Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
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Dédicaces A mes chers parents, en témoignage de ma gratitude, si grande qu’elle puisse être, pour tous les sacrifices qu’ils ont consentis pour mon bien être et le soutien qu’ils m’ont prodigués tout le long de mon éducation. Que dieu, le tout puissant, les préserve et leur procure santé et longue vie. A ma sœur : Aicha, pour le soutien et l’encouragement qu’ils m’ont accordé, j’exprime ma profonde gratitude ; A mes frères : Mohsein & Mustafa, pour leur encouragement et leur bonté qu’ils m’ont accordé, j’exprime ma profonde reconnaissance et mon grand respect. A tous mes amis qui me sont chers surtout : Mohamed, Iliass, khalil & Zouhair qu’ils trouvent ici l’expression de mes sentiments les plus dévoués et mes vœux les plus sincères. A toute ma famille, Ma tante Hafida, Khadija & Fatima. Je dédie ce travail, expression de mon grand amour avec tous mes vœux de bonheur et de prospérité.
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REMERCIEMENTS
Au terme de ce travail, je tiens à exprimer ma profonde gratitude à notre cher professeur et encadrant M. KHAFALLAH KHAFALLAH pour son suivi et pour son énorme soutien, qu’il n’a cessé de nous prodiguer tout au long de la période du projet. Je tiens à remercier également mon encadrant W. ELHARRAJ pour le temps qu’elle a consacré et pour les précieuses informations qu’elle m’a prodiguées avec intérêt et compréhension.
J’adresse aussi mes vifs remerciements aux membres des jurys pour avoir bien voulu examiner et juger ce travail.
Mes remerciements vont à tout le personnel que j’ai contacté durant mon stage au sein de l’OCP, auprès desquelles j’ai trouvé l’accueil chaleureux, l’aide et l’assistance dont j’ai besoin.
Je ne laisserai pas cette occasion passer, sans remercier tous les enseignants et le personnel de l’Ecole Nationale Supérieure d’Electricité et de Mécanique, et particulièrement ceux de la section électrotechnique pour leur aide et leurs précieux conseils et pour l’intérêt qu’ils portent à ma formation.
Enfin, mes remerciements à tous ceux qui ont contribué de prés ou de loin au bon déroulement de ce projet.
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Résumé Pour faire face aux évolutions accélérées d’un marché de plus en plus concurrentiel et aux nouveaux enjeux en termes de gestion, les entreprises ne cessent de chercher les moyens d’augmenter leur productivité. Sur le plan industriel, les technologies numériques, les systèmes automatisés et supervisés jouent un rôle primordial dans ce processus d’amélioration de productivité. En effet, la maîtrise de tels systèmes permet, aux entreprises, le pilotage des processus de production pour répondre aux attentes des clients et aux besoins du marché. Dans le cadre d’une vision stratégique de l’amélioration du fonctionnement des unités de production, le groupe OCP (Jorf Lasfar d’El-Jadida) présenté par Maroc Phosphore III et IV a opté pour procéder à la rénovation de l’automatisation, l’instrumentation et la supervision de la boucle haute tension. La solution proposée prend en considération non seulement l’intégration de nouvelles technologies mais aussi la faisabilité de la solution et aussi les contraintes technico-économiques. Pour ce faire nous avons procédé à l’étude critique des fonction de protection analogique existant, puis l’élaboration de la quantité de relais numérique ainsi une liste de matériel de la nouvelle gamme d’automates programmables industriels (controllogix) choisis, ensuite on a établit une architecture de réseaux de communication entre les automates des postes de la boucle 60kv, afin de conclure par une application de la supervision qui sert au contrôle et de commande à distance ainsi un système de centralisation de l’information.
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Abstract To face up rapid developments of an increasingly competitive market and the new challenges in terms of management, companies are constantly seeking ways to increase productivity. On the industrial plan, the automated and supervised systems play a primordial role in this process of productivity improvement. Indeed, control of such systems allows to firms managing production processes to answer customer’s expectations and market needs. As part of a strategic vision to improve the functioning of production machines, the OCP (Jorf Lasfar d’ El-jadida) group presented by Maroc Phosphore III and IV has opted to proceed with the renovation of the automatization, instrumentation and supervision of the electrical network high voltage). The proposed solution takes into account not only the integration of new technologies but also its feasibility and the techno-economic constraints.
To do this we have performed a critical review of existing analogical protection function, then the development of the quantity of digital relay and a materials list for the new range of PLCs (Controllogix) selected. Afterwards we have established network architecture for communication between the controller position loop 60 kv to conclude with an application to supervision that is used to control and remote control, and a system of centralized information as well.
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لو ل و و دا دةل وا ,تر ران ا سا ر و اا دات ا طورات و ا وا ظماو ا ر رت اا ا د د تر راا ا وى اا ا .د رد ود و إ دة إز ز دةد .ا وق اات اط ط ا و ا ز ء زر ل إرن ا ك و د,و وا ا
ور رب إ وى إ ن إ إ د دا ت او و فراب اا ا و و رإط و ووا م ا دات ر داتود ازو دةد ويا طب اا ر رد ل را رف ا ر و أر ا را ا ا و وا ظم ا ق و ا ر اوادات ا ظ ظ ق ,ر را .ما وا
لن ا ا ر اوازة اأ أ ظ ظ د دا ا ا ور درا ذيا و رو درج قا ھدا ا ط( وو رو/ رو)لوا دات او ا را د و ن م و وم اظ زا و ا,ر ر و و با ا ر را ا ط طدل ا ص ا ك ا تو وا ا دف ك و د,ور رب طرا . ءر ر ط وطا
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Liste des figures Figure 1 : Diagramme bloc de Maroc Phosphore Ph osphore III & IV .............................................. ...................................................... ........ 21 Figure 2 : Diagramme bloc de la liaison liai son de Maroc Phosphore Phosph ore au Joint Venture .................... 23 Figure 3 : Organigramme de CIJ/PI ................................... .......................................................... .............................................. ............................... ........ 24 Figure 4 : L’architecture L’archit ecture la boucle bou cle 60kV 60k V .................................. ......................................................... .............................................. ......................... 28 Figure 5 : Prototype Prototyp e d’un poste 60kv/10kv, 6 0kv/10kv, PJ ............................................. .................................................................... ........................... .... 38 Figure 6 : Schéma d’un départ poste ............................................. .................................................................... ........................................... .................... 39 Figure 7 : La travée tr avée de couplage et de comptage ............................................. .................................................................... ......................... 40 Figure 8 : Relais Relai s à induction .............................................. ..................................................................... .............................................. ............................... ........ 41 Figure 9 : Les zones protégées par le relais RXAP .............................................. .................................................................. .................... 41 Figure 10 1 0 : Raccordement de protection pro tection DPDL ............................................ ................................................................... ........................... .... 43 Figure 11 : Raccordement de relais PSW.............................................. ..................................................................... ................................... ............ 44 Figure 12 : Fonctionnement Fonct ionnement de relais rel ais de protection protect ion de jeu de barres TMAR ......................... ........................... 45 Figure 13 1 3 : Transformateur 60kv/10kv ............................................................ ................................................................................... ......................... 46 Figure 14 : Les différentes différente s protection d’un départ transformateur HT/MT ............................. ............................. 48 Figure 15 : Relais buchloz .............................................. ..................................................................... .............................................. ................................... ............ 48 Figure 16 : Sectionneur Sectio nneur de départ dép art MALT ..................................... ............................................................ ........................................... .................... 51 Figure 17 1 7 : Disjoncteur principale E.I.B ....................................... .............................................................. ........................................... .................... 51 Figure 18 1 8 : Combiné de mesure .................................................... ........................................................................... ........................................... .................... 52 Figure 19 : Schéma de contact co ntact d’état de CCP et de SFEL ........................................... ....................................................... ............ 52 Figure 20 : La protection p rotection contre les surcharge PAK412 .............................................. .......................................................... ............ 55 Figure 21 : Disposition des compteurs d’énergie sur s ur un départ. dép art. ............................................. ............................................... 56 Figure 22 : Relais MICOM P442 ................................... .......................................................... .............................................. ................................... ............ 66 Figure 23 : Relais de protection protecti on de distance 7SA63 .................................... ........................................................... ........................... .... 66 Figure 24 : Relais de protection prot ection différentiel di fférentiel de d e jeu .............................................. .................................................................. .................... 67 Figure 25 : Relais de protection prot ection départ dép art HT UFM ............................................................ .................................................................... ........ 68 Figure 26 : Relais MD32-T. ....................................... .............................................................. .............................................. ....................................... ................ 69 Figure 27 : Relais MICOM P120 ................................... .......................................................... .............................................. ................................... ............ 70 Figure 28 : Relais 7SD52 ................................................... .......................................................................... .............................................. ............................... ........ 71
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Figure 29 : Relais F650 .......................................... ................................................................. .............................................. ........................................... .................... 71 Figure 30 : Câblage armoire de protection départ transformateur ...................................... .......................................... .... 72 Figure 31 : Câblage de protection jeu de barres ............................................. .................................................................... ......................... 73 Figure 32 : Câblage armoire de protection p rotection départ câble ............................................. ......................................................... ............ 74 Figure 33 : Le schéma de communication entre les différents réseaux d’un organisme ......... 76 Figure 34 : Architecture Architect ure de raccordement des API au réseau terrain. ...................................... ...................................... 81 Figure 35 : Architecture de communication entre les API d’un poste pos te ..................................... ..................................... 85
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Liste des tableaux Tableau 1 : Longueur Lon gueur et section sectio n des câbles qui assure la connexion entre en tre les postes post es PJ. ........ 28 Tableau 2 : Nombre Nombr e de contact d’état d ’état et marche anormale du transformateur. trans formateur. ....................... ....................... 49 Tableau 3 : Nombre Nombr e de contact d’état d ’état et défaut de disjoncteur disjoncteu r E.I.B....................................... E.I.B....................................... 51 Tableau 4 : Structure de tableau de stockage des indexe des compteurs. ................................ 57 Tableau 5 : La quantité qu antité de travée travé e départ par poste. ............................................. ................................................................. .................... 59 Tableau 6 : Nombre de relais numériques de protection à installer dans le poste PJ0. ............ 60 Tableau 7 : Nombre de relais numériques de protection a installé dans le poste PJ1. ............. 60 Tableau 8 : Nombre de relais numérique de protection à installer dans le poste PJ2. ............. 61 Tableau 9 : Nombre de relais numériques de protection a installé dans le poste PJ3. ............. 61 Tableau 10 : Nombre Nombr e de relais numériques n umériques de protection pro tection a installé in stallé dans le poste PJ5. ........... 61 Tableau 11 : Les relais numériques numériqu es choisis pour po ur la protection de la boucle 60kv. .................. 62 Tableau 12 : Quantité total tot al de relais numériques de protection. protectio n. ............................................. ............................................... 62 Tableau 13 : Code de protection pro tection AINSI selon la CEI .............................................. .............................................................. ................ 65 Tableau 14 : Nombre Nombr e de TC et TT occupé par un départ d épart transformateur. transformateu r. ............................... ............................... 73 Tableau 15 : Liste des équipements éq uipements a commandé à distance de la boucle. .............................. .............................. 77 Tableau 16 : Nombre total de module de sortie 1756-OW161. ........................................... ............................................... .... 78 Tableau 17 : Entré TOR d’une travée départ dép art poste OCP. ............................................ ........................................................ ............ 78 Tableau 18 : Entré TOR d’une travée départ transformateur 60kv/10kv. ................................ ................................ 79 Tableau 19 : Entré TOR d’une travée départ d épart poste p oste ONE............................................. ........................................................ ............ 79 Tableau 20 : Entré TOR d’une travée départ dép art poste OCP. ............................................ ........................................................ ............ 80 Tableau 21 : Le nombre total to tal de module mod ule d’entrée 1756-IH161. ............................................. ............................................... 80 Tableau 22 : L’adresse de la valeur de l’énergie dans le registre de relais UFM ................... ................... 81 Tableau 23 : Choix des modules de communication d’Allen Bradly. .................................... .................................... 84 Tableau 24 : Quantité des modules Controllogix pour la supervision de la boucle 60 kv. ...... 86 Tableau 25 : Bilan des heures d’arrêt 2009/2010 2 009/2010 ............................................. .................................................................... ......................... 87 Tableau 26 : Coût de relais numérique.............................................. .................................................................... ....................................... ................ 88 Tableau 27 : Prix Total des modules API pour la supervision de la boucle 60kv. .................. 89
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Liste des abréviations SYMBOLE OCP ONE IMACID PMP BMP KV MW EMAPHOS CIJ PI REM PEM GTA MP HT MT TC TT MALT SFEL CCP JDB CAN CNA CEI SCADA E/S API STOR ETOR ARS Mbps IP
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DESIGNATION
Office Chérifien des Phosphates Office Nationale d’Electricité Indo Maroc phosphore Pakistan Maroc Phosphore Bunge Maroc Phosphore Kilo Volte Méga Watt Euro Maroc PHOSphore Direction Maroc Phosphore Jorf Lasfar Produit Intermédiaire Reprise Eau de Mer Pompage Eau de Mer Groupe Turbo Alternateur Maroc Phosphore Haute Tension Moyen Tension Transformateur de Courant Transformateur de Tension Mise A La Terre Sectionneur porte Fusible Court Circuiteur de Phase Jeu De Barre Convertisseur Analogique Numérique Convertisseur Numérique Analogique Commission Électrotechnique Internationale Supervisory Control And Data Acquisition Entré/Sortie Automate Programmable Industriel Sortie Toute ou Rien Entré Toute ou Rien Automate de Reprise de Service Méga bite par seconde Internet Protocol
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Minute Temps de Retour d’Investissement Transformateur Maintenance Electrique Traitement de l’Eau Distillées Seconde Détecteur de la Résistance de la Terre Contrôle de Redondance Cyclique Haute Pression Basse Pression
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Sujet du stage L’ensemble industriel Maroc Phosphore Jorf Lasfar est alimenté en énergie électrique par un réseau électrique composé de la centrale électrique et de la boucle 60KV raccordée à l’ONE et aux Joint-ventures (IMACID, PMP, BMP) via les postes PJ0 et PJ10.
La fiabilité, la disponibilité et la souplesse d’exploitation de ce réseau doivent être assurées pour réaliser les objectifs de production dans les meilleures conditions techniques, de sécurité et de coûts.
Il est demandé de :
Faire une étude crique de fonction de protections existantes au niveau du réseau 60KV et proposer éventuellement des modifications.
Faire une étude technico-économique pour la supervision de ce réseau (l’étude doit inclure l’architecture du réseau, le choix du matériel à installer et un devis estimatif de la réalisation.
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SOMMAIRE Dédicaces REMERCIEMENTS Résumé Abstract
ـ Liste des figures Liste des tableaux Liste des abréviations Sujet du stage
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Introduction générale
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Présentation du réseau électrique du complexe
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1. Ensemble des industries chimiques de Jorf Lasfar ................................................................ 20 1.1. Maroc Phosphore Jorf Lasfar : ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ....................... ...................... .......... 20 1.2. Indo Maroc Phosphore S.A IMACID : ................ ........................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ................ ..... 22 1.3. Euro Maroc Phosphore S.A : EMAPHOS : ............................... .......................................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............. ... 22 1.4. PMP :........................................................................................................................................................................................ 22 1.5. BMP : ....................................................................................................................................................................................... 23 1.6. Diagramme bloc : ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .............. ... 23
2. Division des Produits Intermédiaires de Maroc Phosphore Jorf Lasfar .................................. 24 2.1. Présentation : ..................... ................................. ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...........24 2.2. Description de la division PI : ..................... ................................ ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ............. 25
3. BOUCLE BOUCLE 60 KV .............................................. .................................................................... .............................................. ............................................... ......................... 27 3.1. Architecture du réseau de distribution HT : ............ ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ................ ..... 27 3.2. Différentes liaisons entre les postes : ......................... .................................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ................ ..... 28
4. Description des postes électriques ...................................................................................... 29 4.1. Poste PJ0 ................................................................................................................................................................................ 4.2. Poste PJ1 ................................................................................................................................................................................ 4.3. Poste PJ2 ................................................................................................................................................................................ 4.4. Poste PJ3 ................................................................................................................................................................................ 4.5. Poste PJ4 ................................................................................................................................................................................ 4.6. Poste PJ5 ................................................................................................................................................................................ 4.7. Poste PJ6 ................................................................................................................................................................................ 4.8. Poste PJ7 ................................................................................................................................................................................ 4.9. Poste PJ10 ............................................................................................................................................................................. 4.10. Poste PJ11 ..........................................................................................................................................................................
Structure d’un poste PJ et Les technologies des équipements installés
29 29 30 31 32 32 34 34 35 35
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1 .Les constitutions d’un poste 60Kv /10Kv ............................................................................. 38 1.1. Les travée d’un poste HT/MT : ...................... ................................. ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... .................... ......... 38 1.2. Travée départ vers un poste ou vers un transformateur : ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ...................... ...........38 1.3. Travée arrivée ONE : ................ ........................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ...................... ..........39 1.4. Travée Couplage entre jeu de barre :..................... :................................ ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... .................... ......... 39
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 2. Etude des protections analogiques des postes. .................................................................... 40 2.1. La protection de distance RXAP : ...................... .................................. ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ............... ... 40 2.2. La protection différentielle DPDL : ............................ ....................................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... .................. ....... 42 2.3. Protection directionnelle de puissance PSW163 : ............... ........................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...........43 2.4. Protection P rotection différentiel de jeux de barres TMAR :..................... ................................ ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... .................. ....... 44 2.5. Protections du transformateur....................... transformateur.................................. ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... .................... ......... 46
3. Les équipements d’une travée d’un poste. .......................................................................... 49 3.1. Structure des postes PJ : ..................... ................................ ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............49 3.2. Equipement d’une travée départ poste : ..................... ................................ ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............. ... 49 3.3. Equipement d’une travée de transformateur : .................... ............................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .............. ... 50 3.4. Equipement d’une travée couplage de jeux de barres : ..................... ................................ ...................... ...................... ....................... ....................... ............. 50
4. Les contacts d’état des équipements HT installés................................................................. 51 4.1. Le sectionneur MALT: ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............. ...51 4.2. Le disjoncteur E.I.B : ..................... ................................. ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... .................... .........51 4.3. Le combiné de mesure ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............. ...52
Etude critique des protections analogiques et liste de matériel numérique a installé
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1. Etude critique des protections analogiques ................ ........ ................ ................. ................. ................ ................ ................ ............... ....... 55 1.1. Les relais électromécaniques (RXAP) : .......................... ..................................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...........55 1.2. Fiabilité de fonctionnement des relais analogique ana logique (PAK412) (P AK412) : ...................... ................................. ....................... ....................... ...................... ............. 55 1.3. Le transducteur 4 – 20 mA : ............. ........................ ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ............. 55 1.4. Absence de signalisation de défaut des postes : .......................... ..................................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ................ ..... 55 1.5. La commande a distance des disjoncteurs : ..................... ................................ ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... .................. ....... 56 1.6. Le TC de rattrapage : ...................... .................................. ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .................. .......56 1.7. Le comptage de l’énergie électrique : .................. ............................. ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...........56 1.7. Conclusion : ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .............. ... 58
2.Les solutions solutions proposées proposées ......................................... ............................................................... .............................................. ........................................ ................ 58 2.1. Remplacement des relais analogiques par des relais numériques : ........................ .................................... ....................... ...................... ............. 58 2.2. Supervision de la boucle 60 KV : .............. ......................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ............... ... 58
3. La quantité de relais numériques à installer ........................................................................ 59 3.1. Le nombre des relais numériques ..................... ................................ ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ................ ..... 59
4. Présentation des relais numériques : ................................................................................... 63 4.1. Protection différentiel ligne Micom P422 : ......................... .................................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ................ ..... 65 4.2. Protection de distance SIPROTEC 7SA63 : ..................... ................................ ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... .................... ......... 66 4.3. Protection jeu de barre s Siemens SIPROTEC 7SS52 : ..................... ................................ ....................... ....................... ...................... ...................... ................ ..... 66 4.4. Protection et système de mesure de départs HT UFM : ..................... ................................ ....................... ....................... ...................... ...................... .............. ... 67 4.5. Protection différentielle transformateur MD32-T : ........................... ...................................... ....................... ....................... ...................... ...................... .................. ....... 69 4.6. Protection masse cuve Micom P120 : ............... .......................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ............... ... 70 4.7. Protection différentielle câble 7SD52 : ........................ ................................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... .............. 71 4.8. Protection directionnel de puissance F650 ............................. ........................................ ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ........... 71 4.9. Raccordement entre combiné de mesure et armoire de protection : ................ ........................... ...................... ...................... .................. ....... 72
Le nombre des API pour la supervision de la boucle 1.Les module E/S
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1.1. Introduction :........................ :.................................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... .................... ......... 76 1.2. Module de sortie : ..................... ................................ ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .............. ... 77 1.3. Module d’entrée : ...................... ................................. ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... .............. ... 78
2. Les modules de communication et architecture. ................ ........ ................ ................ ................. ................. ............... ................ ......... 80 2.1. Le protocole ModBus :........................ ................................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............80 2.2. Le protocole ControlNet :............................ ....................................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............. ... 82 2.3. Le protocole EtherNet : ..................... ................................ ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... .............. ... 82 2.4. Architecture de communication entre API : ........................... ...................................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ............... 84 2.5. Châssis A7, A13 et carte d’alimentation 1756-PA75 : ................. ............................ ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... .............. ... 85
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 3. Etude technico technico économiqu économique e ................................................. ....................................................................... .............................................. .......................... 86 3.1. Apport de la solution : ..................... ................................ ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ................ .....86 3.2. Coûts et étapes de l’investissement : ...................... ................................. ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ....................... .................... ........ 87 3.3. Rentabilité du projet : ...................... ................................. ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ................ .....89 3.4 Conclusion : ..................... ................................ ...................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ...................... ...................... ....................... ....................... ...................... ................ ..... 89
Conclusion générale ……………………………………………………………………………………………………………90 Bibliographie……………………………………………………………………………………………………………………….91 91 Annexes……………………………………………………………………………………………………………………………….92 92
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Introduction générale Dans le cadre de la concurrence mondiale, et la grande compétitivité dans le monde industriel, les entreprises sont appelées à améliorer la qualité de leurs produits et services, elles doivent adopter une politique qui tient compte de l’évolution économique et technologique actuelle, afin de faire face efficacement aux impératifs du marché et des réglementations, aux besoins des clients mais aussi aux nécessités du développement durable. Face à ces contraintes et afin de consolider son rang de leader, le groupe OCP considère l’adoption des nouvelles technologies numériques en matière de protection des équipements électriques, d’automatisation, d’instrumentation et de supervision, comme étant un choix prioritaire dans sa stratégie concurrentielle. Ce choix, répondant aux exigences de la production, présente de nombreux avantages, dont on peut citer : la réduction du temps de coupure d’électricité, l’augmentation de la production, la détection et le diagnostic automatique des défauts, la limitation des interventions de la maintenance et donc de son coût, et finalement, la communication et la collecte en temps réel des données de production. C’est dans cette perspective, que le groupe OCP a proposé comme projet de fin d’étude au sein de la division des produits intermédiaires de Jorf Lasfar d’El-Jadida, de contribuer à l’automatisation et la supervision la boucle 60 KV. En effet, Le système de signalisation des défauts et des anomalies présente des défaillances qui causent la non détection de la nature de défaut, le système de comptage d’énergie échangée entre les différents postes impose le déplacement de l’agent OCP jusqu’au poste pour relever l’index d’échange, en plus la fiabilité des fonctions de protection ce qui favorise le recours à une nouvelle technologie. Dans ce rapport, nous allons présenter les différentes étapes suivies pour réaliser notre étude et les travaux effectués. Dans le premier chapitre nous allons donner une présentation succincte de l’organisme d’accueil, et de réseau électrique haute tension de Maroc Phosphore. Le deuxième chapitre fait l’objet d’une étude des technologies des équipements HT déjà installé et les fonctions de protections analogiques implantées dans les postes PJ de la boucle 60kv ceci sera utile pour faire une étude critique. Le troisième chapitre sera consacré à l’étude critique des appareils de protection analogique et de mesure existant. Cette étude aboutira à bien mettre en évidence les failles que présentent les relais de protection analogique. Et à la lumière de l’étude critique, nous allons présenter les différents outils de développement ainsi que la quantité des relais numériques et automates programmables qui seront utilisés pour la mise en œuvre de la solution adoptée. NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv La nouvelle instrumentation qui va être installée dans les postes PJ0, PJ1, PJ2, PJ3 et PJ5 va faire l’objet du quatrième chapitre. On abordera essentiellement l’architecture retenue pour la communication entre les automates et le mode de transmission de données de l’automate vers la salle de contrôle et commande. Et à la fin un chapitre sera consacré à une étude technico-économique pour dégager l’investissement nécessaire et le gain apporté par notre solution. Une conclusion générale achèvera notre rapport.
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Chapitre
I
Présentation du réseau électrique du complexe
I.1. Ensemble des industries chimiques de Jorf Lasfar. I.2. Division des Produits Intermédiaires de Maroc Phosphore Jorf Lasfar. I.3. Boucle 60 KV. I.4. Description des postes électriques.
Dans ce chapitre nous allons donner une présentation succincte de l’organisme d’accueil, et de réseau électrique haute tension, qui va inclure l’architecture de la boucle 60kv de Maroc Phosphore et finalement une description de réseaux de distribution HT et MT de chaque poste.
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
1. Ensemble des industries chimiques de Jorf Lasfar
Le complexe industriel de la Direction Pôle Chimie de Jorf Lasfar s'étend sur 1700ha et comporte cinq entités interdépendantes. Ce paragraphe est destiné à la description de ces entités, ainsi que les différentes relations qui les lient. 1.1. Maroc Phosphore Jorf Lasfar :
Maroc Phosphore Jorf Lasfar fait partie intégrante du groupe OCP. Il a démarré en 1986 et permet de produire annuellement : 1,7 million de tonnes P2O5 d’acide phosphorique ;
1,8 million de tonnes équivalent DAP.
Nécessitant ainsi la transformation de : 1,7 million de tonnes de soufre ;
6,5 millions de tonnes de phosphate ;
0,5 million de tonnes d’ammoniac.
Les ateliers de MAROC PHOSPHORE Jorf Lasfar sont : a. Atelier sulfurique
Il est constitué de six unités de production d’acide sulfurique monohydrate de capacité 2.650 tonnes par jour chacune. b. Atelier phosphor phosphorique ique
Il est constitué de: 8 unités de broyage de phosphate ;
8 unités de production d’acide phosphorique;
Et 20 échelons de concentration ;
c. Atelier engrais
Il comporte quatre unités de production de DAP dont deux peuvent produire du TSP, MAP et NPK, et de capacité de 1.400 tonnes par jour chacune. d. Atelier des utilités
Cet atelier rassemble tous les produits intermédiaires nécessaires à la production à l'exception de l'acide sulfurique. Il contient: 1 centrale thermoélectrique avec 3 groupes turboalternateurs de 37 MW chacun ;
1 réservoir d’eau douce et une station de traitement de 2.000 m3 /h ;
1 station de reprise d’eau de mer de 60.000 m3 /h ;
1 station de compression d’air.
Les ateliers décrits précédemment fonctionnent en série donc ils seront liés entre eux, l’interaction entre les ateliers de Maroc Phosphore est représentée sur la figure suivante
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv ENERGIE ELECTRIQUE
CENTRALE THERMOELECTRIQUE Eau douce
Liaison Réseau National TRAITMENT D’EAU
VAPEUR ACIDE PHOSFORIQUE
Eau de mer
54% P2O5 ,EXPORT
Soufre Liquide
TSP,DAP
ATELIER D’ACIDE SUFIRIQUE
EXPORT
PHOSFATE Sec ATELIER D’ACIDE PHOSFORIQUE
MAP,NPK
AMMONIAC ENGRAIS EXPORT Figure 1 : Diagramme bloc de Maroc P hosphore III & IV
e. Installations portuaires
Hangar de stockage de soufre solide.
Unité de fusion filtration de soufre.
Bacs de stockage de soufre liquide.
Bacs de stockage d’acide sulfurique.
Bacs atmosphériques des stockages d’ammoniac.
Station de filtration et de pompage d’eau de mer.
Station d’ensachage des engrais destinés à l’exportation.
Des installations équipées pour : ›
Décharger : le soufre solide et liquide, l’ammoniac et l’acide sulfurique.
›
Charger : le phosphate, les engrais (en vrac et en sac) et l’acide phosphorique (marchand et purifié).
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 1.2. Indo Maroc Phosphore S.A IMACID :
Constituée dans le cadre d'un partenariat entre le Groupe Groupe OCP et le Groupe Indien Indien Birla, la Société INDO MAROC PHOSPHORE PHOSPHORE S.A (IMACID) a démarré en octobre 1999, avec un potentiel de production de 0,33 million de tonnes de P2O5 par an nécessitant : 1,2 million de tonnes de phosphate de Khouribga;
0,33 million de tonnes de soufre.
a. Atelier sulfurique
1 unité de production d’acide sulfurique de capacité 3.300 tonnes monohydrate par jour. b. Atelier phosphor phosphorique ique
1 unité de production de capacité 1.000 tonnes de P2O5 par jour.
1 unité de lavage des gaz ;
3 échelons de 440 tonnes P2O5 chacun.
c. Atelier utilités
1 centrale thermoélectrique avec un groupe turboalternateur de 27 MW ;
1 réservoir d’eau douce et une station de traitement de 200 m3 /h ;
1 station de reprise d’eau de mer de 15.000 m3 /h ;
1 station de compression d’air.
1.3. Euro Maroc Phosphore S.A : EMAPHOS :
Suite à un partenariat avec PRAYON (Belgique) et CFB (Allemagne), le Groupe OCP a inauguré une nouvelle ère dans la diversification de ses produits finis, par la production d’un acide à haute valeur ajoutée : l’acide phosphorique purifié. L’usine EMAPHOS qui est entrée en production en janvier 1998 avec une capacité est de 0,12 million de tonnes P2O5 par an d’acide phosphorique purifié (qualité alimentaire). 1.4. PMP :
Le projet PMP consiste en la construction et l'exploitation d’un ensemble chimique de production d'acide phosphorique d’une capacité de 375.000 tonnes P2O5 qualité engrais par an. Ses activités de production d'acide phosphorique ont démarré le 04/04/2008. Il est composé des ateliers suivants : a. Atelier Phosphor Phosphorique ique
L’atelier phosphorique est constitué principalement de : Une ligne de production d'acide phosphorique de capacité 1.135 tonnes de P2O5 par jour.
Une ligne de broyage de phosphate,
Un circuit d’alimentation en phosphate,
Une unité de concentration d'acide phosphorique,
Une unité de stockage d'acide phosphorique 30% et 54%.
NAHIDI Hassan
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv b. Atelier Sulfuriqu Sulfurique e
L’atelier sulfurique est constitué principalement de : Une ligne de produ tion d'acide sulfurique de capacité 3.410 t nnes monohydrate par jour;
Une unité de stockage de soufre liquide;
Une unité de stockage d’acide sulfurique.
c. Atelier des utilités
L’atelier des utilités est consti ué principalement de : Une centrale thermo lectrique comprenant un groupe turboaltern teur de 32 MW;
Une station de traite ent des eaux douces;
Une station de compression d’air.
1.5. BMP :
Le projet BMP est un ensemble chimique de production se compose d'une unité de production d'acide sulfurique d'une cap cité de 3410 tonnes monohydrates par j ur, d'une unité de production d'acide phosphori ue d’une capacité de 1200 tonnes P2O5 par jour et d'une unité de production des engrais. 1.6. Diagramme bloc :
Le diagramme bloc suivant illustre les différentes relations entre les ateliers de Maroc Phosphore, IMACID, EMAP OS, PMP et BMP.
Figure 2 : Diagram e bloc de la liaison de de Maroc Phosphore au Joint Venture
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
2. Division des Produits Intermédiaires In termédiaires de Maroc
Phosphore Jorf Lasfar 2.1. Présentation :
La Division des Produits Intermédiaires de la Direction Production de MAROC PHOSPHORE Jorf Lasfar a pour vocation la production de l'acide sulfurique, la vapeur, l'énergie électrique, l'eau de mer, l'eau industrielle et l'air comprimé, ainsi que la gestion et la distribution des carburants nécessaires pour alimenter les différents ateliers du complexe de Jorf Lasfar. La division dispose d'un effectif de 360 agents répartis sur trois services: production, matériel et amélioration technique, dont la composition est la suivante: 14 Hors cadre (Ingénieurs et assimilés);
137 TAMCA (Techniciens, Agents de Maîtrise et Cadres administratifs);
Et 211 OE (Ouvriers et Employés). Chef de la division CIJ/PI M.HANINIE
Chef de service Matériel CIJ/PI/M M.KHERRAZ
Chef de service amélioration technique CIJ/PI/IA M.BERGUI
Chef de service Production CIJ/PI/P M.BOURRAS
Entretien mécanique CIJ/PI/MM MM.OULAID SARRAR ISMAILI NAITLHAK
Production sulfurique CIJ/PI/PS MM.LAHMITI MEJJATI KACIMI
Entretien électrique CIJ/PI /ME M.IFEZOUNI Melle .ELHARRAJ M.NAIT’ZARI
Production utilités CIJ/PI/PS MM. El SOSSA BENHAMIDA KHABBA
Entretien Régulation CIJ/PI/MR M.BENZIDIYA Melle. BOUALI Figure 3 : Organigramme de CIJ/PI
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 2.2. Description de la division PI : 2.2.1. Centrale thermoélectrique
La centrale thermoélectrique est conçue pour assurer les fonctions suivantes: La production et la distribution de l’énergie électrique;
La production et la gestion de la vapeur;
La production et la distribution de l’eau alimentaire et condensats;
La réfrigération des auxiliaires du complexe.
a. Production et distribution de l’énergie électrique
La centrale dispose de trois groupes turboalternateurs de capacité 37MW chacun utilisant la vapeur haute pression produite par les chaudières de récupération dans l’atelier de production de l’acide sulfurique, cette vapeur se détend partiellement ou totalement pour produire l’énergie électrique et la vapeur de procédé nécessaire au fonctionnement du complexe. b. Production et gestion de la vapeur
La centrale assure la gestion de la vapeur de procédé et la production de la vapeur haute pression pour le démarrage du complexe et l’appoint. Production de la vapeur haute pression par les deux chaudières auxiliaires.
Gestion vapeur de procédé : ›
Réseau vapeur haute pression (58 bars / 490°C): la vapeur provenant de la réaction exothermique de la combustion du soufre arrive dans deux barillets HP. Cette vapeur alimente les 03 groupes turboalternateurs, la turbopompe alimentaire et la conservation des chaudières auxiliaires.
›
Réseau vapeur moyenne pression (9,5 bars / 200°C): la vapeur moyenne pression est obtenue des soutirages des 03 groupes turboalternateurs, des échappements des turbosoufflantes et parfois des stations de détente. Cette vapeur est récupérée dans deux barillets MP et distribuée aux ateliers: phosphorique, port, engrais et réchauffage bâche alimentaire.
›
Réseau vapeur basse pression (5,5 bars / 155°C): la vapeur basse pression est obtenue par détente et désurchauffe de la vapeur MP, elle est utilisée pour le réchauffage des conduites, le stockage (fuel-oil, soufre liquide et la soude caustique en solution) et pour les besoins de réchauffage aux vestiaires et engrais.
c. Production et distribution de l’eau alimentaire et condensats
L’eau alimentaire est prise de la bâche alimentaire, celle ci est alimentée par des condensats à travers le dégazeur, afin d’éliminer l’oxygène. Deux réseaux principaux et des annexes sont alimentés à partir de la bâche, le premier alimente les chaudières de récupération, le second NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv alimente les chaudières auxiliaires. De cette même bâche sont alimentés les désurchauffeurs HP et les désurchauffeurs MP et BP. Tous les condensats viennent alimenter la bâche à condensats sauf ceux de l’atelier phosphorique qui alimentent le dégazeur. Puis, ils sont pompés vers le poste de polissage à la station TED à travers des refroidisseurs de condensats, et viennent sous forme d’eau traitée. d. Réfrigération des auxiliaires du complexe
C’est une eau douce de réfrigération. Elle assure le refroidissement des paliers des pompes, de l’air de refroidissement alternateur et des réfrigérants d’huile. C’est un circuit fermé. Un appoint d’eau désilicée est assuré en permanence dans la bâche de réfrigération. 2.2.2. Traitement des eaux
L'installation de traitement des eaux a pour rôle le traitement, le stockage et la distribution des différentes qualités d'eaux aux consommateurs. Elle comporte essentiellement: a. Station de filtration
L’eau filtrée est produite à partir de l’eau brute par filtration sur sable et sur charbon actif. Chaque ligne de filtration est composée de 02 filtres placés en série : Le filtre à sable constitué de 02 lits superposés : sable quartzite et sable anthracite pour l’élimination des matières en suspension.
Le filtre à charbon actif pour l’élimination des matières organiques et du chlore
résiduel. b. Station d’eau déminéralisée
L’eau déminéralisée est produite par des chaînes de déminéralisation composées chacune d’un échangeur cationique, d’un échangeur anionique et d’un dégazeur atmosphérique. c. Station d’eau traitée
L’installation d’eau traitée sert au traitement des condensats de la centrale. Elle est composée de 03 lignes contenant chacune deux charges de résines mélangées. d. Station de compression d’air
La station a pour but de produire de l’air de service et l’air instrument pour tout le complexe. Elle se compose de six compresseurs, deux sécheurs et quatre ballons de stockage d’air de service. e. Station de dépotage et distribution des carburants
Les deux carburants utilisés sont : Le gas-oil qui est essentiellement utilisé pour l’allumage des chaudières auxiliaires et pour le démarrage ou le soufflage des unités sulfuriques;
Et le fuel-oil qui est utilisé pour la marche normale des chaudières auxiliaires et pour
les sécheurs de l’atelier d’engrais. Le stockage des carburants est composé de : 01 bac de stockage Gas-oil;
02 bacs de stockage de Fuel-oil;
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
01 poste de dépotage des camions de gas-oil et fuel-oil et le transfert vers les
utilisateurs. 2.2.3. Pompage et reprise eau de mer : a. Station de pompage principale
La station de pompage eau de mer est située au port de Jorf Lasfar, elle est destinée à alimenter le complexe en eau de mer traitée et filtrée, elle se compose des installations suivantes : Les ouvrages d’amenée d’eau de mer : ›
Une digue de protection
›
Un mûr d’ajutage
›
Un canal de décantation
Une installation de dégrillage et filtration d’eau de mer;
03 files d’eau de mer;
Une installation de production d’hypochlorite de sodium par électrolyse de l’eau de
mer, ce produit est utilisé en tant qu'agent algicide bactéricide. b. Station de reprise et de distribution dis tribution d’eau de mer
La reprise d’eau de mer est destinée à alimenter les divers consommateurs du complexe en eau de mer. Elle est équipée : 3 D’un bassin de décantation et de reprise à ciel ouvert d’une capacité de 20 880 m
De 11 pompes d’une capacité unitaire de 7 500m3 /h, destinées à alimenter : ›
L’atelier sulfurique pour le refroidissement de l’acide sulfurique;
›
La centrale thermoélectrique principalement pour la condensation de la vapeur;
›
L’atelier phosphorique pour la création du vide dans les bouilleurs et l’évacuation du gypse;
›
Et l’atelier des engrais pour le lavage des gaz.
3. BOUCLE 60 KV 3.1. Architecture du réseau de distribution HT :
L'alimentation en énergie électrique de l'ensemble industriel Maroc Phosphore Jorf Lasfar et l'échange d'énergie électrique avec l'ONE sont assurés par une boucle 60kV dont l'architecture actuelle est la suivante:
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Figure 4 : L’architecture la boucle 60kV
Les postes électriques PJ0, PJ1, PJ2, PJ3, PJ4, PJ5, PJ6, PJ7, PJ10 et PJ11 sont des postes 60kV/10kV dont les rôles, les constitutions et les consommateurs seront détaillés dans le paragraphe suivant. 3.2. Différentes liaisons entre les postes :
Le tableau suivant décrit les différentes liaisons entres les postes électriques : Tableau 1 : Longueur et section des câbles qui assure la connexion entre les po stes PJ. Désignation
La longueur de la liaison (m)
PJ0-PJ11
PJ10-PJ1
PJ1-PJ2
PJ2-PJ3
PJ3-PJ5
22 3 1
1861
1576
159 0
460
894
souterraine
635
****
****
****
****
****
15 92
366
181.6
181.6
288
288
28 8
288
****
****
****
****
****
2x240 Cu
****
****
****
****
****
1x630 Al
Souterraine
NAHIDI Hassan
2 2 13
PJ10-PJ11
Aérienne
Aérienne
La section du câble (mm2)
PJ0-PJ5
2x500 Al
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
4. Description des postes électriques 4.1. Poste PJ0 a. Rôle
Assurer l’interconnexion entre le réseau de MP, le poste PJ6 de IMACID et le réseau ONE, ainsi que l'alimentation de la station REM EMAPHOS. b. Constitution
1 double jeux de barres 60kV, l’un ONE et l’autre OCP;
3 départs ONE pour l’interconnexion avec le réseau MP
4 départs vers PJ10, PJ5, PJ6 et PJ11;
2 travées de couplage et de comptage;
1 départ transformateur 60kV/10kV – 2,5MVA
c. Consommate Consommateurs urs
1 TSA 10kV/400V – 50kVA;
1 TR 10kV/400V – 100kVA;
2 moteurs: ›
2 × 480kW
4.2. Poste PJ1 a. Rôle
Assurer l’alimentation des consommateurs de la station de pompage d'eau de mer (PEM). b. Constitution
Un jeu de barres 60kV;
2 départs PJ0 et PJ2 en boucle;
3 départs transformateurs 60kV/10kV – 25 MVA.
c. Consommate Consommateurs urs
Transformateur N° 1 : ›
›
3 moteurs :
1×4600kW
1×3650kW
1×1915kW
2 transformateurs :
NAHIDI Hassan
1×10kV/400V – 160kVA
29
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
1×10kV/660V – 400kVA
2 réserves équipées
Transformateur N° 2 : ›
›
3 moteurs :
2×3650kW
1×1915kW
2 transformateurs :
1×10kV/150V – 630kVA
1×10kV/660V – 400kVA
2 réserves: 1 équipée et l’autre non équipée
Transformateur N° 3 : ›
3 moteurs :
2×3650kW
1×2400kW
›
1 réserve équipée
›
1 départ vers PEM11
4.3. Poste PJ2 a. Rôle
Assurer l’alimentation des installations du port : les unités de stockage principal de l’acide phosphorique et du soufre liquide;
le déchargement du soufre solide;
la reprise des quatre hangars des phosphates;
le chargement des navires (phosphates et engrais);
le chargement de l’acide phosphorique;
le déchargement, de la fusion et du stockage d’ammoniac.
b. Constitution
Un jeu de barre 60kV;
2 départs PJ1 et PJ3 en boucle;
2 départs transformateurs 12.5MVA – 60kV/10kV en redondance alimentant : ›
2 départs vers le poste PE4;
›
2 départs vers le poste PD53;
NAHIDI Hassan
30
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv ›
2 départs vers le poste PR;
›
3 départs vers le poste PES;
›
4 réserves équipées.
c. Consommate Consommateurs urs
1 TSA 10kV/400V – 50kVA
21 transformateurs : ›
4×10kV/660V – 2500kVA
›
6×10kV/660V – 1600kVA
›
4×10kV/660V – 800kVA
›
1×10kV/400V – 800kVA
›
2×10kV/400V – 400kVA
›
3×10kV/400V – 250kVA
›
1×10kV/400V – 160kVA
4.4. Poste PJ3 a. Rôle
Assurer l’alimentation des installations des infrastructures : Ateliers et commun de CIJ/PN;
stockage de phosphates;
déchargement des trains;
l’alimentation des quatre hangars des engrais;
transfert des engrais vers les quatre hangars;
l’atelier de criblage et les quatre convoyeurs de manutention des engrais vers le port.
b. Constitution
1 jeu de barres 60kV;
2 cellules départs PJ2 et PJ5 en boucle;
2 départs transformateurs 60kV/10kV – 12.5MVA alimentant : ›
TRS N°1 :
1 départ vers ateliers et commun de CIJ/PN;
2 départs vers le poste PM;
1 départ vers le poste N.DAP N°1;
NAHIDI Hassan
31
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
›
1 départ vers le poste PE1;
3 réserves non équipées.
TRS N°2 :
1 départ vers le poste N.DAP N°2;
2 réserves équipées;
c. Consommate Consommateurs urs
1 TSA 10kV/400V – 50kVA
11 transformateurs: ›
2×10kV/660V – 1600kVA
›
2×10kV/660V – 2500kVA
›
2×10kV/400V – 630kVA
›
1×10kV/400V – 200kVA
›
4×10kV/400V – 400kVA
4.5. Poste PJ4 a. Rôle
Alimenter les installations électriques de PMP b. Constitution
1 double jeux de barres 10kV;
1 cellule arrivée de PJ10 + TRS 60kV/10kV;
1 cellule arrivée GTA de 41MW;
1 cellule de couplage et de comptage.
4.6. Poste PJ5 a. Rôle
Alimenter les ateliers suivants : Sulfurique;
Utilités;
Phosphorique;
Engrais;
REM;
EMAPHOS.
NAHIDI Hassan
32
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv b. Constitution
1 double jeux de barres 60kV;
2 cellules départs PJ3 et PJ0;
3 cellules arrivées génératrices : 3×47MVA (alternateurs 10kV + transformateurs
10kV/60kV);
1 couplage entre les 2 jeux de barres;
1 cellule de transformateur de potentiel;
4 départs transformateurs 60kV/10kV – 35MVA (22EC11 – 22EC12 – 22EC13 –
22EC14);
1 cellule arrivée future.
c. Consommate Consommateurs urs
Transformateur 22EC11 : ›
1 TSA 10kV/400V – 50kVA
›
18 transformateurs :
›
›
2×10kV/660V – 2000kVA
7×10kV/660V – 2500kVA
7×10kV/400V – 630kVA
1×10kV/400V – 160kVA
1×10kV/400V – 63kVA
14 moteurs:
7×700kW
2×1200kW
2×2100kW
3×1315kW
Arrivée génératrice groupe électrogène 1.2MVA
Transformateur 22EC12 : ›
›
10 transformateurs :
8×10kV/660V – 2000kVA
1×10kV/660V – 2500kVA
1×10kV/400V – 630kVA
11 moteurs :
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
4×600kW
4×400kW
3×530kW
Transformateur 22EC13 : ›
›
20 transformateurs :
14×10kV/660V – 3150kVA
3×10kV/660V – 2500kVA
1×10kV/400V – 630kVA
2×10kV/400V – 800kVA
7 moteurs :
6×600kW
1×1315kW
Le transformateur 22EC14 est un transformateur de secours pour les 3 transformateurs 22EC11, 22EC12 et 22EC13. 4.7. Poste PJ6 a. Rôle
Alimenter les installations électriques d’IMACID b. Constitution
Un jeu de barres 60kV;
Une cellule départ PJ0;
Une cellule départ transformateur 25MVA.
4.8. Poste PJ7 a. Rôle
Alimenter les installations électriques de BMP b. Constitution
Un double jeu de barres 10kV;
Une cellule départ PJ10;
Une cellule arrivée GTA de 41MW;
Une cellule de couplage et de comptage.
NAHIDI Hassan
34
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 4.9. Poste PJ10 a. Rôle
Assurer l’interconnexion entre la boucle MP, les projets futurs et le réseau ONE ainsi que l'alimentation de la station REM III. b. Constitution
Un double jeu de barres;
Une cellule départ ONE;
Une cellule départ PJ0;
Une cellule de couplage et de comptage;
4 cellules départ vers PJ11, PJ1, PJ4 et PJ7;
2 cellules départ vers REM III;
2 transformateurs 60kV/10kV – 12.5MVA.
4.10. Poste PJ11 a. Rôle
Alimenter la station PEM11. b. Constitution
Un jeu de barres 60kV;
2 cellules départs PJ0 et PJ10;
2 départs transformateurs 60kV/10kV – 25MVA.
c. Consommate Consommateurs urs
TRS N° 1 ›
Arrivée de PEM1
›
2 transformateurs
›
1×10kV/400V – 630kVA
2×10kV/660V – 1250kVA
1 moteur :
1×3650kW
›
2 départs réservés pour transfert de PJ2
›
Un départ réserve pour transformateur
›
Un départ réserve pour moteur de 240kW
TRS N°2
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv ›
1 transformateur
›
1×10kV/660V – 1250kVA
2 moteurs
1×3650kW
1×2400kW
›
2 départs réserves pour moteur 3650kW
›
1 départ réserve pour transformateur
›
1 départ pour transfert de PJ2
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Chapitre
II
Structure d’un poste PJ et Les technologies des équipements équipemen ts installés
II.1. Les constitutions d’un poste 60Kv /10Kv II.2. Etude des fonctions de protection analogique des postes. II.3. Les équipements d’une travée d’un poste. II.4. les contacts d’état des équipements HT installer.
Ce chapitre fait l’objet d’une étude des technologies des équipements HT tel que les sectionneurs, disjoncteurs et combinés de mesure déjà installés et les fonctions de protections analogiques implantées dans les postes PJ de la boucle 60kv, ceci sera utile pour faire l’étude critique et pour la détermination de la quantité des relais numériques de protection et des modules entrées et sorties d’automates.
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
1 .Les constitutio ns d’un poste 60Kv 10K 1.1. Les travée d’un poste H /MT :
Chaque poste de transformati n HT /MT peut être identifié par trois éléme ts principaux : Travée départ vers un poste OCP ou vers un transformateur. Travée arrivée ONE. Travée Couplage entr jeu de barre. Chaque poste contient au minimum deux travées départ poste OCP car l réseau électrique Maroc Phosphore est une boucle fer é et des travées départ transformateur. Les autres travées sont présentes dans un poste selon le nombre de jeu de barre et selon le rôle du poste. Le schéma suivant présente le prototype d’un poste PJ de Maroc Phosphor :
Figure 5 : Prototype d’un poste 60kv/10kv, PJ
Dans le but de détailler le f nctionnement d’un poste on va décrire dans un premier temps les équipements des différentes travées pour enchaîner par la suite à l’étude d s fonctions de protection déjà installés dans les postes. 1.2. Travée départ vers un p oste ou vers un transformateur :
Chaque départ soit ONE ou CP est constitué de même dispositif, ils se différent seulement par le type de protection : • Un sectionneur général ou tête de ligne. • Un sectionneur de terr NAHIDI Hassan
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv • • •
3 combinés de mesure (chaque combiné possède 4 TC et 1TT pour départ ligne). Un disjoncteur principal. Un sectionneur d’aiguillage.
Arrivé 60KV.
Sectionneur tripolaire 72.5 K , 1250A.
Commande mécanique.
Disjoncteur tripolaire 72.5 K , 1250A
Commande électrique.
Combiné de mesure 72.5 KV.
TT 60000V/100V.
Puissance TT : 200VA.
TC 300-600 A /5A.
Puissance TC : 50 VA
Sectionneur générale, 72.5 K , 1250A.
Sectionneur de terre, 72.5 KV, 1250A.
Commande mécanique.
Départ 60KV.
Jeu de barre 60KV.
Figure 6 : Schéma d’un départ poste
1.3. Travée arrivée ONE :
L’arrivée ONE est une travée qui ressemble à la travée départ poste, sauf que cette travée contient deux combinés de mesure l’u de l’OCP et l’autre imposée par l’ONE po r les raisons suivantes : L’ONE et OCP ont leur propre compteur d’énergie échangée et chacu d’eux a son circuit de mesure de tension TT et de courant TC. Chacun protège ses équipements contre un défaut survenu de l’extérieur. C’est une travée qui n’exis e qu’au poste PJ0 le plan de protection vise la surveillance de l’impédance du tronçon limité par les deux postes PJ0-GHANEM : Protection de distance RXAP. Protection différentielle ligne. 1.4. Travée Couplage entre j u de barre :
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv La travée couplage assure le couplage entre les jeux de barres, c’est une travée qui n’existe que dans deux postes : deux trav es au poste PJ0 car ils contiennent un sectionneur inter barre qui permet la divisons d’une barre en deux parties et une seule travée au poste PJ5. Un double jeu de barres est résent dans les postes ou il y a connexion ntre deux réseaux (poste PJ0) ou dans les postes ou il y a les GTA (poste PJ5), pour assurer l’îlotage des GTA GTA en cas de perte de synchronisme ou en cas de chute de tension. Le combiné de mesure de cett travée ne contient que les TC qui ont deux onctions principales : La protection de jeu d barres (relais TMAR) Le comptage d’énergi échangée entre Maroc Phosphore et l’ONE. Le raccordement de circuit de mesure à la travée couplage est représenté s r le schéma ci-dessous : Vers protection jeu de barre
Com teur HT
TC JDB ONE JDB OCP
TT Figure 7 : La travée de couplage et de comptage
L’ensemble des travées représentées dans le paragraphe précédant assure la connexion entre les postes, le transport de l’én rgie électrique et la transformation de niveau de tension pour l’utilisation. La présence d’une anomalie ou d’un défaut perturbe le f nctionnement de réseau électrique 60kv de Maroc Phosphore. Pour un bon fonctionnement de réseaux 60kv un système de protection assure l’ouverture ou la fermeture du disjoncteur de la travée en défaut, ce système inclut les prote tions suivantes : La protection de distance RXAP. La protection différentielle DPDL. La Protection directio nelle de puissance PSW163. La Protection différentielle de jeux de barre TMAR. La Protections du tran formateur 60kv/10kv. Le but du paragraphe suivant est la présentation du principe de fonctionnement et le réglage des relais de protection analogique.
2. Etude des protections analogiques des postes. 2.1. La protection de distanc
RXAP :
Ce relais de protection n’est plus fabriqué, mais il est encore en service dans de nombreux départs. Son principe est exposé ici essentiellement pour justifier son remplacement par un relais de protection numériqu . C’est une protection modulair , constitue de module : Détection défaut ou mise en route. Mesure de distance de défaut (zone de défaut). Relais directionnel. Relais anti pompag .
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Mise en route
C'est une mise en route commutée, c'est à dire possédant 3 éléments dont les grandeurs d'entrées sont modifiées par la présence de courant résiduel. Chaque élément est réalisé par un transducteur magnétique: un circuit magnétique possède deux enroulements. Le premier est parcouru par un courant continu proportionnel au module de la tension, obtenu par redressement et filtrage. Ce courant sature le circuit magnétique. Le second est parcouru par le courant sinusoïdal i. Si pendant l'alternance où les ampères - tours créés par i sont de signes opposés à ceux créés par u la valeur crête de i est supérieur à u, le circuit magnétique se dé sature et se sature en sens inverse. La variation brutale d'induction crée alors, dans un troisième enroulement, une force électromotrice qui provoque la fermeture d'un relais. Le basculement est obtenu pour : |V| - K* |I| * √ 2 < 0. Mesure de distance
Elle est réalisée par un relais à induction dont le principe est le suivant: Un disque ou un cylindre, en aluminium peut tourner dans l'entrefer de deux circuits magnétiques. Chacun des circuits est magnétisé par un courant. Nous appellerons ces courants I1 et I2, déphasés l'un par rapport à l'autre d'un angleϕ. Le courant I1 crée dans le circuit magnétique une induction B1 qui lui est proportionnelle. Cette induction crée dans le disque des forces électromotrices induites, proportionnelles à la dérivée de I1 qui fait circuler des courants de Foucault pratiquement en phase avec elles. Les courants de Foucault passant dans l'entrefer du deuxième circuit magnétique créent, avec l'induction B2, un couple qui fait tourner le disque. Il en est de même des courants de Foucault crées par I2 dans l'induction B1. Figure 8 : Relais à induction
Le couple agissant sur le disque d'aluminium est de la forme: C = K * (i 2 * di1 / dt - i1 * di2 / dt) En posant i1 = |I1| * sin (ω * t), et i2 = |I2| * sin (ω * t +ϕ ) en obtient C = K * ω* |I1| * |I2|* sin ϕ Pour réaliser une mesure de distance, le relais à induction est alimenté par un courant I, et par une tension V1 = V - z *I. Cette tension crée dans sa bobine un courant en phase avec elle : lorsque V1 et I sont en phase, le couple est nul. En appelant ZL l'impédance de la ligne (poste PJ0 – Poste GHANEM) la protection est assurée selon des zones définies à partir poste PJ0 (vers le poste ghanem) : Première zone, (réglée à 80 %): V1 = (Va - Vb) - 0,8 * ZL * (Ia - Ib) Deuxième zone, (réglée à 120 % = 1,5 * 0,8): V1 = (Va - Vb) / 1,5 - 0,8 * Z L * (Ia - Ib) Troisième zone qui sera vue par un relais directionnel. Poste OCP Poste ONE PJ0
ZL l’impédance de la ligne AB
GHANEM
A
V1
I Première zone
B
0,8 ZL
V
1,2 ZL
Deuxième zone
Troisième zone Figure 9 : Les zones protégées par le relais RXAP
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Relais directionnel
Ce relais détecte les défauts qui sont éloignés (3ème zone), le fonctionnement du relais de déclenchement dépend uniquement de la mise en route et suivant le choix de l’utilisateur : un contact de sélection d’activation ou désactivation du relais directionnel. C'est un relais à induction alimenté par une tension composée Uab = Va - Vb , et un courant I = Ic. Le circuit tension est conçu de telle sorte que Uab fasse circuler dans sa bobine un courant I' déphasé de 70° en arrière. Nous voyons donc que si le courant Ic est déphasé de 20° en avance sur Vc, les deux courants sont en opposition de phase et le couple est nul. Donc se relais détecte le sens de transit de puissance de défaut s’il circule vers poste GHANEM ou vers le Poste PJ0 : le relais rel ais directionnel directio nnel se bloque en interdisant le déclenchement du disjoncteur si la puissance de défaut est digérée vers le poste GHANEM, s’elle est dirigée vers le poste PJ0 le disjoncteur déclenche. Cette protection comporte un seul relais, connecté à une seule phase en position repos, et commuté sur les autres phases par les relais de mise en route. Il est alimenté par: Ubc et Ia si le défaut est entre la phase a et la terre, ou s'il est entre les phases a et b, Uca et Ib si le défaut est entre la phase b et la terre, ou s'il est entre les phases b et c. Relais anti pompage
C'est un relais de conception identique aux relais de mise en route, mais réglé à une impédance plus élevée, généralement 1, 5 fois. Lors d'une perte de synchronisme, appelée plus communément pompage, entre un groupe d'alternateurs et les autres alternateurs débitant sur le réseau, il faut ouvrir certaines liaisons prédéterminées, Or, dans ce cas, le point représentatif de l'impédance vue du point A peut être confondu avec celui d'un défaut. Pour discriminer les défauts des pertes de synchronisme, on joue sur le fait qu'un défaut provoque une variation brutale de l'impédance vue de A, alors que la perte de synchronisme provoque une variation progressive de cette impédance. Si, entre l'instant où l'impédance passe d’une valeur Z1 et celui où il passe par une autre valeur Z2, il s'écoule un temps supérieur à ∆t = 15 ms (variation progressive) par exemple, la protection est bloquée pendant une durée de 2s par exemple. C'est la fonction anti pompage. 2.2. La protection différentielle DPDL :
C’est une protection auto sélective : elle déclenche instantanément pour tous défauts survenant dans sa zone de surveillance. Elle ne déclenche pas pour les défauts extérieurs quelque soit la valeur du courant, et la structure du réseau. Les protections placées aux deux extrémités d’une ligne ou d’un câble agissent indépendamment sur un disjoncteur et signale le défaut. Ces protections utilisent le principe de la comparaison de tension analogique des courantes phases, ou des sommes dissymétriques de courant aux deux extrémités de la ligne, ce qui présente les avantages suivants : - Courant de circulation nulle dans les fils pilotes, en l’absence du défaut. - Tension sinusoïdale pure, limitée en amplitude, pour des courants de défaut supérieurs au courant nominal, permettant d’utiliser des fils pilotes à basse tension, type télécommunication téléphonique. A chaque extrémité de la ligne, la tension locale est comparée à la tension des fils pilotes qui est également la tension de l’autre extrémité. Lors d’un défaut interne, le déséquilibre de tension est mesuré par un comparateur de module utilisant un relais galvanomètre sensible, réglé à un seuil fixe. Cette disposition donne une grande sensibilité pour les défauts intérieurs et une stabilité pour les défauts extérieurs. La capacité des fils pilotes est exactement compensée par un circuit symétrique à capacité image, qui rend le fonctionnement de la NAHIDI Hassan
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv protection peu sensible, avec es translateurs de modèle approprié : - d’isoler les lignes pilotes par rapports aux circuits de mesure et de source auxiliaire du poste. - de protéger les équipement de protection et le personnel des surtensi ns induites par les lignes et les câbles HT et MT. Poste PJ0
Algorithme de fonctionnement ≥
DPDL Iy
si Iy + Ix 15% de In le relais DPDL donne l’ordre de déclenchement au disjoncteur ligne associer. Le 0,15In représente les pertes dans le câble par effet joule ainsi que les pertes par la capacité de ligne surtout pour la ligne souterrain.
Poste PJ5
DPD Ix
Fils pilote de communication In
Câble 60KV
Fig re 10 : Raccordement de protection DPDL
La protection de distan e définie ci-dessus est de bonne précision p ur les défauts entre phases, parce que l’intensité du défaut dépend des caractéristiques de la ligne qui sont connues (métal, section, résistance, impédance) et permettent un étal nnage correct des relais. Par contre les défauts la terre sont très variables selon la nature u sol. Il en résulte des imprécisions telles que la protection de distance peut avoir des ratés de fonctionnement. Elle est donc, dans ce cas, doublée par une protection moins complexe appelée protection directionnelle de terre qui détecte le sens de circulation du cou ant de défaut, mais ne tient pas compte de la distance et agit seulement si la protection de distance n’a pas fonctionné. 2.3. Protection directionnell de puissanc puissance e PSW163 :
La protection directionnelle d terre PSW est complémentaire à la protecti n de distance d’un départ. Elle est sensible à d s défauts résistants donnant naissance à n courant de terre inférieur au seuil de mise en r ute de la protection principale. La protection PSW n’est sensible qu’aux défauts avals, pour lesquels la protection de distance à la priorité de décl nchement pour les défauts peu résistants u’elle voit dans sa zone de surveillance. La puissance résiduelle, mes rée à partir des 3TT et 3TC du départ, e t égale à 3 fois la puissance homopolaire qui pr nd naissance dans un défaut et varie tout le long du réseau. Elle combine la diminution de la tension résiduelle quand le défaut est éloi né du poste, et le partage du courant résiduel dans un réseau maillé. Le sens de la puissance résiduelle caractérise l’emplacement du défaut, il a pour origine le point du défaut et s’écoule vers les 2 extrémités de la ligne et les points de mise à la terre du réseau.
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Le relais directionnel n’est se sible qu’au sens et à l’amplitude de la puissance correspondant à un défaut dans la zone de urveillance aval qui est la même que celle de la puissance de distance. Le relais à seuil de courant doit être réglé à une valeur supérieure u courant résiduel permanent mesuré au secondaire de TC en l’absence du défaut caractérisé. La temporisation du relais du courant doit être supérieure au temps de fonctionnement de la protection de la distance. Poste PJ0 Poste PJ5 Algorithme de fonctionnement Lorsque le flux de puissance circule du poste vers le poste PJ0 c’est le relais PSW du poste PJ5 qui protège la ligne en avale en calculant la puissance PSW Ux instantanée P appelée et le PSW Ux comparer a une puissance de Iy Ix seul Ps. si P ≥ Ps alors le PSW donne l’ordre de déclenchement au disjoncteur de départ poste. P
Câble 60KV igure 11 : Raccordement de relais PSW
2.4. Protection différentiel d
jeux de barres TMAR :
La protection différentiel jeu de barres est une protection instantanée, en effet elle est basée sur le calcul des courants ent ants et sortants (la somme des courants ent ants doit être égale aux courants sortants) si n défaut s’est produit dans un départ (ONE, OCP ou transformateur) un courant d défaut va créer un déséquilibre qui sera étecté et donne un ordre de déclenchement a tou les disjoncteurs de départ et du couplage (s’il existe). Pour rendre la protection jeux de barres insensibles à la surintensité ca sée par la mise en marche ou arrêt d’une machi e électrique de forte puissance, le courant esuré est filtré par un filtre passif LR en parallèl .
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Icouplage
Iarrivée
Itransfo
La loi du nœud impose à ce que le somme algébrique des courants soit nul. Donc si Iarrivée + Icouplage + Itransfo ≥ Ir tous les disjoncteurs de dé art et de couplage s’ouvrent, le Ir dépend du courant appelé il présente 1% du courant nominale appelé et qui représente les pertes par effet joule dans les jeux de barres. Cette protection ne perm t pas la détection de la source de défaut. Figure 12 : Fonctionnement de relais de protection de jeu de b rres TMAR
La protection maximum de ourant :
La protection maximum d'intensité est utilisée pour la protection es réseaux contre ; les défauts entre phases et de défauts à la terre. La détection des défauts entre phases et des surintensités est assurée au oyen de relais instantané à maximum de ourant et celle des défauts à la terre par un rel is homopolaire instantané à maximum d'intensité. Les relais comportent chacun deux c ntacts à fermeture dont l'un assure l'e citation du relais chronométrique à temporisati n réglable et l'autre destiné à la remise en r ute du dispositif de réenclenchement automatique et à l'envoi de la signalisation maximum int nsité. Fonctionnement : Dès qu'un défaut se pr duit sur le départ protégé un des relais déte teurs fonctionne et ferme ces deux contacts. L'un de ces contacts e cite le relais de temporisation qui provoque le déclenchement à la fin de sa temporisation. L'autre contact met n route le réenclencheur qui provoque le déclenchement instantané du disjoncteur avant que le relais temporise et achève sa tempo isation.
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Dés l'ouverture du disjoncteur le défaut disparaît et les relais de protection reviennent au repos prêt à fonctionner à nouveau. Si le défaut réapparaît lors du réenclenchement du disjoncteur, le relais temporisé achève sa course et provoque le déclenchement à l'expiration de sa temporisation. La protection protection par délestages des charges :
La fréquence normale est de 50 Hertz. Une insuffisance de production (OCP) où des incidents sur le réseau haute tension (ONE) peuvent entraîner une baisse de fréquence progressive allant jusqu'à un déclenchement général du réseau. Pour éviter cette situation en diminue d'autorité la consommation en mettant hors tension une partie plus ou moin grande des départs de moyenne tension des postes, afin de rétablir l'équilibre entre la demande et la production. Cette manœuvre est appelé délestage. Le délestage doit être d'autant plus important que la fréquence s'écarte d'autant plus de sa valeur nominale de 50 Hertz. Ainsi, en doit délester : les départs 1er échelon sur la fréquence descend à 49Hertz. les départs 2ème échelon si la fréquence descend à 48,5 Hertz. les départs 3ème échelon si la fréquence descend à 47,75 Hertz. Hertz. les départs 4ème échelon si la fréquence descend à 47 Hertz. En règle générale, ils subsistent alors, et seulement les départs prioritaires. En conséquence, il existe dans chaque poste HT/MT un ou plusieurs relais de fréquence, réglés pour donner un ordre de déclenchement aux départs, lorsque la fréquence descend à l'une des valeurs 49Hertz - 48,5Hertz - 47,75Hertz ou 47 Hertz. Lorsqu'un relais de fréquence a donné un ordre de déclenchement, il se verrouille, interdisant le réenclenchement des départs concernés. 2.5. Protections du transformateur Introduction Introduction :
Le transformateur est un élément particulièrement important d'un réseau. Il est nécessaire pour le protéger efficacement contre tous les défauts susceptibles de l'endommager, qu'ils soient d'origine interne ou externe.Les principaux défauts qui peuvent affecter un transformateur sont : - La surcharge. - Le court-circuit - Le défaut à la masse. Figure 13 : Transformateur 60kv/10kv
La surcharge peut être due à l'augmentation du nombre de charges alimentées simultanément ou à l'augmentation de la puissance absorbée par une ou plusieurs charges. Elle se traduit par une surintensité de longue durée qui provoque une élévation de température préjudiciable à la tenue des isolants et à la longévité du transformateur. Le court-circuit peut être interne au transformateur ou externe. - Interne : il s'agit de défaut entre conducteurs de phases différentes ou d'un défaut entre spires du même enroulement. L'arc de défaut dégrade le bobinage du transformateur et peut entrainer un incendie. Dans un transformateur à huile, l'arc provoque l'émission de gaz de décomposition ; si le défaut est faible, il y a un petit dégagement gazeux, et l'accumulation de
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv gaz devient dangereuse. Un court-circuit violent provoque des dégâts très importants qui peuvent détruire le bobinage mais aussi la cuve en répandant l'huile enflammée. - : il s'agit d'un défaut entre phases dans les laisons avales. Le Le courant de court-circuit aval provoque dans le transformateur des efforts électro-dynamiques susceptibles d'affecter mécaniquement les bobinages et d'évoluer ensuite sous forme de défaut interne. Le défaut à la masse est un défaut interne. Il peut se produire entre bobinage et cuve ou entre bobinage et noyau magnétique. Pour un transformateur à huile, il provoque un dégagement gazeux. Comme le court-circuit interne, il peut entraîner la destruction du transformateur et l'incendie. L'amplitude du courant de défaut dépend du régime du neutre des réseaux amont et aval. Elle dépend aussi de la position du défaut dans le bobinage. Dispositifs de protection de transformateur 60Kv/10Kv :
Protection contre les Surcharges PAK412
La surintensite de longue durée est détectée de façon générale, par une protection à maximum de courant temporisée à temps indépendant ou à temps inverse sélective avec les protections secondaires. Une protection à maximum de courant instantanée associée au disjoncteur situé au primaire du transformateur assure la protection contre les court-circuits violents. On utilise aussi une protection à image thermique pour surveiller avec une meilleure sensibilité l'élévation de température : l'échauffement est déterminé par le dégagement de chaleur fonction du courant absorbé par le transformateur.
Protection masse cuve cuve relais relais MIT84
Protection différentielle transformateur transformateur MIC4530
Toutes les parties métalliques à l’exception des bobinages et leurs connexions sont reliées à la cuve du transformateur. La cuve du transformateur est normalement isolée par rapport au sol. Sur cette cuve est prévue une borne de terre pouvant être reliée au système de mise à la terre du poste par une connexion en cuivre traversant un transformateur de courant. Si un défaut se produit par un amorçage interne à la masse (entre enroulement et masse), le courant de défaut se produit s’écoule par la connexion de terre à travers le T.C. (l’unique passage) qui alimente un relais de courant. Le fonctionnement de ce relais de courant provoque : — le déclenchement des disjoncteurs encadrant le transformateur — la signalisation « déclenchement masse cuve » Cette protection fonctionne également sur les défauts externes en cas d’orage. Il peut s’agir alors d’un coup de foudre ayant provoqué un amorçage aux éclateurs des traversées. Une protection qui détecte toute anomalie (exterieur ou intérieur) est instalée et compare l’intensité du courant au primaire et l’intensité du courant au secondaire multiplier par le rapport de transformation m = 10/60 . La protection différentielle du transformateur assure une protection rapide contre les défauts entre phases. Elle est sensible (réponse instantané) et elle s'utilise pour les transformateurs de puissances importantes.
Détection des terres résistantes :
La détection des terres résistantes DRT26 est généralement utilisé dans les postes de transformation HT/MT. La détection des défauts résistants à la terre est assurée par un élément de seuil transistorisé, avec filtre d’insensibilisation d’insensibil isation aux harmoniques du rang NAHIDI Hassan
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 2 et 3.
Figure 14 : Les di férentes protection d’un départ transformateur H T /MT
Protection cont e les Court-circuits internes internes (Relais buch olz)
Dans un transformateur plongé dans un diélectrique liquide, un accident interne s traduit toujours par un dégagement plus ou moins important de g z provenant de la décomposition des isolants solides et liquides s us l'action de la chaleur et de l'arc électrique. Le premier rôle du relais bucholz est de le détécter. Il peut aussi y avoir un déga ement de gaz non combustible, par exemple de l'air aspiré par la pompe de circulation ou provenant d'une poche non évacuée à l mise en service. Le deuxième rôle du bucholz est de déceler et d signaler la présence de ce gaz. Figur 15 : Relais buchloz
En plus de ces rôles, il sig alera aussi la baisse du niveau d'huile au-dessous d'une limite inadmissible pour la bonne m rche du transformateur. Le relais bucholz présente donc une protection sensible aux défauts internes à la cuve et en particulier aux défauts entre phases, n'intéressant pas la cuve et donc on détectés par la protection de masse de cuve ( éfaut à la terre). Lors d'une avarie de faible i portance, le dégagement de bulles de gaz est recueilli par le buchholz et fait basculer un p emier flotteur qui actionne une alarme. Si l'avarie est grave, un dégag ment gazeux violent, résultant de défauts graves à l'intérieur du transformateur provoque un mouvement important et rapide d'huile q i fait basculer un second flotteur qui provoque la mise hors service de 1'appareil.
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Le tableux suivant résume l’ensemble de contact d’état d’un transformateur : Tableau 2 : Nombre de contact d’éta t et marche anormale du transformateur.
Fonction
Nombre de contact
Capteur de température (thermostat) Relais Buc Holz Arrêt circulation huile Ventilateur de refroidissement Régleur en charge
2 2 1 1 1
3. Les équipements d’une travée d’un poste. 3.1. Structure des postes PJ :
Installation comportant de l'appareillage électrique et éventuellement du matériel de transformation, de compensation et de conversion. Un poste est un ouvrage ou installation de toute catégorie de tension, assurant le sectionnement, la liaison, la répartition, l’interconnexion, l’interconnex ion, la livraison ou la transformation de l’énergie. Il peut aussi assurer le contrôle et les réglages nécessaires au réseau : • Réglage de tension, • Réglage de puissance active ou réactive, Dans un poste en général, on trouve deux niveaux de tension : 63kV/10 kV.A priori nous déduisons qu’il y a deux postes en interactivité dans un même poste. Poste 60 kV. Poste 10 kV. La tension 10 kV, issue des transformateurs de puissances, est utilisée pour l’alimentation : des services auxiliaires du poste. des postes de distribution MT/BT à partir d’un ou plusieurs tableaux MT, En général,un poste peut être constituée selon sa fonction dans le réseau de distrubition haute tension par : Un ou des jeux de barres principaux. des travées départs lignes aériennes ou lignes souterraines. Travées de comptage ou couplage. Une ou des travées départs transformateurs. la haute tension est découpée en travées pour : Faciliter l’intervention,Assurer la sécurité et n’isoler que la partie en défaut lors d’incident. Une travée c’est l’ensemble d’appareillage constituant une ouverture d’un départ ou d’une arrivée (travée arrivée transformateur). Elle commence depuis les liaisons avec les jeux de barres jusqu’à l’avale du sectionneur général (Tête de ligne). 3.2. Equipement d’une travée départ poste :
On distingue deux type de travée : Travée départ poste OCP Travée départ poste ONE la travée arrivée ONE assure la connexion entre le complexe Maroc Phosphore III et IV et l’ONE a travers le poste PJ0 (3 arrivé de poste GHANEM) et le poste PJ10 (2 arrivé )
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Pour la travée départ poste il assure la liaison deux poste pour assurer l’échange d’énergie entre les différents abonnés du complexe Maroc Phosphore III et IV. En générale il est constitué de : Un ou des sectionneur(s) d’aiguillage.
Un disjoncteur.
Un jeu de combinés.
Un sectionneur général, qui peut en générale être équipé d’un malt (sectionneur de terre).
Traversées murales (entrées de poste).
3.3. Equipement d’une travée de transformateur :
La travée départ transformateur HT/MT a pour rôle la transformation de tension 60kv vers 10kv pour l’alimentation des ateliers de MP III et IV, et pour assurer l’alimentation en 10kv des abonnés de la boucle (PJ1,PJ2,PJ3 et PJ5). Un ou des sectionneur(s) d’aiguillage (au circuit primaire).
Un disjoncteur (au circuit primaire).
Un jeu de combinés,
Traversées murales.
3.4. Equipement d’une travée couplage de jeux de barres :
La travée couplage jeux de barre (JDB) assure la liaison entre les deux jeux de barre en générale le couplage est utilisé pour les poste d’échange avec l’ONE ou bien pour les poste de production de l’énergie électrique : c’est a travers ce couplage que l’ordre de d’îlotage est donné au disjoncteur de couplage. Un jeu de barres est équipé en général : Des isolateurs, colonnes en verre, supports de jeu de barres en tube d’aluminium. Un ou des TT. Un ou des sectionneurs inter barres. Les principaux équipements d’une travée sont : Le sectionneur Le disjoncteur Le combiné de mesure La présentation de principe de fonctionnement ainsi que les types des équipements d’une travée fait l’objet du paragraphe suivant. En effet les technologies des équipements diffèrent selon le constructeur mais en général ils sont similaires, mais ce qui nous intéresse c’est le nombre de contact de l’état d’un équipement HT car ceci va être utile pour évaluer le nombre d’entrée et de sortie pour la supervision de la boucle 60kv.
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
4. Les contacts d’état des équipements HT installés 4.1. Le sectionneur sectionneur MALT:
Les sectionneurs permettent d'isoler physiquement des parties du poste. Ils n'ont aucun pouvoir de coupure et sont donc utilisés pour isoler des sections qui ont été mises hors tension grâce à un disjoncteur. En fonction de leur localisation et de leur rôle dans le schéma du poste, on parle de sectionneurs d'aiguillage (permettant de sélectionner à quelle barre une travée est reliée) ou de sectionneur général de la ligne qui permet d’isoler ou de lier la ligne aux réseaux. Les sectionneurs de mise à la terre (MALT) sont des sectionneurs particuliers dont une des Figure 16 : Sectionneur de départ MALT
Extrémités est relié au circuit de terre du poste. En fonctionnement normal, les MALT sont ouvertes. Pour éviter la manœuvre accidentelle d'un sectionneur lorsque les travées sont sous tension, un système de verrouillage est installé dans les postes (PJ0, (PJ0, PJ1, PJ2, PJ3, PJ5) .les sectionneurs utilisés sont a commande mécanique et ils sont muni de huit contacts qui renseigne l’état de ce dernier quatre a ouverture et les autres sont à fermeture, deux contacts (l’un a ouverture et l’autre a fermeture) qui sont utilisés. 4.2. Le disjoncteur E.I.B :
Le disjoncteur est un appareil électromagnétique capable d’établir, de supporter et d’interrompre des courants dans des conditions normales, mais surtout dans celles dites ”anormales”, c’est-à-dire : - surcharge, - court-circuit. Il s’ouvre alors automatiquement. Après élimination du défaut, il suffit de le réarmer par une action manuelle sur la manette. Pour tous les postes le disjoncteur utilisé est un disjoncteur à petit volume d’huile 72,5 Kv de E.I.B Son principe est basé sur la détente et la Figure 17 : Disjoncteur principale E.I.B compression d’un ressort à l’aide d’un moteur Électrique : lors de l’enclenchement le moteur tourne pour la détente du ressort, un fin de cours donne l’ordre d’arrêt du moteur en lui indique que le ressort est prêt au prochaine déclenchement, si un défaut est présent le ressort tendu rejoint sa position d’équilibre en heurtant les pôles du disjoncteur ceci provoque l’ouverture de ce dernier. Pour un bon fonctionnement du disjoncteur on doit vérifier l’alimentation du moteur électrique, et l’état de la fin course ainsi que l’état de disjoncteur. Le tableau suivant résume le nombre de contact d’un disjoncteur : Tableau 3 : Nombre de contact d’éta t et défaut de disjoncteur E.I.B.
Fonction Disjoncteur ouvert/ferme Fin de course Alimentation motrice NAHIDI Hassan
Nombre de contact 2 1 1 51
Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 4.3. Le combiné de mesure
Le combiné de mesure contient des transformateurs de courant TC et des transformateurs de tension TT dans leque le courant (la tension) secondaire est, ans les conditions normales d'emploi, pratiquement proportionnel au courant (tension) prim ire, afin de donner une image courant (tension) q i serait utilisé soit pour la protection ou pour la mesure. L’image donnée sera fonctio du rapport de transformation, les combiné de mesure TC-TT comportent des enroulements permettant d’obtenir un double rapport de transformation. Dans les poste de transformation 60kv/10k PJ il existe deux catégories de combiné de mesure qui se diffèrent l’un par rapport à l’autre par le rapport de transformation du transformateur de courant qui sont : Combiné de mesure d départ transformateur Combiné de mesure d départ poste OCP ou poste ONE et de travée couplage Le combiné de mesure de départ transformateur par : TC : 200/ 5A. TT :( 60 000/ √3) / (100/ √3) V. Et les combinés de mesure e départ poste est caractérisé par : TC : 600-300/1 u 5A. TT :( 60 000/ √3) / (100/ √3) V. Les combinés de mesure T -TT devront être munis de protection contre les ouvertures accidentelles des circuits secondaires. Pour le circuit courant (TC) il ne faut jamais laisser le secondaire ouvert il faut un court-circuiter (CCP), et pour le circuit tension TT) la mise en série d’un sectionneur porte fusible (S EL) protège le TT contre le court circuit. Lorsque le CCP est fermé et le SFEL est ouvert la protection ou la mesure n’es pas assurée c’est pour cette raison qu’ils sont minis de co tacts qui indique leur état : CCP : un contact a fer eture. SFEL : deux contacts l’un a l’ouverture et l’autre à fermeture.
Les contacts se situent dans le coffret de regroupement.
Figure 18 : Combiné de mesure
TC
Câble
TT
Figure 1 : Schéma de contact d’état de CCP et de SFEL
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Travée de couplage
Travée Arrivée ONE Jeu de
barres
supérieur
Sectionneur d’aiguillage Sectionneur d’aiguillage
Jeu de
barres
Traversée murale Ou entrée de poste
inférieur
Isolateur
Sectionneur général
Combiné de mesure
Disjoncteur
Disjoncteur Combiné de mesure
NAHIDI Hassan 5 3
53
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Chapitre
III
Etude critique des protections analogiques et liste de matériel numérique a installé
III.1. Etude critique des protections analogiques. III.2. Solution proposée.
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Chapitre
III
Etude critique des protections analogiques et liste de matériel numérique a installé
III.1. Etude critique des protections analogiques. III.2. Solution proposée. III.3. La La quantité de relais de protection protection numérique a installé. III.4. Présentations des relais numérique et le plan de raccordement au Circuit de mesure.
On va consacrer ce chapitre à l’étude critique des appareils de protection analogique. Cette étude aboutira à bien mettre en évidence les failles que présente les relais de protection analogique (fiabilité, matériel, précision et comptage d’énergie). Et à la lumière de l’étude critique et dans le cadre de solution proposée, nous allons présenter les différentes technologies et marquer des relais numériques ainsi que la quantité de ses derniers nécessaires pour le contrôle et la commande de la boucle 60kv.
NAHIDI Hassan
54
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
1. Etude Etude critique des protections analogiques 1.1. Les relais électromécaniques électromécaniques (RXAP) :
Les temps de fonctionnement des relais de mesure dépendent des couples mécaniques, variables en fonction des grandeurs d'entrées. Les intervalles sélectifs doivent tenir compte de ces dispersions et sont donc assez longs: 300 à 500 ms. La consommation des relais sur les circuits issus des réducteurs de mesure est élevée. Ceci conduit à en limiter le nombre, afin d'éviter de dégrader la précision de ces réducteurs. Pour cela on multiplie les commutations, qui occasionnent des pertes de temps et parfois des aléas de fonctionnement. Ces protections sont sensibles à l'harmonique du rang 2 . Nous trouverons les avantages et les inconvénients inverses pour les protections électroniques, puis nous montrerons comment les protections numériques tentent de concilier les avantages des unes et des autres. 1.2. Fiabilité de fonctionnement des relais analogique (PAK412) :
Le réglage de ce relais dépend de courant nominal absorbé par le transformateur HT/ MT Pour le poste PJ0 la puissance nominale du transformateur 60kV/10kV est S= 2,5MVA Or S = √3 * U * I d’où I = 24,06 A , le transformateur peut supporter 20% de plus de son courant nominal soit un courant Iph (vu coté secondaire du TC de transformateur ) Iph = 1.2 x 24.056 x 5 / 200 = 0.72 A . Or le minimum de réglage sur le relais est 3 A soit : Iph = 3A Donc le relais de protection contre les surcharges de transformateur n’est pas fiable si la surcharge n’est importante (ce qui cause une détérioration du transformateur). 10Kv /60kV 200/5A
I
TC
JDB 60 kV PAK412
Figure 20 : La protection contre les surcharge PAK412
1.3. Le transducteur transducteur 4 – 20 mA mA :
La nécessité d’un élément intermédiaire qui a pour rôle l’adaptation du signale délivré par le TC (0-5A) et le TT (0-100V) au signal d’entrée des relais de protection et aux appareils de mesure de courant, tension et puissance .Cet élément est intercalé entre le combinée de mesure et les relais de mesure il transforme tout signal d’entrée (tension ou courant) en un courant continu dans l’intervalle [4,20mA]. Une variation linéaire de la grandeur d’entrée entraîne aussi une variation linéaire à la sortie de l’adaptateur. En cas de défaillance du transducteur, la mesure n’est pas assurée de plus le transducteur nécessite une alimentation auxiliaire. 1.4. Absence de signalisation de défaut des postes :
La signalisation de défaut permet l’élimination de ce dernier ainsi la détection de la zone de défaut (par exemple pour un transformateur, si un déclenchement aura lieu il peut être à cause d’un défaut extérieur telle que la surcharge ou court circuit entre phases de la ligne ou bien défaut intérieur telle que la baisse de niveaux d’huile ou la thermostat)
NAHIDI Hassan
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Etude critique des rotections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 1.5. La commande a distance des disjoncteurs :
La commande à distance n’e t pas disponible, seule la commande locale existe (c'est-à-dire dans le poste où en veut com ander le disjoncteur) en cas de détection d’une anomalie ou si on veut établir une coupure (pour l’entretien d’un départ) il faut se déplacer au poste concerné et donner l’ordre d’ouverture localement. 1.6. Le TC de rattrapage :
La protection analogique TMAR voit l’image de courant sur chaque tr vée donc il doit y avoir le même niveau d’intensité de courant, c’est-à-dire le même rapport de transformation des courants : l’adaptation d niveaux de l’image courant est réalisée à l’aide de TC de rattrapage. En effet les combinés de mesures de départ transformateur ont un rapport de transformation 200/5 A et les combinés de mesures d’un départ poste ont un rapport de 600/5 A donc pour ramener au même niveau les intensités de courant vu par le relais TMA en doit multiplier le rapport 200/5 par 3 qui é ale à 15/5 c’est le rapport de transform teur de courant de rattrapage. C’est un TC installé sur ch que phase de départ transformateur sa dé aillance ou la non précision du TC de rattrapag va entraîner le non fonctionnement de la rotection de jeu de barres TMAR et par la suite le déclenchement de toutes les travées. 1.7. Le comptage de l’énergi électrique :
Le complexe Maroc Phospho e III et IV est alimenté a travers la boucle 6 KV, il contrôle la partie HT de PJ0, PJ10, PJ1, J2, PJ3, PJ5. Pour la partie MT seules les p stes PJ0,PJ5 et PJ1 qui sont sous contrôle du personnels qui relèvent les valeurs de l’indexe de compteur et les communiquent au personnels de poste PJ0, les autres postes PJ2 et PJ3 sont fermés .d’où la nécessité de déplacement troi fois par 24 heures (heures pleines, de pointes et creuses) pour déterminer la consommation our chaque mois entre MP et les JV et entre l’ONE et MP. Poste PJ1
Combiné de mesure
P ste PJ2
JDB
JDB
Compteur Consommation Transformateur
Compteur Echange entre poste Figure 21 :
isposition des compteurs d’énergie sur un départ.
Ces relevés sont faits 3 fois ar jour selon les heures pleines, de pointes e creuses pour avoir la consommation mensuelle p ndant les heures (pleines,de pointes,creuses) afin de déterminer
NAHIDI Hassan
56
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv la facture d’énergie entre Maroc Phosphore et l’ONE (voir annexe). D’ou trois déplacements par jours (tourné sur tous les postes) pour enregistrer la valeur des index dans le tableau suivant : Tableau 4 : Structure de tableau de stockage des indexe des compteurs. Consomation en MWH pendant les heures de
creuses,T3 Compteur différence
N° 1 ONE
N° 2 ONE
PJ0-PJ6
PJ0-PJ10 PJ0-PJ11 PJ0-PJ5 PJ0 TR PJ2
PJ3
PJ10-ONE
PJ10-PJ4
PJ10-PJ7
PJ10-PJ1 PJ10-PJ11 PJ10-TR1 PJ1-PJ2
PJ1
pointe,T2 Index
actuel préced différence
actuel
préced
pleines,T1 différence
actuel
préced
R D R D R D R D D R D REM TR I T R II II TR I T R II II R D R D R D R D D D R D TR I T R II II T R III III
Le flux d’énergie électrique est bidirectionnel c'est-à-dire qu’il peut circuler dans les deux sens donc un poste peut débiter ou recevoir de l’énergie, c’est pour cela que les relevés vont contenir deux index selon le signe de l’énergie s’il est positive c’est une énergie reçue (noté R) et s’il est négatif alors c’est une énergie débitée (noté D).
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Les distance entre les différents postes est grande, si le véhicule de transport n’est pas disponible à l’heure (pointe, pleine, creuse) la consommation des postes ne sera plus exacte surtout pour les postes PJ2 et PJ3. 1.7. Conclusion :
Le chapitre que nous venons de présenter, a permis de mettre en évidence les limites que présente le système actuel de protection analogique. Il est clair donc que la recherche de solutions de substitution devient nécessaire. Elle conduira naturellement à l’intégration d’un nouveau système de contrôle commande et de supervision. De tel système est incontestablement plus performant, plus convivial et permet de rendre la tâche plus facile aussi bien au niveau du service de la maintenance qu’à celui de la production. Ceci fait l’objet de notre cahier des charges qui consiste à l’élaboration de la liste de matériel des relais numériques et les automates programmables qui seront utilisés pour la supervision de la boucle 60 kv. Avant d’entamer ce travail, nous allons consacrer le paragraphe suivant à la présentation des outils matériels qui seront utilisés.
2.Les solutions proposées 2.1. Remplacement des relais analogiques par des relais numériques :
Remplacement des relais analogiques par des relais numérique afin d’augmenter la fiabilité et la précision, l’option d’archivage et d’enregistrement des relais numériques permet de résoudre le problème de signalisation. Les relais numériques ont non seulement une seul fonction de protection mais ils sont caractérisés par une gamme de fonction de protection, de plus l’option d’affichage permet l’affichage (sur un écran LCD) LCD) de la valeur de courant, tension, fréquence et même la puissance et l’énergie si le relais possède comme entrée un circuit courant et un circuit tension. L’établissement d’un système de contrôle commande au niveau de la boucle 60 KV va permettre : Une centralisation de l’information.
La commande à distance des disjoncteurs et des régleurs en charge.
Une vue en temps réel des états des équipements de la boucle 60kv.
2.2. Supervision de la boucle 60 KV :
Pour remède au problème de comptage et de commande des disjoncteurs à distance un système SCADA SCADA (supervisory (supervisor y control and data acquisition) de supervision des postes de la boucle 60kv sera installé. Un système SCADA inclut des composants hardware et software. Les éléments hardware assurent la collecte des informations qui sont à disposition du calculateur sur lequel est implanté le logiciel de supervision. Le calculateur traite ces données et il donne une représentation graphique réactualisée périodiquement. Le système SCADA enregistre les évènements dans des fichiers ou les envoie sur une imprimante, par mail, vers des tableaux et vers des bases de donné. Le système surveille les conditions de fonctionnement anormales et génère des alarmes. Le système SCADA comprend 3 sous-ensembles fonctionnels: La commande, La surveillance et la supervision.
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Un système de contrôle et de commande fait appel à la technologie numérique ceci facilite la tache de la supervision de la boucle 60kv qui nécessite l’utilisation des API qui sont caractérisés par le temps de traitement de l’information, le nombre de module E/S et le mode de communication selon l’architecture choisie. Reste donc le choix et la quantité du matériel : Relais de protection numérique. Automate programmable industriel. Ceci sera le but du paragraphe qui suit.
3. La quantité de relais numériques à installer Avant d’entamer la partie de la mise en œuvre de l’architecture de contrôle commande cible, et par souci de clarté, nous avons décidé de réserver ce chapitre à la description des différents outils et matériels utilisés dans cette architecture. Une description succincte des principales caractéristiques matérielles ainsi que l’environnement logiciel adopté pour la configuration software y sera donnée. 3.1. Le nombre des relais numériques
Pour déterminer le nombre de relais on va déterminer dans un premier temps le nombre de travée (voir annexe) par poste : Travée départ poste OCP. Travée départ (arrivée) ONE. Travée départ transformateur 60kv/10kv. Travée couplage et comptage. Tableau 5 : La quantité de de travée départ par poste.
Poste
Départ Poste
Départ transfo
Arrivée ONE
Couplage
PJ0
4
1
3
2
PJ1
2
3
-
-
PJ2
2
2
-
-
PJ3
2
2
-
-
PJ5
2
7
-
1
Les protection à installer pour chaque travée sont : Travée départ poste OCP : Protection de départ. Protection différentielle câble. Protection directionnelle de puissance Travée départ (arrivée) ONE. Protection de distance. Protection différentielle ligne. Travée couplage et comptage Protection différentielle jeux de barres. NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Travée départ transformateur 60kv/10kv. Protection départ transformateur (maximum de courant). Protection masse cuve transformateur. Protection de la résistance du neutre. Protection différentielle transformatrice. POSTE PJ0
Ce poste présente la frontière de Maroc Phosphore (III & IV) avec l’ONE car l’arrivée ONE occupe le jeu de barres supérieures et le jeu de barres inférieures est réservé au départ poste OCP. Il assure la collecte des informations qui concerne le comptage de l’énergie : le facteur de puissance cosϕ les indexes du compteur selon les heures (pleine, pointe, creuse) Le poste PJ0 est particulier il contient tous les types de travée donc il va contenir tous les protections déjà site. Le tableau ci-dessous présent la quantité des relais numériques de protection a installé dans le poste PJ0 : Tableau 6 : Nombre de relais numériques de protection à installer dans le poste PJ0.
Protection PJ0 de Protection Poste Départ Diffcable Nombre de 7 4 relais
Direcpuissa
Diffligne
Diff JDB
distance Masse cuve
Diff-transo
6
3
1
3
1
1
Le poste PJ0 est relié à la fois au réseau ONE et à la centrale thermique PJ5. Les problèmes de chute de fréquence sont couramment rencontrés. La chute de fréquence peut être intérieure (la centrale PJ5) ou extérieure (une perturbation de réseaux ONE. La meilleure solution utilisée en cas de chute de fréquence c’est l’îlotage de la centrale par l’ouverture de la liaison PJ0 – PJ5, mais avant tout en doit installer un relais de contrôle de fréquence Micom P922 au poste PJ0 aux niveaux de jeux de barres ONE. POSTE PJ1
Ce poste est déstiné a alimenté la station pompage de l’eau de mer il contient trois travées départs transormateurs et deux départs postes OCP . Le tableau ci-dessous présent la quantité de relais numériques de protection a installé dans le poste PJ1 : Tableau 7 : Nombre de relais numériques de protection a installé da ns le poste PJ1.
Protection de Poste Nombre de relais
PJ1 Protection Départ
Diff-cable
Direc-puissa
Diff-JDB
Masse cuve
5
2
2
1
3
NAHIDI Hassan
Diff-transo 3
60
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv POSTE PJ2
Assure l’alimentation des installations du port il est relié à travers deux travées départs postes OCP (PJ1 (PJ1 et PJ3), il alimente deux travées départs transformateurs en parallèle et qui fonctionne en redondance. Le tableau ci-dessous présent la quantité de relais numériques de protection à installer dans le poste PJ2 : Tableau 8 : Nombre de relais numérique de protection à installer dans le poste PJ2.
Protection de Poste Nombre de relais
PJ2 Protection Départ
Diff-cable
Direc-puissa
Diff-JDB
Masse cuve
4
2
2
1
2
Diff-transo 2
POSTE PJ3
Assure l’alimentation des installations des infrastructures, il est semblable au poste PJ2, les quantités de relais numériques à installer au poste PJ3 sont regroupées dans le tableau suivant : Tableau 9 : Nombre de relais numériques de protection a installé dans le poste PJ3.
Protection de Poste Nombre de relais
PJ3 Protection Départ
Diff-cable
Direc-puissa
Diff-JDB
Masse cuve
4
2
2
1
2
Diff-transo 2
POSTE PJ5
Il a pour rôle l’alimentation les ateliers de production de Maroc Phosphore II et IV, ses ateliers sont : Sulfurique, Utilités, Phosphorique, Engrais; REM et EMAPHOS. Il contient un double de jeu de barres l’un pour l’arrivée du GTA et l’autre pour les départs OCP, il n’a pas un sectionneur inter barre, c’est pour cette raison qu’il n’a qu’une seul travée couplage et comptage. Le relais de contrôle de la fréquence (Micom P922) est déjà installé mais n’est pas programmé pour donner l’ordre d’îlotage. Le tableau ci-dessous présent la quantité de relais numériques de protection a installé dans le poste PJ5 : Tableau 10 : Nombre de relais numériques de protection a installé dans le poste PJ5.
Protection de Poste Nombre de relais
PJ5 Protection Départ
Diff-cable
Direc-puissa
Diff-JDB
Masse cuve
9
2
2
1
7
Diff-transo 7
Le groupe OCP est autonome en matière de matériel et pièce de rechange, il a ses propres fournisseur du matériel, grâce au système d’information (ORACLE) il suffi de consulter la NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv base de donné du matériel par catégorie pour se renseigner via ses fournisseurs grâce à un appel d’offre. La nouvelle procédure d’achat cherche à inclure les fournisseurs dans ses projet par ce qu’on appel le dialogue compétitif : le fournisseur reçoit une fiche qui représente le problème (choix du matériel ) ,et répondra par un courrier en justifiant le choix d’un tel matériel ainsi que le prix. Plusieurs matériels seront proposés par les différents fournisseurs, mais un seul qui sera retenu et c’est grâce au choix technique fait par l’expert au domaine (contre maître ou l’ingénieur) qui va justifier le choix d’un tel matériel. Le tableau suivant représente les relais numériques retenus après l’appel d’offre: Tableau 11 : Les relais numériques choisis pour la protection de la boucle 60kv.
Protection
Relais numérique
Protection de départ. Protection départ transfo (maximum de courant). Protection de la résistance du neutre. Protection différentielle câble Protection directionnelle de puissance Protection différentiel jeux de barres Protection de distance Protection différentielle ligne Protection masse cuve transformateur Protection différentielle transformatrice
UFM 7SD52 F650 7SS52 P442 7SD63 P120 MD32-T
Après le choix du matériel adéquat vient la phase de détermination du nombre de relais numérique à installer par poste. Le nombre relais numérique de protection destiné a remplacé les relais analogique de la boucle 60 kv sont regroupé dans le tableau suivant : Tableau 12 : Quantité total de relais numériques de protection.
Relais numérique
PJ0
PJ1
PJ2
PJ3
PJ5
TOTAL
UFM
7
5
4
4
9
29
7SA52
4
2
2
2
2
12
7SD63
3
0
0
0
0
3
F650
6
2
2
2
4
16
7SS52
1
1
1
1
1
5
MD32-T
1
3
2
2
7
P120
1
3
2
2
7
15
P422
3
0
0
0
0
3
15
Les relais numériques sont intelligents, ils réalisent plusieurs fonction ceci grâce a un système d’échantillonnage d’échantillonn age et des unités de conversion numérique, ils permettent aussi l’archivage et la communication ModBus.
NAHIDI Hassan
62
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Une présentation de ses relais numériques va mettre en évidence le fonctionnement et le mode de communication qu’il utilise un tel relais.
4. Présentation des relais numériques : Dans les circuits des relais numériques, on trouve les circuits numériques suivants : les convertisseurs Analogique/Numérique (A/N) et Numérique/Analogique (N/A), les microprocesseurs, les multiplexeurs et les démultiplexeurs, les circuits d'échantillon et autres circuits intégrés. On distingue deux types de convertisseurs N/A qui sont: à sortie de tension et à sortie de courant. On peut diviser le premier en les circuits à résistance pondérées, réseau R/2R et à poids de DCB. Les types des convertisseurs A/N sont: à comptage d'impulsions (simple rampe et double rampe), à approximations successives (compteur simple et de séquence) et parallèles. Les principes de fonctionnement de quelques types de convertisseurs N/A et A/N. CNA à résistances pondérées: Le principe de fonctionnement est basé sur un amplificateur opérationnel monté en inverseur. Les principaux constituants sont: un amplificateur opérationnel, une référence de tension qui va définir la pleine échelle du convertisseur, une série de résistance dans un rapport des puissances successives de 2 (1, 2, 4,16,..), une série de registres numériques contenant le code binaire d'entrée et des commutateurs analogiques (interrupteurs commandes électriquement par les signaux logiques) reliant les résistances à la référence de tension. Les résistances sont raccordées en parallèle et la tension de sortie est disponible d'un nœud commun. CNA à réseau R/2R: Il est bâti autour d'un réseau de résistances composé seulement de deux valeurs, R et 2R. Les composants sont sensiblement les mêmes que pour le CNA a résistance pondérées. Convertisseur analogique/numérique simple rampe: C'est un type à comptage d’impulsion. Cette catégorie de convertisseur est très répandue. Ils ne peuvent mesurer que des tensions statiques (ou faire de moyenne). Ces convertisseurs sont basés sur une opération de chronométrage (comptage d'impulsions) pendant un temps proportionnel à la tension d'entrée. Les principaux éléments sont: un générateur de rampe (l'intégration d'une tension de référence), deux comparateurs (l'un compare la rampe au zéro et l'autre à la tension à mesurer) et divers éléments de logiques (un générateur de porte, une horloge, un compteur et un système d'affichage). Lorsque la logique commande le démarrage d'une mesure, il y a remise à zéro l'intégrateur (rampe) et des compteurs. Ensuite, la tension de rampe croît linéairement avec le temps. Quand le premier comparateur bascule, la porte autorise le comptage d'impulsions délivrées par l'horloge. Quand le deuxième comparateur bascule, il ferme cette porte et la valeur contenue dans les compteurs est verrouillée et transmise aux afficheurs. CAN à approximations successives: Ils couvrent un vaste champ d'applications en mesure, de la carte d'acquisition de données et dans les relais de protection. Les principaux éléments sont: un comparateur, un CNA, un séquenceur logique piloté par horloge et une référence de tension. Le séquenceur logique délivre un code binaire à l'entrée de CNA. La tension de sortie de ce CNA est comparée à la tension à mesurer. En fonction du résultat, le code binaire est modifié de manière à approcher la valeur à trouver. Dans le cas de compteur simple, le principe de fonctionnement est semblable au simple rampe, sauf on remplace la tension de référence de rampe avec la sortie du CNA. Le séquenceur logique du type de séquence est d'un compteur binaire qui s'augmente d'une unité chaque coupe d'horloge (dans ce cas il est semblable à la simple rampe). Tous les codes binaires sont successivement comparés à la tension d'entrée. Quand le signal de sortie du comparateur s'inverse, la tension de référence vient de dépasser la valeur à mesurer. NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Les microprocesseurs: Sans entrer dans les détailles de sa construction et de son opération, nous décrirons brièvement son architecture minimum. Un microprocesseur est un composant électronique minuscule, fabriqué le plus souvent en silicium qui regroupe un certain nombre de transistors élémentaires interconnectés. Le microprocesseur exécute les fonctions d'unité centrale d'ordinateur (CPU), c'est à dire d'exécuter des instructions envoyées par un programme. Ils sont constitués de portes logiques. Ces portes logiques sont composées de transistors qui fonctionnent comme des interrupteurs. Les parties principales d'un microprocesseur sont: les registres, le décodeur, le séquenceur (le circuit de commande), l'unité arithmétique et logique (ALU), les connections entre les soussystèmes, l'interface d'entrées et de sorties. Les registres sont des petites mémoires linéaires à accès parallèle On trouve 3 types de registres: les accumulateurs, le compteur ordinal et les registres d'instruction. Le décodeur sert à animer les circuits électriques nécessaires à l'exécution des instructions lues. Le séquenceur met en place chaque section de microprocesseur en service à tour de rôle. L'AUL est chargée d'exécuter les opérations arithmétiques et logiques du programme. On distingue cinq cycles pour exécuter une instruction. Ils sont: la recherche de donnée en mémoire, lecture du code d'instruction, décode l'instruction, superviser l'exécution d'instruction et revenir au début. Les multiplexeurs et démultiplexeurs: On utilise ces circuits lorsqu’on doit conserver dans les nombres des voies de communication qui transfèrent des données ou les nombres des câbles/fils qui relient des dispositifs tels que les composantes d'un appareil. Par exemple, s’il y a 8 sources du signal et 8 récepteurs à l'autre coté, on peut avoir une seule voie de communication avec un multiplexeur à une extrémité et un démultiplexeur a l'autre bout. Il y a 2 principes de fonctionnement de ces circuits, ils sont le multiplexage temporel et le multiplexage de fréquence. Le principe du multiplexage temporel est le résultat de la combinaison ou de l'entrelacement de bits ou de caractères provenant de plusieurs sources différentes pour former un signal transmis sur une voie (un support) unique. Le démultiplexage consiste à restituer les bits ou les caractères de chaque source à partir du signal multiplexé. Le deuxième principe divise la voie (le câble) dans quelque bande et chacune a sa fréquence. Chaque fréquence représente un signal qui débit sur une voie composite. Les circuits d'échantillon: C'est un circuit qui capture la valeur instantanée d'une tension analogique au moment spécifique sous commande d'un circuit externe, par exemple un microprocesseur. On utilise ces circuits surtout dans les systèmes de surveillance et de saisie de données ou on a besoin de capturer et détenir la valeur de tension instantanée pendant le processus de convertir le signal analogique en numérique. Les principaux éléments sont: buffer d'entrée (amplificateur), arbre de commutation (pour permettre le passage de signal d'entrée au circuit de détenir), le condensateur de détenir, l'amplificateur de sortie (pour fournir une charge d'impédance élevée aux bornes du condensateur et source de tension de bas impédance aux charges externes). On monte ces circuits en amont des circuits de CAN pour permettre la propre conversion (pour leur donner le temps suffisant pour accomplir la transformation avec la précision requise. Les relais de protection numérique peuvent être programmé pour effectuer plusieurs protections, dans les normes CEI a défini pour chaque protection un code, c’est le code AINSI. L’ensemble de code de protection qui sera utile pour ce projet est regroupé dans le tableau suivant :
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Tableau 13 : Code de protection AINSI selon la CEI
50/51 50N/51N 67/67N 32P/32N 46 49 51BF 27/59 47 59UO 81 68 74 I²t 87 87N 48 66 55/78 15 RT
Maximum de courant Maximum de courant homopolaire Directionnel de courant phase ou terre Directionnel de puissance phase ou terre Déséquilibre de courant Image thermique Alarme et déclenchement Défaillance disjoncteur Maximum et/ou minimum de tension Seuil à max de composante inverse de tension Maximum de tension homopolaire Maximum et/ou minimum de fréquence Sélectivité logique Supervision du circuit de déclenchement Accumulation d'énergie coupée par le disjoncteur Protection différentielle à pourcentage Protection haute impédance pour la détection de défaut à la terre très résistant ou fortement impédant Contrôle de la phase de démarrage sous tension réduite et séquence de démarrage Nombre de démarrages consécutifs Minimum de facteur de puissance Contrôle de la vitesse Commande à distance
4.1. Protection différentiel ligne Micom P422 :
Le fonctionnement de la protection de distance est basé sur l'utilisation simultanée de deux algorithmes de distance indépendants : Calcul des valeurs de transition caractéristiques du défaut (algorithmes en "Delta"). Mesure d'impédance (algorithmes "Classiques"). Ces deux algorithmes permettent à la protection de détecter tous les types de défaut sur les ouvrages électriques. Les calculs d'impédance sont effectués sur chacun des échantillons pour la totalité des six boucles AN, BN, CN, AB, BC et CA, ce qui en fait un véritable équipement de protection de distance numérique non commuté. Fondé sur les grandeurs de transition, l'algorithme en delta est une technique brevetée bénéficiant d’une grande expérience dans différents équipements. L'algorithme en delta utilise les signaux superposés apparaissant pendant un défaut pour détecter celui-ci, sélectionner la phase en défaut et déterminer la direction du défaut. L'élément directionnel utilise le signe de l'énergie calculée à partir de V (variation de tension) et de I (variation de courant) pour déterminer la direction du défaut. Pour un défaut aval, V et I sont de polarité opposée et Pour un défaut amont, V et I sont de même polarité. Les éléments de détermination de phase et de directionnel peuvent changer leur décision si nécessaire, par exemple lors de défauts évolutifs. Le modèle de la série MiCOM P442comportent : Un afficheur à cristaux liquides rétro éclairé (3 lignes). 2 voyants LED . Un port RS232 et un port RS485. Un second port RS232/RS485/K-Bus en option (P442 & P444 seulement). NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Un port de téléchargement/calibration.
Des contacts de défaut équipement (travail et repos) Une tension +48V contrôlée et fournie par l'équipement lui-même. Des entrées courant bi calibre 1A/5A Un second port RS232/RS485/K-Bus en option Un port de téléchargement/calibration.
Figure 22 : Relais MICOM P442
Contient les fonctions de protection 21G, 21p, 50/27, 50/51, 50/51N, 51FF, 32N, 67, 67N, 78, 46BC, 50BF, 25, 79, 59, 27, Mesure :Va, Vb, Vc, Vn, Vab, Vbc, Vca, la, lb, Ic, In, Im, F, Wa, Wb, Wc,Wtotal,VARa,VARb, VARc,VARtotal, VAa, VAb, VAc. Enregistreur d'évènement (ECE). Localisateur de défaut. Oscillopedurbographie.
4.2. Protection Protection de distance SIPROTEC 7SA63 7SA63 :
La protection de distance est assurée par la protection SIPROTEC 7SA63 de SIEMENS, elle assurera en plus de la fonction de protection 21, les fonctions de protection 67, 67N, 27, 59, 25, 79. La protection 7SA63 permet l'élimination rapide et sûre de n'importe quel type de défaut. Les algorithmes de distance et de directionnel uniques offrent un ensemble optimum de rapidité, sélectivité et sécurité Figure 23 : Relais de protection de distance 7SA63 pour tous les types de défauts et les cas d'applications les plus difficiles, En outre cet équipement offre les avantages suivants : Equipement standard pour tous les types d’applications. Stock de pièces détachées réduit avec notamment des entrées courant bi calibre (1A/5A). Réduction du nombre de boîtiers. Intégration dans un système de contrôle commande simplifié grâce à un éventail de protocoles de communication. Synchronisation horaire de tous les équipements de protection. Analyse des défauts plus rapides grâce au consignateur d'événements, au compterendu de défaut et à la perturbographie. Disponibilité maximale de l'équipement grâce à des autocontrôles complets et aux fonctions de supervision (TC, TP, circuit de déclenchement). Fiabilité améliorée grâce à deux principes de détection de défauts différents. 4.3. Protection jeu de barre s Siemens SIPROTEC 7SS52 :
La protection SIPROTEC 7SS52 est une protection numérique rapide, par phase et fiable contre les défaillances de jeux de barres et de disjoncteurs dans des installations de distribution basse, moyenne et haute tension et offre un grand nombre de configurations du jeu de barres. NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
La protection est appropriée pour tous les types d'organe de manœuvre à noyau en fer ou pour les transformateurs de courantes linéarités. Le court temps de déclenchement est avant tout avantageux pour les applications à limites de défaut élevé ou le déclenchement doit avoir lieu immédiatement pour assurer la stabilité du réseau. Grâce à la construction modulaire du matériel, la protection peut être ajustée de manière optimale à la configuration du jeu de barres. La disposition décentralisée permet de réduire considérablement les frais de câblage dans l’installation de distribution. La protection de jeux de barres 7SS52 s’utilise dans les systèmes de jeux de barres simples, doubles ou triples avec ou sans commutation entre les jeux de barres et sans commutation entre les jeux de barres dans les systèmes de jeux de barres quadruples avec jusqu’à 48 travées, 16 disjoncteurs de couplage, et 24 sectionneurs longitudinaux et 12 sections de jeux de barres
Figure 24 : Relais de protection différentiel de j eu Barre 7SS52
4.4. Protection Protection et système système de mesure de départs départs HT UFM :
Les UFM représentent un système de mesure et de protection des départs 60kV de MicroEner. Ils réalisent dans un même boîtier les fonctions de : Protections électriques : Ampérométrique, Volt métrique, Fréquence métrique et Watt métrique. Comptage de l'énergie active et réactive dans les quatre quadrants. Mesure de l'ensemble des grandeurs électriques. Contrôle du disjoncteur avec des E/S programmables et sa commande locale. Pedurbographie sur 8 voies avec une durée d'enregistrement de 2 secs par voie. Synoptique animé de la position du disjoncteur. Contrôle commande. Comme tous les systèmes de la gamme Ultra M, l’UFM se présente sous la forme d'un tiroir électronique modulaire monté dans un boîtier métallique. Ce dernier est muni de courtcircuiteurs sur les voies courant permettant l'extraction du module électronique en charge. La face avant de l'appareil est équipée d'un afficheur graphique, d'un clavier permettant la programmation et l'exploitation de l'appareil sans l'utilisation d'un PC ou d'une calculette supplémentaire. Toutefois, un port de liaison série de type RS232 permet l'utilisation d'un PC pour la programmation. L'afficheur graphique, en plus des valeurs de programmation, indique en permanence les grandeurs électriques : Tension, Courant, Fréquence, Puissances Active et Réactive, et la position de l'organe de coupure auquel il est raccordé grâce au synoptique animé visible à l'avant de I'UFM. L'interface homme- machine se complète par une signalisation lumineuse, indiquant l'état de bluff, et un clavier pour une commande locale de l'organe de coupure. L'unité volt métrique de bluff se raccorde au secondaire de TP couplés en étoile dont la valeur de la tension nominale est comprise entre 50 V et 150 V.
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Les unités ampérométriques sont bi calibres. Elles se raccordent sur des TI dont le calibre nominal au secondaire est 1A ou 5A, L'unité homopolaire se raccorde sur les TI de l'unité phases câblés en montage sommation, ou sur un tore dont le calibre nominal est 1A, Les deux unités homopolaires sont équipées de filtres numériques Figure 25 : Relais de assurant l'insensibilité de la protection aux harmoniques de rang 3 protection départ HT UFM et plus. Caractéristiques électriques Courant nominal : In = 1 ou 5 A . Surcharge ampérométriques : 500A (100 ln) pendant 1s – 20A (4ln) permanent. Consommation des voies ampérométriques : 0,2 VA/phase à In - 0,06 VA/homopolaire à Ion. Tension nominale : Un = 100 V à 125 V. Surcharge volt métrique : 2 Un permanent. Consommation des voies volumétriques : 0,2 VA à Un. Précision : Seuils : < 5 %. Temporisations : < 2 %. Consommation moyenne de la source auxiliaire : 8,5 VA. Relais de sortie : (en nombre de six) Courant nominal 5 A, Vn = 380 Vca, Charge résistive = 1 100 W (380 V max). Pouvoir de fermeture : 30 A (impulsionnel) pendant 0,5 s. Coupure : 0,3 A, 1 10 Vcc L/R = 40 ms, 100 000 manœuvres. L'UFM a deux gammes de réglage (protection adaptative) et assure les fonctions de protections suivantes : 50/51 : Maximum de courant. 50N /51N : Maximum de courant homopolaire. 67/67N : Directionnel de courant phase ou terre. 32P /32N: Directionnel de puissance phase ou terre. 46 : Déséquilibre de courant. 27/59 : Maximum et/ou minimum de tension. 59Uo : Maximum de tension homopolaire. 81 : maximum et/ou minimum de fréquence. 68 : Sélectivité logique. 50BF /51BF : Supervision du circuit de déclenchement qui permet de détecter la non ouverture du disjoncteur à ça suite de l'émission d'un ordre de déclenchement par la protection une lors de la détection d'un défaut ampérométrique. 74 : Supervision du circuit de déclenchement qui permet de vérifier la continuité de la filerie entre le relais de sortie de la protection et la bobine de déclenchement du disjoncteur, I2t : Accumulation d'énergie coupée par le disjoncteur grâce à la mesure des ampères coupés, permet de définir les périodes d'intervention sur l'organe de coupure. L'afficheur graphique de l’UFM indique en permanence et sous la forme d'un synoptique animé la position de l'organe de coupure auquel il est raccordé ainsi qu'en temps réel les grandeurs suivantes: Les courants de ligne : la, lb, Ic. Les tensions : Va, Vb, Vc, Ua, Ub, Uc. Le facteur de puissance. PFa, PFb, PFc. NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Le courant homopolaire : l0. La tension homopolaire : Uo. La puissance active : Pa, Pb, Pc. La puissance réactive. Qa, Qb, Qc. Les UFM enregistrent plusieurs types d'événements : Les 100 derniers événements de quelque nature qu'ils soient (logique, déclenchement). Les 10 derniers défauts avec la cause du déclenchement clairement identifiée et horodatée ainsi que la capture des grandeurs électriques à l'instant du déclenchement. La trace oscillographique des 8 voies d'entrée (3U ,3I, Uo et I0) sur une durée de 2 secondes par voie. L’ordre de démarrage de l'enregistrement oscillographique est programmable et peut être interne ou externe à UFM. La led ''TRIP'' indique un déclenchement d'un des relais de sortie affecté à l'une des fonctions de protection de l'appareil. Concernant la signalisation de déclenchement, l'état de la led ''TRIP'' reste mémorisée après la disparition du défaut, même lors de la perte de la source auxiliaire. En cas de disparition de celle-ci, la led retrouve son état initial au retour de l'alimentation. La remise à zéro de la signalisation s'effectue en local par le bouton poussoir dédié accessible à l'avant de l'appareil, ou par la liaison série depuis le superviseur. Les UFM sont équipés de deux ports de liaison série : Le premier, accessible à l'avant des appareils, est de type RS232.Il est prévu pour la configuration en local à l'aide d'une console de programmation. Le second, accessible à l'arrière de l'appareil, est quant à lui, de type RS485. Il est prévu pour intégrer bluff dans une supervision afin de réaliser le contrôle commande du poste depuis un superviseur. Dans notre projet ce relais est utilisé dans Les tranches départs transformateurs 60kv/10kv des postes PJ0, PJ1, PJ2, PJ3, PJ5, et dans les départs câble 60kV. 4.5. Protection différentielle différentielle transformateur transformateur MD32-T :
La protection différentielle transfo est assurée par la MD32-T de MicroEner. Ce relais, grâce à la mesure des courants de retenue et à sa caractéristique à pourcentage, reste stable lors de défauts violents intervenant dans la zone extérieure à celle qu'il protège tout en gardant une sensibilité extrême dans sa zone de fonctionnement. Le MD32/T utilise sans Tl de repassage (saturation). Son unité de traitement intègre dans ses algorithmes de calcul le rapport de transformation et l'indice horaire du transformateur protégé. L'unité homopolaire assure, suivant le raccordement du tore et des TI, une protection contre les défauts à la terre très résistants ou une protection homopolaire contre les défauts d'isolement. Figure 26 : Relais MD32-T . L'unité homopolaire est équipée d'un filtre actif qui l'insensibilise aux harmoniques du range 3 et plus, La fonction pedurbographie permet l'enregistrement, à la suite d'un défaut ou sur ordre extérieur, de la forme des intensités sur chacune des phases, La trace restituée permet une analyse des données capturées sur 12 périodes du signal analogique, L’ensemble calcule les courants réels en tenant compte des différents rapports de transformation (transfo, TI) et du couplage primaire et secondaire du transformateur de puissance. Ses algorithmes évitent l'ajout de TI de rattrapage, source d'erreur dans le calcul du courant différentiel. Ces relais analysent les valeurs efficaces vraies des grandeurs électriques qu'ils mesurent ou calculent. La faible consommation des unités de mesure leur permet d'être raccordées à des capteurs de mesure de faible puissance. NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Caractéristiques: Courant nominal : ln = 1 ou 5 A. Surcharge ampérométrique. 200 A pendant 1 s - 10 A permanent. Consommation des unités ampérométriques : 0,01 VA à In =1A, 0,2 VA In =5A. Consommation moyenne de la source auxiliaire : 8,5 VA. Relais de sortie : • In = 5 A, V n = 380 Vca . • Pouvoir de fermeture: 30 A pendant 0,5 s. • Coupure: 0,3 A, 1 10 Vcc, • L/R = 1.0 ms, 100000 manœuvres. Les MD32/T sont équipés de 3 entrées logiques qui sont activées puisqu'elles sont courtcircuitées : B1 = Blocage des fonctions d>, d>>, do. Toutes les combinaisons sont possibles. B2 = Mise en route des fonctions affaiblissement d'harmoniques. B3 = Déclenchement extérieur de l'enregistrement des intensités. Configuration des relais de sortie Les relais de sortie RI, R2, R3, R4 peuvent être programmés pour être contrôlés par n'importe quelle fonction, qu'elle soit instantanée ou temporisée. Le relais R5 (Watch dog - chien de garde), normalement excité, se désexcite sur défaut interne, disparition de la source auxiliaire ou lors de la programmation de l'appareil. Le retour à l'état de veille des relais de sortie est programmable permettant ainsi de réaliser, si l'utilisateur le souhaite, la fonction verrouillage (F86). Nature du retour des éléments temporisés: terres = M (manuel), A (automatique). Indépendamment de la fonction perturbographie, le dernier défaut est mémorisé. Les Les valeurs des différentes intensités sont capturées au moment du déclenchement et sont accessibles, dans le menu LAST-TRIP de l'appareil. Le relais MD32 /T est équipé d'un port série type R5485 pour l'exploiter à partir d'un PC, ou compatible, à l'aide du logiciel MSCOM, ou bien pour l'intégrer dans un poste numérique et l'exploiter à partir d'un poste de conduite centralisée. Par ce bus de communication, tous les paramètres, réglages, informations accessibles en local le deviennent également en déporté. Pour accéder à tous ces éléments, les requête entre les relais de protection et les calculateurs se réalisant sous le protocole ModBus. Chaque relais est identifié par une adresse programmable. 4.6. Protection masse cuve Micom P120 :
La protection masse cuve des transfos est assurée par la P120 de ALSHTOM, Le P120 est un relais de surintensité à maximum de courant. Il assure la fonction 51/51N = Maximum de courant monophasé temporisée pour la protection masse cuve des transfos. Contournement de borne d'une traversée, du courant qui transite sur la seule liaison qui relie la cuve du transformateur à la terre par Figure 27 : Relais MICOM P120 l'intermédiaire du TC tore installé sur cette dernière. Contournement de borne d'une traversée, du courant qui transite sur la seule liaison qui relie la cuve du transformateur à la terre par l'intermédiaire du TC tore installé sur cette dernière. Protection internes transfo (49, 95B & 95BR) : En plus de la protection arrêt circulation d'huile et la protection défaut aéro, s'ajoutent les protections suivantes : 49 : Protection thermique - Relais thermique. 95B : Relais Buchholz. 95BR : Relais Buchholz régleur. NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv 4.7. Protection Protection différentielle câble 7SD52 :
La protection différentielle câble entre les différents postes sera assuré par le relais 75D52 de SIEMENS. La Protection différentielle numérique SIPROTEC 7SD52 est équipée d'un microprocesseur 32 bits performant. Ce dernier assure un traitement cent pour cent numérique de toutes les fonctions de l'appareil, depuis l'acquisition des mesures jusqu'à l'émission des commandes de sortie vers les disjoncteurs en passant par l'échange d'informations avec les autres extrémités de l'élément protégé. L'appareil 7SD52 dispose de toute une série de fonctions de protection et de fonctions additionnelles, Le volume fonctionnel hardware et software de l'appareil est adapté à ces fonctions. En outre, les fonctions qui génèrent les ordres de commande sont adaptées aux types d'engins commandés. Différentes fonctions peuvent être mises hors service par programmation et l'interaction entre les différentes fonctions peut être modifiée. Les fonctions fonctions de la 7SD52 qui ne sont pas nécessaires et qui ne sont pas utilisées peuvent ainsi être cachées. La figure suivante décrit le bloc fonctionnel de la protection 7SD52.
Figure 28 : Relais 7SD52
4.8. Protection directionnel de puissance F650
Le F650 a été conçu comme un système de protection, commande, mesure et surveillance avec une architecture basée sur microprocesseur, qui constitue une solution complète pour la protection des différentes tranches de poste, conforme aux normes internationales les plus appropriées. Tous les éléments exigés pour contrôler un poste ont été intégrés dans un seul paquet pour une utilisation rentable, fiable et simple. Le bas nombre de composants, grâce à la plus haute technologie, fournit une fiabilité très élevée. Il est typiquement appliqué aux lignes de transmission de n’importe quel niveau de tension ou comme composant dans un système de commande complet. D’ailleurs, il peut être appliqué dans une variété élevée de cas comme, par exemple, des transformateurs, coupleurs et des batteries de condensateur. Les entrées et les sorties mécaniques ont été conçues d’une manière modulaire qui permet la migration facile des applications simples aux plus complexes. L’unité inclut un contrôleur de bus CAN de fibre optique qui permet d’utiliser des entrées/sorties distribuées à travers des modules externes. Les fonctions de protection du F650 incluent la surintensité de phases, neutre, terre, terre sensible, neutre isolé et séquence inverse, maximum et minimum de fréquence, maximum et minimum de tension, fonctions directionnelles de phase, neutre et terre, défaillance du disjoncteur, vérification du Figure 29 : Relais F650 synchronisme. Les fonctions de commande incluent un PLC complet avec un afficheur graphique en option. La combinaison des deux éléments Protection Surintensité instantanée de phases, neutre, terre. terre sensible et neutre isolé (50PH, 50PL, 50N, 50G, 50SG, 50IG). Contrôle directionnel pour chaque unité (67P, 67N, 67G, 67SG). Maximum et minimum de fréquence (81U, 81O). Défaillance du disjoncteur (50BF). NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Vérification du synchronisme (25). Interface graphique complètement programmable. Localisateur des défauts. Surveillance du circuit de déclenchement. Enregistrement de 479 événements. Mesure d’intensité, tension, puissance, facteur de puissance, fréquence Interface de l’utilisateur.
4.9. Raccordement entre combiné de mesure et armoire de protection :
Le raccordement des appareils de protection au circuit de mesure (combiné de mesure, Tore ou TT barre) est fait selon la classe de précision du TC. La protection de chaque travée sera regroupée dans une seul armoire et en va distinguer donc : Armoire protection travée départ transformateur. Armoire protection travée couplage. Armoire protection travée départ câble. Départ transformateur 60kv/10kv TPS
TPI
UFM
SIPROTECT 7SA52
F650
Signalisation
Point test
Figure 30 : Câblage armoire armoire de protection départ transformateur
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Tableau 14 : Nombre de TC et TT occupé par un départ transformateur.
Relais UFM MD32-T P120
Circuit courant TC
Circuit tension TT
—
—
Le relais UFM possède deux entrées : Circuit courant 3 TC pour les trois phases. Circuit tension 3TT pour les trois phases. C’est un relais polyvalent qui contient plusieurs fonctions de protection ainsi il contient des cases mémoires (codé sur 8 ou 16 bit) où il stocke la valeur instantanée de courant, tension, fréquence et la puissance (active et réactive) afin de les transmettre au automate programmable, le ModBus est le mode de transmission qui sera utilisé par la suite. Travée couplage JDB
Unité de traitement 7SS52
COUPLAGE
Module 7SS523
Départ poste
Départ Transfo
Figure 31 : Câblage de protection protection jeu de barres
Chaque module 7SS523 est installé sur chaque travée possède une entrée courant qui donne une image de courant qui circule à travers la travée. Le 7SS523 possède des TC configurable pour que le module de traitement 7SS52 puisse voir le même niveau de courant .au contraire chez la protection analogique TMAR : l’adaptation de niveaux de tension est réalisée à l’aide de TC de rattrapage. En effet les combinés de mesure de départ transformateur on un rapport de transformation 200/5 A et les combinés de mesure d’un départ poste ont un rapport de 600/5 A donc pour ramener au même niveau les intensités de courant vues par le relais TMAR on doit NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv multiplier le rapport 200/5 par 3 qui égale a 15/5 c’est le rapport du transformateur du courant de rattrapage. Travée Départ câble TPS
TPI
UFM
SIPROTECT 7SA52
F650
Signalisation
Point test
Figure 32 : Câblage Câblage armoire de protection départ câble
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Chapitre
IV Le nombre des API pour la supervisio supervision n de la boucle
IV.1. Les module E/S. IV.2. Les modules de communication communication et architecture. IV.3. Etude technico-économique.
Nous allons présenter dans ce chapitre les quantités des modules d’automate programmable : Module d’entré sortie (E/S). Module de communication et câble de connexion. Module de traitement. On abordera l’architecture retenue pour la communication entre les automates et le mode de transmission de donnée de l’automate vers salle de contrôle et commande. Et la fin du présent chapitre sera consacrée à une étude technico-économique pour dégager l’investissement nécessaire et la rentabilité de notre projet.
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
1.Les module E/S 1.1. Introduction :
Les automates existant sur le marché sont de deux types monobloc et modulaire, dans notre projet on va utiliser le type modulaire qui permet un dépannage rapide et une plus grande flexibilité de plus ils sont adaptables à toutes situations. Selon le besoin, des modules d’entrées/sorties numériques sont disponibles en plus de modules de communication entre les différents réseaux de l’entreprise : Réseaux terrains. Réseaux ateliers. Réseaux entreprises. Le schéma suivant montre la structure de réseaux dans un organisme ainsi l’interaction entre les différents réseaux
Réseaux Entreprise (Internet, (Internet, Intranet…) Intranet…)
Poste de supervision
Réseaux Atelier (Ehernet,ControlN (Ehernet,ControlNet…) et…)
Réseaux Terrain (ModBus,ProfiBus,ASI…) (ModBus,Pr ofiBus,ASI…)
Relais numérique
Module E/S
Actionneurs
Equipement HT
Capteur
Opérateur
Figure 33 : Le schéma de communication entre les différents réseaux d’un o rganisme
Le choix des modules de communication dépend seulement de la nature de communication Ethernet, ControlNet et ModBus. Les modules de traitement ou les CPU qui sont caractérisés par la fréquence d’émission et réception de l’information l’informatio n et de sa mémoire vives (RAM). La détermination des modules de communication et des modules de traitement est basée sur le calcul de module de sortie et d’entrée. Le magasin OCP est autonome c'est-à-dire qu’il a son propre matériel électrique, mécanique et informatique (pièce de rechange et de réserve). Pour le matériel d’automatisation on trouve que les marque Allen-Bradly (les catégories Mictrologix et Controllogix). NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv La technologie des Mictrologix est dépassée ainsi ils sont limités en utilisation, au contraire pour la plate forme controllogix. Controllogix est une plate-forme haute performance modulaire adaptée au contrôle séquentiel. Elle permet de combiner des processeurs, des réseaux et des E/S sans limites. Pour faciliter l’évolution du système en utilise le ControlNet pour distribuer le contrôle vers des châssis supplémentaires et vers d’autres plates-formes controllogix. La plate-forme de contrôle Controllogix est : Simple. Elle s’intègre facilement aux systèmes PLC existants. Les utilisateurs de réseaux existants peuvent envoyer ou recevoir des messages à partir des automates programmables sur d’autres réseaux de façon transparente. Rapide. Elle peut faire des transferts rapides de données via le fond de panier du châssis, les catégories Controllogix fournies une plate-forme de contrôle rapide. Industrielle. Ses composants matériels résistent aux vibrations, aux températures extrêmes et aux parasites électriques des environnements industriels difficiles. Modulaire. Elle permet de concevoir, de construire et de modifier le système de façon efficace, en faisant des économies de formation technique. Le système Controllogix est programmé par blocs fonctions et logique à relais. Les autres composants clé du système Controllogix comprennent : Les E/S 1756 Controllogix (voir annexe), une large gamme de modules d’E/S fiables avec auto diagnostics, qui peuvent être insérés ou retirés du système de contrôle sans avoir mettre l’automate hors tension ou à interrompre le procédé commandé. La passerelle Controllogix Gateway, qui permet aux utilisateurs de relier et d’acheminer les données de contrôle et d’informations sans automate programmable. 1.2. Module de sortie :
Les équipements déjà décrits précédemment ont soit une commande électrique comme les disjonteurs et les régleurs en charge,soit une commande manuelle tel que le sectionneur.la supervision ne tient compte que des équipements qui ont une commande électrique car elle permet une commande à distance . Pour déterminer le nombre de module de sortie il suffit de calculer le nombre de disjoncteur et le nombre de régleur en chargre installé à chaque poste ,ceci sera l’objectif du paragraphe suivant. Pour les transformateurs 60kv/10kv la commande va concérner le disjoncteur amont(coté HT) et aval (coté MT). Tableau 15 : Liste des équipements a commandé à distance de la boucle.
PJ0
PJ1
PJ2
PJ3
PJ5
nombre di sjoncteur D
7
8
6
6
10
nombre de transformateur (HT/MT)
1
3
2
2
7
commande disjoncteur
14
16 16
12 12
12 12
20 20
commande regleur en charger
2
6
4
4
14
16
22
16
16
34
Poste
TOTAL STOR
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Le module de sortie utilisé est un module de allen bradly serie 1756-OW161 qui contient 16 sortie isolées.Ce module a les caractéristiques suivant : Tension nominal d’entrée activée 125v. Temporisation de la sortie 10 ms. Consommation maximale 4,5 W. On va utiliser que onze sorties par module et laisser les autres sorties réserves. Le nombre de module 1756-OW16 va être déterminé par la formule suivante : Nombre de module de sortie = Total STOR / 11. Le calcul de module de sortie nécessaire pour la supervision de la boucle 60kv est regroupé dans le tableau suivant : Tableau 16 : Nombre total de module de sortie 1756-OW161.
Poste
MODULE DE SORTIE 1756-OW161
PJ0
PJ1
PJ2
PJ3
PJ5
TOTAL TOTAL
2
2
2
2
3
11
1.3. Module d’entrée :
Le nombre de module d’entrée d’un automate dépend de la nature des informations soit analogiques (température, vitesse, pression, débit) ou numériques (tout ou rien : détecteur de proximité, état de fin de course, détecteur de niveaux). Dans ce projet les entrées qui seront utilisés sont de nature numérique .il présente en général les états des équipements déjà décrit. Pour que les modules soient indépendants, on va spécifier pour chaque travée le nombre de module nécessaire. En effet en cas de défaut sur un module d’entrée seule la travée associée à ce module qui sera hors service de contrôle commande. Travée départ poste OCP : Tableau 17 : Entré TOR d’une travée départ poste OCP.
Appareil ou etat
Nombre de contact
disjoncteur ouvert/fermé
2
s ectionneur ouvert ouvert /fermé /fermé
6
défaut interne disjoncteur
3
défaut appareil protection Chien de Gagde
4
declenchement d' appareil de protection
2
enclenchem encle nchement ent appareil protecti protection on
3
mode commande distant /locale
1
CR- TT (sectionneur porte fusible)
2
Courte circuiteure TC
3
TOTAL ETOR
22
NAHIDI Hassan
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Travée départ Transformate Transformateur ur HT/MT Tableau 18 : Entré TOR d’une travée départ transformateur 60kv/10kv. Défaut ou etat
disjoncteur
Nombe de contact
ouverte/fermé
2
sectionneur ouverte/fermé
6
défaut interne disjoncteur
3
défaut relais bucholz
2
défaut thérmostat transormateur
2
défaut appareil protection Chien de Garde
4
enclenchement enclenchement appareil protection protection
2
ordre ordre declenchement decl enchement appareil apparei l protecti protection on
3
Arret circulation huile
1
Régleur en charge
2
mode commande distant /locale
1
sectionneur porte fusible TT
3
Courte circuiteur TC
6
TOTAL
ETOR
37
Travée départ poste ONE Tableau 19 : Entré TOR d’une travée départ po ste ONE.
Défaut ou etat
Nombre de contact
disjoncteur ouverte/fermé
2
sectionneur ouverte/fermé
6
défaut interne disjoncteur
3
Automate Reprise Service ARS
6
défaut appareil protection Chien de Garde
4
Défaut Défa ut entre entre phase ou phase/terre 1,2,3 stade sta de
8
ordre declenchement appareil de protection
1
mode mode commande commande dis tant /locale /local e
1
sectionneu se ctionneurr porte porte fusible fusi ble TT
2
Courte circuiteur TC
3
TOTAL ETOR
NAHIDI Hassan
36
79
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Travée couplage jeu de barre Tableau 20 : Entré TOR d’une travée départ poste OCP.
Nombre de contact
Défaut ou etat disjoncteur ouverte/fermé
2
sectionneur ouverte/fermé
4
défaut interne disjoncteur
3
défaut appareil protection Chien de Garde
1
ordre declenchement appareil de protection
1
mode commande distant /locale
1
Courte circuiteur TC
2
TOTAL ETOR
13
Les modules d’entrée disponible sont des modules tout ou rien à 16 entrés de la famille controllogix 1756-IH161, ce module a les caractéristiques suivantes : Tension nominal d’entrée activée 125v. Temporisation de l'entrée 6 ms. Consommation maximale 5 W. On va utiliser que 11 entrées par module et les autres réserves. Pour trouver le nombre de module de chaque travée on utilise la formule suivante : Nombre de module d’entrée = Total ETOR / 11. Le calcule de module d’entrée nécessaire pour la supervision de la boucle 60kv est regroupé dans le tableau suivant : Tableau 21 : Le nombre total de module d’entrée 1756-IH161.
POSTE
TOTAL
Carte entrée TOR
1756- IH 161
PJ0
PJ1
PJ2
PJ3
PJ5
33
18
14
14
36
109
2. Les modules de communication communication et architecture.
Le réseau terrain dépend seulement de nombre de module d’entrée et de sortie et de relais de protection numérique. Deux types de communication vont se présenter dans le réseau terrain des postes PJ : ModBus (entre les relais numériques et l’automate). Directe par câble (entre les équipements HT et l’automate programmable). 2.1. Le protocole ModBus :
Le protocole ModBus est un protocole maître/esclave utilisé principalement dans le milieu industriel fonctionnant sous forme de requête. Le maître pose une question à l’esclave et ce dernier lui répond.
NAHIDI Hassan
80
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Pour distinguer un équipement esclave d’un autre, on attribue une adresse à chaque abonné qui est indépendant de son emplacement physique. Les adresses vont de 1 à 64 et ne doivent pas obligatoirement être attribuées de manière séquentielle. . Les spécifications techniques des modules MODBUS. Communication : 19,2 kb/s, 8 bits de données, 1 bit de stop, aucun bit de parité. Types de liaisons : RS232C. RS485. Les relais numériques UFM UFM et F650 permettent le calcul de l’énergie active et réactive, on va récupérer la valeur de l’énergie à partir de la valeur stockée dans le registre du relais. En effet le relais stocke la valeur de l’énergie qui est codé sur huit bits dans un tableau (base de donnés), a chaque ligne du tableau est attribuée une adresse hexadécimal qu’on trouve sur la notice (voir annexe) du relais par exemple pour le relais UFM : Tableau 22 : L’adresse de la valeur de l’énergie dans le registre de relais relais UFM
Liste de compteur d’énergie <+kWh> (Energie Active Débité.) <-kWh> (Energie Active Reçue.) <+kRh> (Energie Réactive Débité.) <-kRh> (Energie Réactive Reçue.)
Adresse hexadécimal 0x1600 0x1602 0x1604 0x1606
Le schéma suivant présente le raccordement entre les équipements, les relais numériques et les modules 1756-OW161 et 1756-IH161. Réseaux Atelier Carte ModBus
1756-IH161
1756-OW161
Modbus Entrée TOR Sortie TOR
Carte ControlNet
Armoire de protection
Salle HT
Figure 34 : Architecture de raccordement des API au réseau terrain.
NAHIDI Hassan
81
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv La carte d’acquisition des données par communication ModBus est un produit de la famille controllogix série 1756-MVI. Le module 1756-MVI d'interface multi protocole fournit un accès supplémentaire aux équipements séries. Il est programmable pour permettre son utilisation avec des équipements avec des protocoles séries uniques. La communication entre les réseaux terrain et le réseau atelier est une communication ControlNet. Le réseau atelier (la salle de contrôle et de commande) est constitué des automates (microprocesseur) Controllogix et les PC (Versa View) de supervision. Le système de traitement fonctionne en redondance : deux automates seront connectés en parallèle en cas de panne ou l’entretient de l’une l’autre prendre le relève. On va distinguer deux protocoles de communication au niveau de réseau atelier : Réseaux ControlNet (entre réseau terrain et réseaux atelier).
Réseaux EtherNet (entre le châssis principal, le châssis redondant et le PC). PC).
2.2. Le protocole ControlNet :
ControlNet est un système de communication industriel qui échange des données de façon déterminée et prévisible dans le temps. Un réseau ControlNet est Caractérisé par Plusieurs contrôleurs raccordés sur le même réseau. Communication point à point entre les contrôleurs. Chacun des contrôleurs est propriétaires de ses composantes. Capacité de télécharger des programmes, de Supervisé des composantes et leurs paramètres. C’est un protocole de communication puissant il a été choisi sur la base de ses avantages : Échange à haute vitesse 5 Mbits : Rafraîchissement des E/S plus rapide. Communication inter automate très rapide. Réseau performant : Déterministe. Répétitif - le réseau peut être configuré pour offrir les performances requises pour une application donnée. Installation flexible : Installation flexible des unités. peut remplacer la liaison Redondance : une liaison de secours est installé principale. 99 adresses sur un même segment. Une architecture moins dense, moins lourde. 2.3. Le protocole EtherNet :
Le premier réseau Ethernet fut conçu au milieu des années 1970 par Robert Metcalfe et son assistant David Boggs. Le débit original était de 2,94 Mb Ps. Jusqu'au début des années 1990, Ethernet n'était qu'une technologie parmi d'autres bien d'autres (Token Ring et ATM) La technologie Ethernet a conquis depuis la majeure partie du marché. Cela grâce aux points suivants : Première technologie haut débit grand public. Les autres technologies sont sensiblement plus complexes. Il est possible de connecter ou retirer une machine du réseau sans perturber le fonctionnement de l'ensemble.
NAHIDI Hassan
82
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Un coût de l'équipement beaucoup plus faible que ses technologies concurrentes. De plus, Ethernet paraît être en bonne position pour conserver son statut de technologie prédominante pendant encore de nombreuses années. La technologie Ethernet se décline dans de nombreuses variantes tel que : Deux topologies différentes qui sont bus et étoile Multi supports permettant d'être capable de faire usage de câbles coaxiaux, de fils en cuivre à paires torsadées ou de fibres optiques. Offre d'une large gamme de débit avec 10 Mbps, 100 Mbps, 1 Gbps et 10 Gbps.
L'Ethernet est basé sur un principe de dialogue sans connexion et donc sans fiabilité. Les trames sont envoyées par l'adaptateur sans aucune procédure. Le service sans connexion d'Ethernet est également non fiable, ce qui signifie qu'aucun acquittement, positif ou négatif, n'est émit lorsqu'une trame passe le contrôle de redondance cyclique (CRC) avec succès ou lorsque celle-ci échoue. Cette absence de fiabilité constitue sans doute la clé de la simplicité et des coûts modérés des systèmes EtherNet. Le Protocole EtherNet est facile à réaliser et non coûteux mais aussi non fiable son utilisation entre le châssis principale et le châssis redondant et le PC de supervision est justifier par le faite que le taux de panne d’un châssis est presque nulle et que la prise de relève du châssis redondant est en général ce fait manuellement (en cas de maintenance du châssis principale). La synchronisation et la communication entre les deux châssis (principale et redondant) sont assurées par le module 1757-SRM, c’est un module qui assure le transfert de programme du module redondant au module principal en cas de défaillance de ce dernier. Le Control Net est un réseau performant et déterministe et donc fiable ceci justifie son choix pour la communication entre le réseau terrain et le réseau atelier car les informations et les états des équipements doit être communiqués à l’unité de traitement catégorie Controllogix série 1756-L61 (voir annexe). Le Protocole EtherNet est utilisé pour la communication au niveau de réseau atelier entre : Châssis principal et châssis redondant. PC de supervision et le châssis principal. C’est une communication en étoile donc un message envoyé du châssis principal vers le PC de supervision ne doit pas circuler vers le châssis redondant, donc l’installation d’un Switch pour la gestion de collision de donner est primordiale. Lorsqu’un paquet arrive sur l’un des ports d’un Switch, il ne le retransmettra que sur le port auquel est connecté (directement ou indirectement) le destinataire. Il n’ira donc pas polluer les autres segments avec ce paquet. Le fonctionnement interne d’un Switch est le suivant : un paquet, fragment d’une trame, arrive dans le Switch. Il est mis en mémoire tampon. L’adresse MAC du paquet est lue et comparée à la liste des adresses MAC connues par le Switch, et gardée dans sa mémoire. ALLEN BRADLY offre toute une gamme de module pour assurer la communication (ControlNet et EtherNet), le tableau suivant regroupe le matériel choisi pour la communication du réseau atelier selon le guide de sélection des modules de ALLEN BRADLY :
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83
Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Tableau 23 : Choix des des modules de communication d’Allen Bradly.
Réseau
Critère de choix
ControlNet
EtherNet
Module
le transfert à grande vitesse de données à temps 1756-CNB critique entre automates et dispositifs d'E/S.
l'envoi déterministe et répétitif des données. 1756-CNBR
un câblage redondant.
un système d’automate redondant.
la collecte de données et la commande sur un 1756-ENBT réseau unique à grande vitesse. 1756-EWEB l'envoi régulier de données.
Le module EtherNet est caractérisé par : Deux Vitesse de communication 10 et 100 Mb/s. Chaque module accepte au maximum : 64 connexions TCP/IP. 5000 messages/seconde. maximale 3,65 W. Consommation maximale L’unité de traitement Controllogix série 1756-L61 est caractérisé par : Mémoire application disponible 1756-L61 2048 Ko, soit 2 Mo.
Consommation maximal 3, 5 W.
Dissipation thermique maximale 3,5 W.
2.4. Architecture de communication entre API :
Pour relier les diverses entités d'un réseau, plusieurs supports physiques de transmission de données peuvent être utilisés. Une de ces possibilités est l'utilisation de câbles. Il existe de nombreux types de câbles, mais on distingue généralement : Le câble de type coaxial. La double paire torsadée . La fibre optique. Pour notre projet les câbles et les accessoires qui seront utilisés pour le raccordement entre les différents réseaux sont : Cable coaxial Control Net RG-6. Résistance de terminaison 1786-XT. Raccord droit 1786-TPR. Câble 1757-SRC. La figure suivante présente l’architecture de communication entre le châssis principal, châssis redondant et le PC de supervision au niveau de réseaux Atelier :
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Switch Ethernet
Liaison Ethernet en Cuivre Redondance Switch
API 1 ControlLogix
1756-ENBT
API2 ControlLogix
1756-CNBR
ControlNet 1786-XT
Module E/S
Figure 35 : Architecture de communication entre les API d’un poste
2.5. Châssis A7, A13 et carte d’alimentation 1756-PA75 :
Le châssis abrite le processeur et les modules d'E/S. il y a quatre tailles de châssis : 4 emplacements, 7 emplacements, 10 emplacements et 13 emplacements. Chaque châssis doit disposer d'une carte d’alimentation dans notre projet l’alimentation choisie et de type 1756-PA75. Le montage de l'alimentation se fait sur la coté gauche du châssis. Le premier emplacement est réserve au module 1756-L61 dans le cas de châssis principal et le châssis redondant ou au module de communication 1756-CNBR ou 1756ENBT. La simplicité d’insertion des composants dans le châssis en suivant les guides prévus a cet effet. Aucun outil n'est nécessaire pour insérer ou retirer le processeur ou les modules d'E/S. Il y a la possibilité de raccorder plusieurs châssis entre eux pour former un système. Les châssis qui seront utilisé pour ce projet sont : Châssis A7 pour le module principal et redondant. Châssis A13 pour le module E/S. Chaque poste est caractérisé par un nombre d’entrée et de sortie bien déterminée qui va déterminer le nombre de châssis à choisir, ainsi que le module de traitement et de communication soit entre les différents réseaux ou avec le châssis principale et le châssis redondant. Le tableau suivant expose les quantités totales de châssis et accessoire à installer pour la supervision de la boucle 60kv –Allen Bradley- :
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Tableau 24 : Quantité des modules Controllogix pour la supervision de la boucle 60 kv.
Quantité
Désignation
PJ0
PJ 1
PJ 2
PJ3
PJ 5
TOTAL
1756-A13
4
2
2
2
4
14
1756-L61
2
2
2
2
2
10
1757-SRM
2
2
2
2
2
10
1756-IH161
33
18
14
14
36
115
1756-OW16
2
2
2
2
3
11
1756-MVI
1
1
1
1
1
5
1756-A7
2
2
2
2
2
10
1756-PA75
6
4
4
4
6
24
1756-CNBR
6
4
4
4
6
24
1756-SYNC
2
1
1
1
2
7
1756-ENBT
2
2
2
2
2
10
1786-RG6
2
2
2
2
2
10
1786-XT 1786-TPR
4 12
4 8
4 8
4 8
4 8
20 44
1757-SRC
2
2
2
2
2
10
SW ITCH 3 COM
2
2
2
2
2
10
Conclusion :
Dans ce chapitre nous avons pu faire une étude critique des fonctions de protection, afin de montrer les défaillances que présente le système de protection analogique, la solution était le remplacement de ses relais par des relais numériques, et pour remède aux problèmes de comptage et de commande à distance on a choisit la supervision de la boucle 60kv comme solution. Après on a déterminé le nombre de relais numériques ainsi que les modules d’Allen Bradley, pour étudier la rentabilité de notre projet on va faire une étude technico économique qui sera le but du paragraphe suivant.
3. Etude technico économique 3.1. Apport de la solution :
L’évaluation économique reste la phase la plus délicate dans l’élaboration d’un projet. En effet, le choix des équipements et des installations, se base sur des critères technicoéconomiques très précis. Ces critères doivent prendre en compte entre autres, la complexité de la configuration, la dépendance vis-à-vis des fournisseurs et bien sûr, le facteur coût. Le recours à l’automatisation et à la supervision de la boucle 60kv, va générer un gain considérable, si l’amortissement de l’investissement y afférent a été réalisé sur une période n’ayant pas excédé un exercice.
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv L’automatisation de la boucle haute tension de Maroc Phosphore va présenter plusieurs avantage du point de vue production et continuité de service : Une augmentation de la productivité. Une réduction des arrêts électriques. Diffusion des informations fiables, en temps réel, partagées sur le réseau OCP. 3.2. Coûts et étapes de l’investissem l’investissement ent : Automatisation Automatisatio n:
L’étude critique des fonctions de protection de la boucle 60kv consiste à remplacer les relais de protection analogique par des relais de protection numérique et l’installation des automates programmables de type ALLEN ALLEN BRADLY pour la supervision de la boucle haute tension. Reste à faire une étude comparative (estimation) de l’état de la boucle 60kv avant et après l’automatisation. Situation de la machine avant l’automatisation :
Le tableau suivant donne le bilan des heures d’arrêt durant un an : Tableau 25 : Bilan des heures d’arrêt 2009/2010
Mois D’après le tableau ci-dessus, les heures d’arrêts électriques (de production) de la boucle 60 kV pendant toute l’année reviennent à 16heures/an. Vu le taux horaire de production de l’acide phosphorique et les engrais est estimé à 300KDH/heure de la marche normale, le complexe Maroc Phosphore aura un manque à gagner évalué à 4,8MDH/an.
Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre décembre Janvier Février Mars Avril Total
durée d'arrêt (d’origine électrique) 360 min 15 min 17 min 45 min 280 min 65 min 23 min 63 min 17 min 20 min 15 min 40 min 960 min = 16 Heures
Situation de la machine après l’automatisation :
La solution décrite précédemment contient deux étapes : Remplacement des relais analogiques par des relais numériques. Installation des automates Allen Bradley pour la supervision de la boucle haute tension. Le coût total des relais numériques est représenté dans le tableau ci-dessous :
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Tableau 26 : Coût de relais numérique.
Désignation
Prix PU /HT
QA
PT/HT
PT/TTC
UFM
30500
30
915000
1098000
SIPROTEC 7SD52
35770
13
465010
558012
SIPROTEC 7SD63
38000
3
114000
136800
F650
42600
14
596400
715680
7SS23
42000
5
210000
252000
MD32-T
30000
15
450000
540000
P120
31000
15
465000
558000
P922 MICOM P422
50000 43000
1 3
50000 129000
60000 154800
PRIX TOTA TO TAL L (en DH)
4073292
En plus du coût d’acquisition, nous prévoyons un coût d’installation qui représente le coût de la main d’œuvre évalué à 1MDH. Pour la partie d’automatisation, elle contient deux parties : Partie logiciel : produit de Rockwell, RSlogix, RSlinks, RSview SE Partie matérielle (automate, châssis module E/S, communication et alimentation) Partie logicielle
Les logiciels de supervision sont des produits de Rockwell, ils ne sont pas gratuits et leur utilisation nécessite une activation de licence. Nous prévoyons le coût de licence d’utilisation du logiciel ainsi que la formation du personnel a l’utilisation et l’exploitation de l’outil graphique de supervision 100KDH Partie matérielle
L’automate choisi est de type ALLEN BRADLEY Controllogix, c’est une automate modulaire, on distingue plusieurs module : Module de traitement microprocesseur. Module d’entrée tout ou rien. Module de sortie tout ou rien. Module de communication entre automate principale et automate redondant Module de communication Ethernet. Module de communication Control Net. Module de communication ModBus. Module d’alimentation du châssis. La désignation, la quantité quantité des modules et les accessoires utilisés et les prix sont regroupés dans le tableau suivant :
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Tableau 27 : Prix Total des modules API pour la supervision de la boucle 60kv.
Désignation
PRIX Quantité
PU
PT
1756-A13
14
20000
280000
1756-L61
10
9430,12
94301,2
1757-SRM
10
34708,38
347083,8
1756-IH161
11 5
5390,35
619890,25
1756-OW16
11
5121,6
56337,6
5
12563,31
62816,55
1756-A7 1756-PA75
10 24
12563,31 1570,4
125633,1 37689,6
1756-CNBR
24
14450,26
346806,24
1756-SYNC
7
6010,32
42072,24
1756-ENBT
10
10346,12
103461,2
1786-RG6
10
19,776
197,76
1786-XT 1786-TPR
20 44
41,484 1328
829,68 58432
1757-SRC
10
154
1540
SWITCH 3COM
10
1234,34
12343,4
1756-MVI
TOTAL (en DH)
2095133,42
Nous prévoyons prévoyons également également un coût d’installation et de mise en œuvre de ce matériel évalué à 500KDH. 3.3. Rentabilité du projet :
Les calculs de la rentabilité constituent une étape importante dans le processus d’étude de la faisabilité économique d’un projet. Ils ont pour objet d’évaluer la performance financière attendue d’un investissement. Ils consistent donc à calculer la période de remboursement qui n’est autre que le nombre d’années nécessaires pour récupérer le montant des capitaux investis dans le projet en question. Afin d’évaluer la rentabilité de l’investissement, nous avons calculé le temps de retour sur l’investissement TRI : TRI = Coût global d’investissement /Gain annuel global = 7768425DH / 4800000 DH. = 20 mois. On peut conclure que ce projet est rentable puisque le gain est important et la durée du retour d’investissement est courte. 3.4 Conclusion :
Dans ce chapitre, nous avons esquissé une étude économique globale pour évaluer la rentabilité des investissements à engager dans la solution proposée. Nous avons commencé par présenter les apports techniques et économiques de la solution qui sont stratégiquement importants mais très difficiles à chiffrer. Nous avons détaillé notre étude économique globale en avançant les capitaux à engager dans le projet. Ainsi nous avons pu montrer la rentabilité de notre projet par le calcul de la durée du retour d’investissement qui était courte.
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv Conclusion générale :
Le travail présenté dans ce projet de fin d’études porte sur la mise en œuvre d’un système permettant le contrôle et la supervision de la boucle haute tension de Maroc Phosphore. Ce travail a été mené en quatre phases : La première phase consistait à réaliser une étude critique des fonctions de protection analogique existant afin de mettre en accent la nécessité de migration vers un système plus performant. La deuxième phase a porté sur l’étude de matériel de nouvelle technologie des relais numériques, pour cerner les atouts des matériels et logiciels et les points forts de cette technologie qui permet une intégration commode et simple dans l’architecture de contrôle commande cible. Nous étions donc amenés à faire une analyse des caractéristiques du matériel adopté et une exploration de son mode de configuration. La troisième phase a été consacrée à l’établissement de l’architecture de contrôle commande cible à instaurer dans les poste PJ de la boucle 60kv qui a pour objectif d’assurer une automatisation et une surveillance locale de la boucle. La quatrième phase, quant à elle, a été dédiée à la réalisation d’une étude technicoéconomique afin d’analyser la rentabilité du projet et son apport financier. Le travail que nous avons réalisé durant ce projet de fin d’études répond aux exigences fonctionnelles et qualitatives tracées par les responsables de l’OCP à savoir l’analyse des évolutions technologiques en matière de contrôle numérique et d’instrumentation en vue de proposer des solutions d’amélioration de la gestion de production et de la gestion de maintenance. Au terme de ce travail, je peux confirmer que ce projet m’a été d’un grand apport. En effet, il m’a permis d’approfondir mes connaissances techniques et d’appliquer divers concepts technologiques en matière d’électrotechnique d’électrotechniqu e et d’automatique. De plus, j’ai eu l’occasion de maîtriser de nouveaux concepts. Il m’a également offert l’opportunité de découvrir l’environnement industriel et les conditions de travail de l’ingénieur. Il a constitué en ce sens une expérience très riche aussi bien au niveau technique qu’au niveau relationnel.
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Etude critique des protections hautes tension – supervision de la boucle 60Kv
Bibliographie
[ ] M.BELFQIH M.BELFQIH « Cours de réseaux électrique »ENSEM 2009. [ ] M.SOULAMI « Cours de commande et de supervision » ENSEM 2009. [ ] M.ERRAMI M.ERRAMI « Cours transmission transmission de donné et réseaux » ENSEM2009. [] Patrick LAGONOTTE LAGONOTTE « Les installations électriques » Edition : HERMES HERMES Science Publication, Paris, 2000. [ ] Documentation OCP OCP d’El Jadida. [ ] Livre « MEMOTECH d’électrotechnique ». [ ] Documents constructeur MicroEner. [ ] Documents constructeur Allen Bradley. [ ] Livre de Legrand « Guide des installations électrique ». [ ] Documents EDF « Protection et surveillance des réseaux de transport D’énergie électrique ». [ ] André SASTRE cahier technique de Merlin Gerin – CT n° 175. [ ] Documents constructeur Allen Bradley. [ ] Eyrolles « L'installation L'installation électrique ». Documentation numérique :
[] www.techniques-ingenieurs.fr [] www.scribd.com [] www.siemens.com [] www.ab.com [] www.software.rockwell.com [] www.wikipedia.org
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Annexes
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