le désactiver comme il veut.
Départ :
Le client verra le schéma suivant sur son poste opérateur :
Figure 97: Graphe départ 60 kV
Avantage :
 A tout instant donné, le client connaît (visuellement) la position de tous les organes du
poste
 Cela évite les fausses manœuvres car il y a blocage et un message alerte
 Intervention plus rapide et plus pointue
 Commande à distance et information sur la téléconduite
Mesure:
Le client verra le schéma suivant sur son poste opérateur :
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 98: Graphe Mesures
Les colonnes à gauche sont à l’état inconnu car il n’y a pas de mesure. Sinon, on voit :
 En temps réel, les mesures de chaque phase
 En temps réel, le résultat du calcul des puissances
 En temps réel, le plus important : la fréquence du réseau.
 Vue transformateur :
Elle se présente comme suit :
Figure 99: Graphe Transformateur
Figure 9.
Projet de fin d’études
154
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Vue Arrivée HTA :
Elle se présente comme suit :
Figure 100: Graphe Arrivée 20 kV
 Vue Départ HTA :
Elle se présente comme suit :
Figure 11.
Automatisme de délestage et rélestage :
Figure 101: Graphe Automatisme Délestage/Rélestage
Réenclencheur :
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 102: Graphe Réenclencheur
Régime Spécial d’Exploitation :
Figure 103: Graphe RSE
Le Régime A entraîne :
 La suppression du réenclencheur du départ concerné.
 Le déclenchement instantané par les protections Max I phase et ou homopolaire du
départ concerné.
 Le déclenchement du départ concerné en cas de réception d’un ordre temporisé issu du
relais de terre résistante installé dans la tranche transformateur.
 L’inhibition pendant 1 sec du point b en cas d’enclenchement volontaire.
Le régime B entraîne les mêmes effets énumérés en a et b du régime A et entraîne aussi :
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Le déclenchement des 2 départs concernés en cas de réception d’un ordre instantané
issu du relais de terre résistante installé dans la tranche transformateur.
 L’inhibition des relais de protection homopolaire et terre résistante de chacun
des deux départs concernés.
 L’inhibition de l’information indiquée en b pendant 1 sec lors d’un enclenchement
volontaire.
 L’inhibition pendant 1 sec du déclenchement par terre résistante instantanée issu de la
tranche transformateur lors d’un enclenchement volontaire.
 Vue unifilaire :
Elle représente le schéma complet du poste :
Figure 104: Graphe Unifilaire
 Vue système :
Elle représente l’architecture du système :
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 105: Graphe Architecture du système
 Vue aide :
Elle aide le client à comprendre les différentes animations :
Figure 106: Vue AMU
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Fenêtre de Navigation :
Elle permet de passer d’une vue à une autre :
Figure 107: Vue navigation
b. Espace de travail Calculateur :
Ce sont les synoptiques visibles sur l’écran LCD du calculateur. Dans ce paragraphe, je
présente les synoptiques du départ HTB, du transformateur.
 Synoptiques du départ HTB :
Figure 108: Synoptique Calculateur Départ 60 kV
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Synoptiques du transformateur :
Figure 109: Synoptique Calculateur Transformateur
E. Conclusion :
Après avoir configuré avec SCE et corrigé toutes les erreurs, on génère une base de données.
Celle-ci est chargée (importée) dans le logiciel SMT puis switcher vers les IED connectés sur
le réseau CEI 61850. Ensuite, le test proprement pourra commencer.
Projet de fin d’études
160
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Chapitre X. : Test des IED de protection
 Outils et intervenants
 Logiciel Omicron et Caisse d’injection
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Introduction
L’opération la plus onéreuse du système contrôle commande est sa mise en service qui passe
par différents tests. Le premier test le plus important est la FAT (Factory Acceptance Test).
Alstom Maroc à travers son unité « Automation » est l’une des premières entreprises de
système de contrôle commande à avoir une plateforme de test hautement certifiée depuis
2011.
Le but est de vérifier que:
 Tous les signaux remontent au poste opérateur.
 Les IED répondent à toutes les commandes venant du poste opérateur
 Les différents seuils sont corrects
 Les différentes temporisations sont aussi correctes
 Les IED de protection déclenchent pour les défauts donnés : donc vérifier les fichiers
PSL
A. Outils et les intervenants
La FAT nécessite :
 La présence de tous les intervenants du projet : deux (2) agents de l’ONE, deux (2)
agents des sous-traitants et deux (2) agents du client final (U.I.S)
 Le câblage de l’armoire d’automatisme : alimentation, cartes E/S, Réglages et
installation de PACiS et des drivers (pour les PC).
 L’outil indispensable de simulation de défaut : le logiciel Omicron et la caisse
d’injection
B. Logiciel Omicron et la caisse d’injection
Omicron est un leader mondial des solutions innovantes pour le test des réseaux électrique.
1. Caisse d’injection :
a. Présentation et fonctionnement
Son boîtier se présente comme suit :
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 110: Caisse d'injection
Il possède six (06) sources de courant et quatre (04) sources de tension. Il peut même atteindre
64 A/860 VA par voie.
En effet, il remplace les TT et les TC. Il est donc directement connecté aux entrées
analogiques des IED de protection et aussi connecté à l’ordinateur de l’ingénieur. Ceci est
parfaitement cohérent car toute l’analyse des défauts par les microprocesseurs des IED est
basé sur les mesures du courant et ou de la tension.
Mais l’ordre d’injection de courant/Tension est donné par le logiciel.
2. Le logiciel d’Omicron :
Ce dernier est appelé « Test Universe ».
a. Présentation
Test Universe (TU) est une suite logicielle permettant de configurer, d'exécuter et de gérer les
tests de système secondaire (par ex. des tests de relais) au moyen d'un ou de plusieurs
ensembles de test, qui génèrent les signaux de test et analysent la réaction de l'équipement à
tester.
Projet de fin d’études
163
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 111: Aperçu du logiciel Test Universe
Je vais développer les modules
 pour les deux principaux relais numériques que j’ai choisis : distance, intensité
 et pour le réenclencheur
b. Protection distance
Le module de test Distance offre la possibilité de définir et réaliser des tests de relais de
distance par évaluations des éléments d’impédance à l’aide de définitions de tirs uniques dans
le plan Z avec un affichage graphique des caractéristiques.
Ce test est effectué sur le relais P442 N°1 du départ 60 kV Berrechid 2.
 Etape 1 : configuration de l’équipement à tester
Je rappelle que le relais a déjà été programmé.
1) On importe les paramètres de la P442
2) On fait la configuration du système :
C’est-à-dire qu’on donne les informations générales : longueur ligne, angle ligne, les valeurs
de tolérance, etc.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 112: Zone de protection distance
3) Configuration des zones
On définit les impédances des différentes zones
Figure 113: Configuration Zone de protection distance
4) Paramètres de test par défaut
On donne les paramètres de test par défaut comme : l’impédance max du défaut, la référence
du temps, …
Figure 114: Paramètres de test
Projet de fin d’études
165
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Etape 2 : Configuration du test
1. Définition des conditions de trigger
L’onglet Trigger de la Vue Test permet de configurer les conditions de trigger pour les entrées
binaires. Seule une entrée binaire est utilisée pour ce test (le relais doit avoir été configuré
pour utiliser ce contact quel que soit le déclenchement).
Figure 115: Condition de trigger
La Logique trigger est définie sur OU. Le contact de démarrage n’est pas utilisé dans ce cas.
Cette condition est notée par un “ X ” dans la fenêtre de sélection.
2. Définition des points de tes
On sélectionne chaque point de test dans le graphique du plan d’impédance
Figure 116: Point de test
 Etape 3 : Exécution du test
On définit les caractéristiques du rapport que le logiciel va générer après le test.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 117: résultat de test
 Etape 4 : Examen des points de test particulier
Pour étudier la réponse du relais pour un point de test particulier, on peut afficher les signaux.
Figure 118: Signaux de test
c.
Protection de surintensité
Le module de test Overcurrent permet le test manuel ou automatique des relais de surintensité
directionnels et non directionnels à caractéristiques temps constant, temps inverse, thermiques
I2t et courbe personnalisée. Il est également possible de tester les fonctions de protection de
défaut de terre des relais.
Ce test est effectué sur le relais P143 du départ 20 kV N°1.
 Etape 1 : Câblage entre le relais et la caisse d’injection (CMC)
1. On Raccorde les entrées de courant du relais aux sorties correspondantes de l’ensemble
de test CMC.
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
2. On Raccorde le point neutre des TC d'entrée au point "N" du groupe Sorties de courant 1.
3. On Raccorde le contact de déclenchement du relais à l’entrée binaire BinIn1 de l'ensemble
de test CMC.
4. On Raccorde le contact de démarrage du relais à l’entrée binaire BinIn2 de l'ensemble de
test CMC.
Figure 119: Raccordement test d'injection
 Etape 2 : Configuration de l’équipement à tester
1) On importe les paramètres de la P143
2) On définit les paramètres généraux et les paramètres de protection à maximum
d’intensité
Il s’agit de : les tolérances de courant de l’excitation, les tolérances permises pour les temps
de déclenchement, relais directionnel ou non directionnel
Figure 120: Paramètres généraux
Projet de fin d’études
168
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
3) définition de la caractéristique : temps inverse, CEI normalisée, …
Figure 121: Caractéristiques temps.
 Etape 3 : Configuration du test
1. Définition du test pour la boucle de défaut :
On choisit un défaut monophasé, on définit un courant de test comme multiple de courant de
montée et les conditions de trigger.
Figure 122: Test boucle de défaut
2. Définition du rapport de test
Projet de fin d’études
169
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 123: Rapport de test
Et on fait la même chose pour les autres types de défauts.
 Etape 4 : Exécution du test
Les temps de déclenchement théoriques et réels sont affichés (1) .
On trouve aussi une évaluation des tests dans le tableau de test (2) et sur la caractéristique de
surintensité (3).
Le signe “ plus ” vert indique un test réussi.
Le signe “ x ” rouge indique un test échoué.
Figure 124: Exécution de test
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
d. Réenclencheur
Le module de test Autoreclosure teste le réenclenchement automatique avec une protection de
ligne. Pour tester les réenclenchements automatiques (ARS), le module Autoreclosure émet
un court-circuit secteur réglable vers une protection de ligne. Les commandes de
déclenchement de la protection de ligne et les commandes de fermeture du disjoncteur (CB)
sont mesurées et envoyées vers une simulation de disjoncteur intégrée. Avec cette méthode,
les signaux de courant et de tension d’un temps mort sont simulés en temps réel et injectés à
l’équipement à tester.
Pour chaque cycle de réenclenchement automatique (AR), les grandeurs suivantes sont
automatiquement évaluées et enregistrées dans un rapport de test sous forme de tableau :
 temps de déclenchement
 mode de déclenchement (déclenchement unipolaire / tripolaire)
 temps mort
 durée de fermeture du disjoncteur
 déclenchement final
Les signaux de courant et de tension, les commandes de déclenchement et d’activation du
disjoncteur, ainsi que d’autres signaux binaires sont affichés dans la Vue Signal temporel.
Ce test est effectué sur le relais P442 N°1 du départ 60 kV Berrechid 2.
 Etape 1 : configuration de l’équipement à tester
La fonction ARS d’un équipement de protection dépend de nombreux paramètres : Fréquence,
Tension secondaire nominale, Courant secondaire nominal, les différentes temporisations,
etc…
 Etape 2 : Test de la fonction de réenclenchement
1. Paramètres du module de test
Projet de fin d’études
171
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 125: Paramètres de test
2. Utilisation du mode Test unique
Figure 126: Mode test unique
Ce résultat confirme la fonction basique correcte de l’équipement à tester.
 Etape 3 : Test et évaluation des temps
Le test final enregistre les commandes de déclenchement pour les phases ; il test la
conservation des temps nominaux importants.
1. Paramètres du module de test
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Pour le temps mort, je modifie le mode d’évaluation en "Temps" et spécifie les paramètres
suivants en fonction des temps nominaux de l’équipement à tester.
 Temps mort court (1 pôles) : 1.20s
 Temps mort court (3 pôles) : 0.40s
 Temps mort long (1 pôles) : 0.80s
 Temps mort long (3 pôles) : 0.80s
Comme un défaut L1-E est injecté, le temps mort du premier cycle doit être égal à 1,2s. Le
temps mort du second cycle sera égal à 0,8s. Pour les tolérances de temps, je choisie une
valeur de 100ms.
Figure 127: Paramètres de Test
 Etape 4 : Résultats du test
En cas d’échec du réenclenchement automatique, la commande d’activation du disjoncteur se
termine par la commande de déclenchement. La longueur maximale de la commande
d’activation du disjoncteur se produit en cas de réenclenchement automatique réussi. La
valeur mesurée de 503.5ms correspond assez bien au paramètre de l’équipement à tester qui
est configuré à 0.50s.
Projet de fin d’études
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Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 128: Résultats de test
Figure 129: Résultat de test (final)
Vue des signaux
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Figure 130: Vue signaux
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Chapitre XI. :Gestion du projet
 Avant-Projet
 Méthode de calcul du coût global du projet
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
A. Avant-projet
Avant même d’entamer ce projet, j’ai établi un planning avec Microsoft Projet qui m’a permis
d’avoir une bonne visibilité durant tout le travail. Il m’a aussi permis d’identifier tous les
besoins en ressources : documentation, visite, …..
Figure 131: planning du projet
Dans ce projet, ALSTOM Grid est un sous-traitant de la partie contrôle commande
numérique et fournisseur des IED de protection.
Sur le plan logistique international, avant de démarrer le projet, il lui a d’abord fallu trouver
un accord avec l’entreprise SGEE (c’est elle qui détient le projet en entier) sur les modalités
de l’incoterm.
Je rappelle que les Incoterms (International Commercial Term) sont des termes commerciaux,
publiés notamment par la Chambre de commerce internationale (ICC) à Paris.
Souvent abrégés en sigles de trois lettres, ces termes définissent les responsabilités et les
obligations d'un vendeur et d'un acheteur dans le cadre de contrats de commerce
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
internationaux, notamment en regard du chargement, du transport, du type de transport, des
assurances et de la livraison. Il s'agit donc ici d'une répartition des frais de transport, première
fonction des incoterms. Le deuxième rôle des incoterms est de définir le lieu de transfert des
risques, c'est-à-dire qui du vendeur ou de l'acheteur aura à supporter l'avarie en cas de
mauvaise exécution du transport.
Dans ce projet les trois cas possibles étaient : Casa CFR, DDP, Ex work
Casa CFR :
Responsabilité d’ALSTOM
Responsabilité SGEE
ALSTOM France
Fournisseur
SGEE Maroc
Acheteur
Casa Port
Bâteau
Voiture
Figure 132: Incoterm CFR
DDP :
Responsabilité d’ALSTOM
ALSTOM France
Fournisseur
SGEE Maroc
Acheteur
Casa Port
Bâteau
Voiture
Figure 133: : Incoterm DDP
EX Work :
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Responsabilité de SGEE
ALSTOM France
Fournisseur
SGEE Maroc
Acheteur
Casa Port
Bâteau
Voiture
Figure 134: Incoterm Ex Works
Finalement, seul l’incoterm Casa CFR a été retenue à cause de ses nombreux avantages et la
prise en charge des retours d’expériences.
B. Méthode de calcul du coût global du projet
Le coût global du projet est égal :
Les autres coûts directs comprennent :
 Transport, la douane
 Emballage
 Voyages
Coût de mise en service et coût de formation
Ces coûts sont élaborés à la base du nombre de jours nécessaire pour les tests à l’usine (FAT),
sur site (SAT) et la formation.
Coût d’acquisition :
Les différents matériels à fournir sont :
Tranche
Tranche Départ 60
kV
Tranche
Transformateur
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Désignation
Calculateur C264 C
Protections P442
Calculateur C264 C
Protection P142
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Fournisseur
Alstom SAS
Alstom SAS
Alstom SAS
Alstom SAS
Quantité
1
2
1
1
Juin 2012
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60/20 kV
Tranche Arrivée 20
kV
Tranche Départ 20
kV
Tranche
Complémentaire
Autres
Régulateur de tension
Protection P120
Protection P142
Alstom SAS
Alstom SAS
Alstom SAS
1
1
2
Protection P143
Alstom SAS
8
Calculateur C264 C
GPS+Antenne+Horloge
Switch
Passerelle
PC industriel
Ecran+Clavier+Souris
Imprimante
Alstom SAS
Hopf
1
1
1
1
2
1
2
Advantech
Advantech
Lexmark
Tableau 53: Liste des matériels
Il représente approximativement 50% du coût global.
On peut aussi retenir que le coût du système contrôle commande numérique (SCCN)
représente approximativement 10 à 15 % du coût global poste de transformation.
Par contre, l’utilité économique du SCCN est très grande car ce dernier à une importante
valeur de service rendu. Il permet de :
 Eviter la discontinuité de service qui coûte très cher économiquement et socialement
 Eviter la détérioration des équipements chers comme le transformateur.
 Diminuer le nombre du personnel du poste : un seul agent
 Améliorer la qualité du réseau : par exemple la régulation de la tension
Projet de fin d’études
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Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Conclusion
Mon travail de fin d’études, effectué au sein de l’unité « Substation Automation System »
d’ALSTOM Grid, m’a permis de configurer le système contrôle commande numérique du
poste source 60/ 20 kV pour l’usine américaine U.I.S.
Après une étude des courants de court-circuit et du régime du neutre, j’ai élaboré un plan de
protection pour toutes les tranches du poste de transformation.
Après une analyse rigoureuse du cahier des charges, j’ai proposé les relais numériques
(Micom d’ALSTOM) les mieux adaptés au projet en tenant compte des caractéristiques
techniques et des contraintes économiques et des plans types de l’ONE.
J’ai ensuite élaboré : la programmation des fonctions de protection avec le logiciel Micom
Studio S1 d’ALSTOM Grid, la supervision et la téléconduite avec le progiciel PACiS et la
réalisation des tests avec le logiciel Test Universe d’Omicron.
Enfin, pour respecter le droit de confidentialité de l’entreprise ; pour l’étude économique, il
m’était impossible d’inclure les prix unitaires des IED dans mon rapport. Alors j’ai effectué
une gestion de projet.
L’aboutissement de ce projet de quatre mois a été possible grâce à l’environnement de travail
convivial et moderne d’ALSTOM. J’ai utilisé des outils et des équipements de dernière
génération et approfondi mes connaissances sur la protection du réseau électrique et le
système contrôle commande numérique.
Bibliographie
Projet de fin d’études
181
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
 Norme : IEEE Standard for Electrical Power, System Device Function Numbers,
Acronyms, and Contact Designation
 Technical Manuals de: P44x, P14x, C26x
 APPS T01 et Protections
 http://www.alstom.com/grid/fr/
Projet de fin d’études
182
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Annexes
A. Annexe : Liste des fonctions de protection
Les principales fonctions de protection sont indiquées dans le tableau ci-dessous, en précisant
leur code selon la norme ANSI C37.2 ainsi qu’une brève définition; le classement est fait
selon l’ordre numérique.
Projet de fin d’études
183
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Tableau 54: Code ANSI
Projet de fin d’études
184
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
B. Annexe : Schéma unifilaire
Projet de fin d’études
185
Juin 2012
Figure 135: Schéma unifilaire
C. Annexe : Mécanisme de commande du disjoncteur 60 kV
D. Annexe : Mécanisme de commande du régleur en charge
Contrôle Commande Numérique & Protection
E. Annexe : tableau fonctionnel des relais de surintensité
Tableau 55: des relais de surintensité
Projet de fin d’études
188
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
F. Annexe : tableau fonctionnel des relais de distance
Tableau 56: des relais de distance
Projet de fin d’études
189
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
G. Annexe : tableau fonctionnel pour relais P14x
Tableau 57: pour relais P14x
Projet de fin d’études
190
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
H. Annexe : Schéma d’un départ 60 kV
Figure 136: Départ 60 kV
Projet de fin d’études
191
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
I. Annexe : Schéma de la tranche transformateur
Figure 137: Tranche transformateur
Projet de fin d’études
192
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
J. Annexe : Vue générale des programmes PSL du départ 60 kV.
Figure 138: Aperçu programme AMU
Figure 139: Aperçu Programme ARS
Projet de fin d’études
193
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Figure 140: Aperçu Programme Distance
K. Annexe : Vue générale des programmes PSL de la P142.
Figure 141: Programme Surintensité
L. Annexe : Paramètres de réglages de la P442 N°1 (tranche 60 kV)
DONNEES SYSTEME
Langage
Projet de fin d’études
194
Français
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Description
P442 PX1/ARS
Référence usine
TEN I D462
Fréquence
50 Hz
Commande DJ par
Local + Distant
Durée ordre enc.
500,0 ms
Durée ordre déc.
500,0 ms
Tempo enc.manuel
10,00 ms
Fenêtre DJ opér.
5,000 s
Fenêtre synchro
5,000 s
ARS monophasé
Désactivé
ARS triphasé
Activé
Alarme Batterie
Désactivé
Activ. heure loc
Fixe
Décalage UTC/Loc
0 min
Activ. heure été
Activé
Décal. heure été
60,00 min
Sem. début H été
Dernier
Jour.début H été
Dimanche
Mois début H été
Mars
Heure dém. H été
60,00 min
Sem. fin H été
Dernier
Jour. fin H été
Dimanche
Mois fin H été
Octobre
Heure fin H été
60,00 min
Groupe Réglages
Sélect. par Menu
Réglages actifs
Groupe 1
Grpe Réglages 1
Activé
Grpe Réglages 2
Désactivé
Grpe Réglages 3
Désactivé
Grpe Réglages 4
Désactivé
COMMANDE DJ
DATE ET HEURE
CONFIGURATION
Projet de fin d’études
195
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Projet de fin d’études
Prot. Distance
Activé
Détect. Pompage
Activé
Prot.Ampèremetr.
Désactivé
Protection Ii
Désactivé
Rupt. Conducteur
Activé
Prot. déf. terre
Désactivé
Compar.dir. DEF
Désactivé
Prot. voltmétr.
Désactivé
Défaillance DJ
Désactivé
Supervision
Activé
Contrôle tension
Activé
Surcharge therm
Désactivé
Protection I<
Désactivé
DTN S/T Résid.
Désactivé
Prot Fréquence
Désactivé
Réenclencheur
Activé
Libellés Entrées
Visible
Libellés Sorties
Visible
Rapports TC/TP
Visible
Contrôle Enreg
Visible
Perturbographie
Visible
Config Mesures
Visible
Réglages Comm
Visible
Mise en Service
Visible
Val. Paramètres
Secondaire
Controle Entrées
Visible
Conf Ctrl Entrée
Visible
Etiq Ctrl Entrée
Visible
Acces Direct
En Service
InterMiCOM
Désactivé
Touche de Fn
Visible
CA1 Lect Seule
Désactivé
CA2 Lect Seule
Désactivé
196
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
RAPPORTS TC/TP
Prim. TP Princ.
60,00 kV
Second.TP Princ.
100,0 V
Prim. TP Sec.
60,00 kV
Second. TP Sec.
100,0 V
Prim. TC Phase
400,0 A
Second. TC Phase
5,000 A
CompM Prim. TC
1,000 A
CompM Second. TC
1,000 A
Ent.synchrocheck
B-N
Loc. TT princip.
Ligne
Polarité TC
Standard
Evt Alarmes
Activé
Evt Contacts
Activé
Evt Entrées Opto
Activé
Evt Général
Activé
Evt Enreg. Déf.
Activé
Evt Enreg.Maint.
Activé
Evt Protection
Activé
Durée
1,500 s
Position critère
33,30%
Mode démarrage
Simple
Voie analog. 1
VA
Voie analog. 2
VB
Voie analog. 3
VC
Voie analog. 4
VN
Voie analog. 5
IA
Voie analog. 6
IB
Voie analog. 7
IC
Voie analog. 8
IN
CONTROLE ENREG
PERTURBOGRAPHIE
CONFIG MESURES
Projet de fin d’études
197
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Affich. par déf.
Description
Valeurs en Local
Secondaire
Valeurs à Dist.
Primaire
Réf. mesure
VA
Mode mesure
0
Interv. demande
30,00 min
Unité de dist.
Kilomètres
Localisation
Distance
Rupture I^2
2
Entretien I^2
Alarmes désact.
Verrouil. I^2
Alarmes désact.
No.op.DJ av.main
Alarmes désact.
No. op. DJ verr
Alarmes désact.
Entretien tps DJ
Alarmes désact.
Verrouil. tps DJ
Alarmes désact.
Verr. fréq déf
Alarmes désact.
Global V Nominal
24/27V
Opto Non Filtré
1,11111E+15
Caractéristique
Standard 60%-80%
CONTROLE DISJ
CONFIG OPTO
GROUPE 1 PROT.
DISTANCE
GROUPE 1 Ligne
Longueur ligne
12,10 km
Impédance Zd
720,0mOhm (
330,2mOhm)
Argument ligne
62,70 deg (j
639,8mOhm)
GROUPE 1 Paramètr. zones
Projet de fin d’études
Etat des zones
110110
Comp. rés. kZ1
6,70E-01
Argument de kZ1
0 deg
Z1
567,0 mOhm
198
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
R1G monophasé
5,000 Ohm
R1Ph polyphasé
5,000 Ohm
tZ1
0s
Comp. rés. kZ2
6,70E-01
Argument de kZ2
0 deg
Z2
864,0 mOhm
R2G monophasé
7,000 Ohm
R2Ph polyphasé
7,000 Ohm
tZ2
250,0 ms
Comp. rés. kZ3/4
6,70E-01
Argument kZ3/4
0 deg
Z3
3,290 Ohm
R3G-R4G mono.
11,00 Ohm
R3Ph-R4Ph poly.
11,00 Ohm
tZ3
1,000 s
Z4
300,0 mOhm
tZ4
1,500 s
ZoneP - Direct
Direct. aval
Comp. rés. kZp
6,70E-01
Argument de kZp
0 deg
Zp
1,904 Ohm
RpG monophasé
9,000 Ohm
RpPh polyphasé
9,000 Ohm
tZp
500,0 ms
GROUPE 1 Autres Param.
Projet de fin d’études
Ligne Cmp. Série
Désactivé
Recouvr. Zones
Désactivé
Angle de chg Z1m
0 deg
Angle de chg Z1p
0 deg
Ang chgt Z2/p/q
0 deg
Retard Chgt Z av
30,00 ms
Validité U Mem
10,00 s
Détect. I terre
250,0 mA
199
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
GROUPE 1 Localisateur
Comp. mutuel kZm
0
Argument de kZm
0 deg
Delta R
2,000 Ohm
Delta X
2,000 Ohm
Etat IN>
Activé
IN> (%Imax)
40,00%
Etat Ii>
Activé
Ii> (%Imax)
30,00%
Etat ImaxLine>
Activé
ImaxLigne >
15,00 A
Delta I
Activé
Tempo déverrouil
2,000 s
Zones bloquées
111111
Perte de sync
1
Stable Swing
1
Rupt. Conducteur
Activé
Réglage Ii/Id
2,00E-01
Tempo Ii/Id
60,00 s
Déclench. Ii/Id
Désactivé
GROUPE 1 DETECT.
POMPAGE
GROUPE 1 RUPT.
CONDUCTEUR
GROUPE 1 SUPERVISION
GROUPE 1 SUPERVISION
TT
Tempo FF
10,00 s
Déverr. FF/Ii&Io
1,000 A
FF triphasé
Activé
Seuil 3P
10,00 V
Delta I>
1,000 A
GROUPE 1 SUPERVISION
TC
Etat STC
Projet de fin d’études
200
Activé
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Verr. STC VN<
1,000 V
Régl STC IN>
500,0 mA
Tempo STC
5,000 s
GROUPE 1 SUPERVISION
TCT
Etat TCT
Activé
TCT VN>
1,000 V
Tempo TCT
100,0 s
Cont. réencl.
111
Cont. ferm. man.
111
V< Ligne morte
12,00 V
V> Ligne vive
46,00 V
V< Barre morte
12,00 V
V> Barre vive
46,00 V
Tension diff.
12,00 V
Fréquence diff.
100,0 mHz
Diff Phase
20,00 deg
Tempo BarreLigne
500,0 ms
GROUPE 1 CONTROLE
TENSION
GROUPE 1
REENCLENCHEUR
GROUPE 1 Mode réencl.
Mode triphasé
03/03/2003
Tempo 1er cyc. T
2,000 s
Tempo 2e cycle
60,00 s
Tempo 3e cycle
180,0 s
Tempo de blocage
60,00 s
Tps Ordre Ferm.
100,0 ms
Fenêtre Inhibit.
5,000 s
Sync. 3ph cyc.1
Activé
GROUPE 1 VERROUILLAGE
ARS
Projet de fin d’études
Blocage ARS
1,11111E+30
Blocage ARS 2
111111
201
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
GROUPE 1 LIBELLES
ENTREES
Entrée Opto 1
SFEL_Ouv
Entrée Opto 2
SFEL_Fermé
Entrée Opto 3
Disj_60kV_Fermé
Entrée Opto 4
Fermeture_TPL
Entrée Opto 5
Mise_Route_Réenc
Entrée Opto 6
Barr.Verr.ARS/MU
Entrée Opto 7
Bar.Supp.Veil.MU
Entrée Opto 8
AT
Entrée Opto 9
ASG
Entrée Opto 10
Ord.Encl
Relais 1
Def.Equipement
Relais 2
Ord.Encl
Relais 3
Ord.Decl
Relais 4
R04 ARRET CAISSE
Relais 5
Barr.Verr.ARS/MU
Relais 6
Barr.Veil.ARS/MU
GROUPE 1 LIBELLES
SORTIES
Tableau 58: Paramètres de réglages de la P442 N°1 (tranche 60 kV)
M. Annexe : Paramètres de réglages de la P143 (départ 20 kV)
DONNEES SYSTEME
COMMANDE DJ
DATE ET HEURE
CONFIGURATION
RAPPORTS TC/TP
MISE EN SERVICE
CONTROLE DISJ
CONFIG OPTO
CONTROLE ENTREES
CONF CTRL ENTREE
IED CONFIGURATOR
Projet de fin d’études
202
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
ETIQ CTRL ENTRÉE
GROUPE 1 MAX I
Fonction I>1
DT
Direction I>1
Non-directionnel
Seuil I>1
1,000 A
Tempo. I>1
1,000 s
tRESET I>1
0s
Fonction I>2
DT
Direction I>2
Non-directionnel
Seuil I>2
1,000 A
Tempo. I>2
1,000 s
tRESET I>2
0s
Etat I>3
Désactivé
Etat I>4
Désactivé
Blocage I>
111111
Angle caract. I>
45,00 deg
DÉCL. MIN. TENS
Etat DMT
Désactivé
Fonction I>5
Désactivé
Etat I>6
Désactivé
Entrée IN1>
Mesuré
Fonction IN1>1
CEI Inv. normale
Direction IN1>1
Non-directionnel
Seuil IN1>1
200,0 mA
TMS IN1>1
1
IN1>1 DT Sommtr
0s
tRESET IN1>1
0s
Fonction IN1>2
Désactivé
Etat IN1>3
Désactivé
Etat IN1>4
Désactivé
Blocage IN1>
1111
GROUPE 1 PROT DEF TERRE 1
Projet de fin d’études
203
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
POL IN1>
Ang. caract IN1>
-45,00 deg
PolarisationIN1>
Homopolaire
Seuil VNpol IN1>
5,000 V
Caractéristique
Simple
Déc. thermique
1,000 A
Alarme thermique
70,00%
Constante tps 1
10,00 min
GROUPE 1 SURCHARGE THERM
GROUPE 1 PROT FREQUENCE
MINI. FREQUENCE
Etat F<1
Activé
Réglage F<1
49,50 Hz
Temporis. F<1
4,000 s
Etat F<2
Activé
Réglage F<2
49,00 Hz
Temporis. F<2
3,000 s
Etat F<3
Activé
Réglage F<3
48,50 Hz
Temporis. F<3
2,000 s
Etat F<4
Désactivé
Lien fonction F<
0
MAXI. FREQUENCE
Etat F>1
Activé
Réglage F>1
50,50 Hz
Temporis. F>1
2,000 s
Etat F>2
Désactivé
GROUPE 1 ADD & I<
MIN I
Seuil I<
100,0 mA
Seuil IN<
100,0 mA
Seuil ITS<
20,00 mA
GROUPE 1 SUPERVISION
Projet de fin d’études
204
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
SUPERVISION TP
Etat STP
Blocage
Mode réinit. STP
Manual
Tempo STP
5,000 s
Déverr. STP I>
10,00 A
Déverr. STP Ii>
50,00 mA
SUPERVISION CT
Etat STC
Activé
STC VN< inhibit
5,000 V
STC IN> réglage
100,0 mA
Temporis. STC
5,000 s
Régl. tens.STP
30,00 V
Longueur ligne
9,936 mi
Impédance Zd
6,001 Ohm
Argument ligne
70,00 deg
Comp. rés. kZN
1
Argument de kZN
0 deg
Sélect Mode ARS
Mode De Commande
Nombre de cycles
3
Co-ord Séquence
Désactivé
CS ARS Immédiat
Désactivé
Tempo 1er cycle
300,0 ms
Tempo 2e cycle
30,00 s
Tempo 3e cycle
30,00 s
Tempo 4e cycle
180,0 s
Tempo DJ opérat.
5,000 s
Tps mort dém act
Protect reéinit.
tRécup Etend
Pas d'opération
Tempo récup. 1
180,0 s
Tempo récup. 2
180,0 s
Tempo récup. 3
180,0 s
GROUPE 1 LOCALISATEUR DEF
GROUPE 1 CONTROLE ARS
Projet de fin d’études
205
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Tempo récup. 4
180,0 s
Tempo Inhib ARS
5,000 s
ARS Verrouil.
Sans blocage
Verr. Fréq déf>
Sans blocage
AR désélect
Sans blocage
Ferm Manuel
Sans blocage
Déc. Prot.princ1
Sans bloc
Déc. Prot.princ2
Bloc prot inst
Déc. Prot.princ3
Bloc prot inst
Déc. Prot.princ4
Bloc prot inst
Déc. Prot.princ5
Bloc prot inst
Ferm man sur déf
Verrouillage
Déc. ARS désact
Pas de Verrouil.
RAZ verr. Par
Interface utilis
Réenc ferm man
Inhibé
Tempo Contr Sync
5,000 s
ARS omet 1er déc
Désactivé
AR INITIATION
I>1 ARS
Init princip. AR
I>2 ARS
Pas d'action
IN1>1 ARS
Init princip. AR
Prot externe
Pas d'action
CONTRôLE TENSION
ARS avec C/S
Désactivé
ARS avec S/S
Désactivé
Ccts. Vive/Morte
Désactivé
Pas de SysChk
Activé
S/C au 1er déc.
Activé
Entrée Opto 1
Disj Ouvert
Entrée Opto 2
Disj Fermé
Entrée Opto 3
Disj Débroché
Entrée Opto 4
Sect.T HTA Fermé
GROUPE 1 LIBELLES ENTREES
Projet de fin d’études
206
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Entrée Opto 5
BP SF6 S1
Entrée Opto 6
BP SF6 S2
Entrée Opto 7
Déc DJ HTA/ TPL
Entrée Opto 8
Dicordance HTA
Entrée Opto 9
Trche en Local
Entrée Opto 10
Trche en Distant
Entrée Opto 11
Délestage HS
Entrée Opto 12
Télédélestage ES
Entrée Opto 13
DJ BT Ouvert
Entrée Opto 14
DJ BT Fermé
Entrée Opto 15
Bucholz Alarme
Entrée Opto 16
Bucholz Déclt
Entrée Opto 17
Temp Déclt
Entrée Opto 18
Poste en Local
Entrée Opto 19
Barre Rélestage
Entrée Opto 20
Délestage Min Fr
Relais 1
Barre déf Eqt
Relais 2
Fermeture DJ HTA
Relais 3
Tranche en Local
Relais 4
1er Déc Ouvertur
Relais 5
Barre DISC HTA
Relais 6
Enclt DISJ BT
Relais 7
Déclt DISJ BT
GROUPE 1 LIBELLES SORTIES
Groupe 2
Groupe 3
Groupe 4
Tableau 59: Paramètres de réglages de la P143 (départ 20 kV)
N. Annexe : Paramètres de réglages de la P142 (tranche
transformateur)
DONNEES SYSTEME
Projet de fin d’études
207
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
COMMANDE DJ
DATE ET HEURE
CONFIGURATION
RAPPORTS TC/TP
MISE EN SERVICE
CONTROLE DISJ
CONFIG OPTO
CONTROLE ENTREES
CONF CTRL ENTREE
ETIQ CTRL ENTRÉE
GROUPE 1 MAX I
Fonction I>1
CEI Inv. normale
Direction I>1
Non-directionnel
Seuil I>1
1,000 A
TMS I>1
1
I>1 DT Sommateur
0s
tRESET I>1
0s
Fonction I>2
DT
Direction I>2
Non-directionnel
Seuil I>2
1,000 A
Tempo. I>2
1,000 s
tRESET I>2
0s
Etat I>3
Activé
Direction I>3
Non-directionnel
Seuil I>3
20,00 A
Tempo. I>3
0s
Etat I>4
Désactivé
Blocage I>
111111
Angle caract. I>
45,00 deg
DÉCL. MIN. TENS
Projet de fin d’études
Etat DMT
Désactivé
Fonction I>5
Désactivé
Etat I>6
Désactivé
208
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
GROUPE 1 PROT DEF TERRE 1
Entrée IN1>
Mesuré
Fonction IN1>1
CEI Inv. normale
Direction IN1>1
Direct. Aval
Seuil IN1>1
200,0 mA
TMS IN1>1
1
IN1>1 DT Sommtr
0s
tRESET IN1>1
0s
Fonction IN1>2
DT
Direction IN1>2
Non-directionnel
Seuil IN1>2
200,0 mA
Tempo. IN1>2
1,000 s
tRESET IN1>2
0s
Etat IN1>3
Désactivé
Etat IN1>4
Désactivé
Blocage IN1>
1111
POL IN1>
Ang. caract IN1>
-45,00 deg
PolarisationIN1>
Homopolaire
Seuil VNpol IN1>
5,000 V
Entrée IN2>
Dérivé
Fonction IN2>1
CEI Inv. normale
Direction IN2>1
Non-directionnel
Seuil IN2>1
200,0 mA
TMS IN2>1
1
IN2>1 DT Sommtr
0s
tRESET IN2>1
0s
Fonction IN2>2
DT
Direction IN2>2
Non-directionnel
Seuil IN2>2
200,0 mA
Tempo. IN2>2
1,000 s
tRESET IN2>2
0s
GROUPE 1 PROT DEF TERRE 2
Projet de fin d’études
209
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Etat IN2>3
Désactivé
Etat IN2>4
Désactivé
Blocage IN2>
1111
POL IN2>
Ang. caract IN2>
-45,00 deg
PolarisationIN2>
Homopolaire
Seuil VNpol IN2>
5,000 V
Entrée VN
Dérivé
Fonction VN>1
DT
Régl. tens. VN>1
5,000 V
Temporisat VN>1
5,000 s
tRESET VN>1
0s
Etat VN>2
Activé
Régl. tens. VN>2
10,00 V
Temporisat VN>2
10,00 s
Caractéristique
Simple
Déc. thermique
1,000 A
Alarme thermique
70,00%
Constante tps 1
10,00 min
Etat Vi>
Activé
Régl. tens. Vi>
15,00 V
Temporisat. Vi>
5,000 s
GROUPE 1 DTN S/T RESID
GROUPE 1 SURCHARGE THERM
GROUPE 1 S/T COMP INVERSE
GROUPE 1 VOLT PROTECTION
MIN. TENSION
Projet de fin d’études
Mode mesure V<
Phase-Phase
Mode opérate V<
Toute phase
Fonction V<1
DT
Régl. tens. V<1
80,00 V
Temporisat. V<1
10,00 s
Pôle HT Inh V<1
Activé
210
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Etat V<2
Désactivé
SURTENSION
Mode mesure V>
Phase-Phase
Mode opérate V>
Toute phase
Fonction V>1
DT
Regl. tens. V>1
130,0 V
Temporisat. V>1
10,00 s
Etat V>2
Désactivé
dv/dt PROTECTION
ModeMesure dv/dt
Phase-Phase
Fonction dv/dt1
Désactivé
Fonction dv/dt2
Désactivé
GROUPE 1 ADD & I<
MIN I
Seuil I<
100,0 mA
Seuil IN<
100,0 mA
Seuil ITS<
20,00 mA
GROUPE 1 SUPERVISION
SUPERVISION TP
Etat STP
Blocage
Mode réinit. STP
Manual
Tempo STP
5,000 s
Déverr. STP I>
10,00 A
Déverr. STP Ii>
50,00 mA
SUPERVISION CT
Etat STC
Activé
STC VN< inhibit
5,000 V
STC IN> réglage
100,0 mA
Temporis. STC
5,000 s
Régl. tens.STP
30,00 V
Relais 1
Déc DJ 60 kV
Relais 2
Déc DJ 20 kV
GROUPE 1 LIBELLES SORTIES
Projet de fin d’études
211
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Relais 3
T.R. Instantanée
Relais 4
T.R. Temporisée
Relais 5
Caisse Injection
Tableau 60: Paramètres de réglages de la P142 (tranche transformateur)
O. Annexe : Paramètres de réglages de la P120 (tranche
transformateur)
SYSTEM DATA
USER CONTROL
TIME
FAIL-SAFE RELAYS SETTINGS
CT RATIO
AUTOMATISM CTRL
INPUTS
OUTPUTS
LEDS
ALARMS
RECORDER
Stage 1 Overcurrent
[50N/51N] I>
1
[50N/51N] I>
2,00E-03
[50N/51N] DLY REF
DMT
[50N/51N] t I>
40,00 ms
Stage 2 Overcurrent
[50N/51N] MAX I
[51N] I>>
1
[51N] I>>
2,00E-03
[51N] t I>>
10,00 ms
Stage 3 Overcurrent
[51N] I>>>
1
[51N] I>>>
2,00E-03
[51N] t I>>>
10,00 ms
[51N] I>>> sample
0
Tableau 61: Paramètres de réglages de la P120 (tranche transformateur)
Projet de fin d’études
212
Juin 2012
Contrôle Commande Numérique & Protection
Index
N°
Acronymes
Nom complet
1
U.I.S
Universal Industrial Steel
2
IED
Equipements électroniques intélligents
3
SCCN
Système Contrôle Commande Numérique
4
ANSI
Ameircan National Standard institute
5
PSL
Programmable Schema logique
6
DN
Dispatching National
7
ARS
Automatisme de reprise de service
8
AMU
Automatisme de manque de tension
9
Mapping
Adressage des réseaux terrains ou autres
10
Grid
Réseau électrique
Projet de fin d’études
213
Juin 2012