Guide pratique de l'automatisation des postes électriques intelligents dans la distribution d'énergie électrique
Le système d'automatisation de sous-station (SAS), comme son nom l'indique, se distingue par sa capacité à substituer des fonctions automatisées aux tâches manuelles de l'opérateur. Les opérations automatisées jouent un rôle crucial dans la garantie du fonctionnement sûr et fiable de la transmission et de la distribution de l'électricité. Ses fonctions incluent, mais ne se limitent pas à, la surveillance, la collecte de données, la protection, le contrôle et la communication à distance.
Auparavant, les Unités Terminales à Distance (RTUs) étaient uniquement utilisées comme intermédiaires entre l'appareillage électrique de puissance au niveau du processus dans les sous-stations et le système de gestion de réseau des entreprises pour des fins de surveillance à longue distance (voir la Figure 1 ci-dessous).
Ces unités sont dotées de multiples entrées et sorties, servant d'interfaces de communication avec les centres de contrôle de réseau à distance. Les Unités Terminales à Distance (RTUs) et le Centre de Contrôle de Réseau (NCC) forment ensemble le Système de Supervision, de Contrôle et d'Acquisition de Données (SCADA), comme illustré dans la Figure 1.
Il existe plusieurs fonctions spécifiques notables du système d'automatisation de sous-station :
Par exemple, de nombreuses fonctions du Système d'Automatisation de Sous-Station (SAS) sont coordonnées pour restaurer automatiquement après des dysfonctionnements d'équipements ou des défaillances de court-circuit. Ces fonctions impliquent plusieurs appareils, avec leurs responsabilités réparties entre les équipements primaires (tels que les disjoncteurs, les transformateurs, les transformateurs de mesure, etc.) et les équipements secondaires (tels que les relais de protection, les unités de fusion, les dispositifs électroniques intelligents).
Figure 1 - Le Système d'Automatisation de Sous-Station : Architecture des Systèmes SCADA Classiques
Par conséquent, les câblages et les connexions filaires entre ces appareils et équipements deviennent complexes, nécessitant des efforts considérables et un temps prolongé pour l'entretien, la réparation, l'extension ou les modifications. Des efforts ont été faits pour réduire la quantité de câbles et de fils en mettant en place des réseaux de communication en série à différents niveaux de la hiérarchie de la sous-station. Ces initiatives ont conduit à des solutions propriétaires développées par les fournisseurs d'équipements de sous-station.
Des grandes entreprises, y compris des groupes à but non lucratif tels que l'Architecture de Communication Utilitaire (UCA), composée de fournisseurs d'équipements de sous-station et d'utilisateurs d'utilités, travaillent activement à l'amélioration des communications de sous-station. Elles le font en participant au développement de normes internationales pour améliorer la compatibilité fonctionnelle et en proposant des architectures offrant une plus grande bande passante de réseau. L'objectif est d'améliorer la fiabilité de la communication à la fois au sein des sous-stations et entre différentes sous-stations.
L'architecture hiérarchique de l'automatisation de sous-station dans le SAS est catégorisée en fonction des mises en œuvre technologiques. Le système d'automatisation de sous-station comprend trois niveaux : le niveau station, le niveau baie et le niveau processus (comme illustré dans la Figure 2). Ces niveaux peuvent être utilisés pour réaliser diverses fonctionnalités. En termes de spécifications techniques, les dimensions d'un système d'automatisation de sous-station (SAS) dans les sous-stations de transport extra-haute tension seront plus grandes comparativement à celles dans les sous-stations de distribution haute tension.
Dans les sous-stations modernes, le niveau baie est une caractéristique courante, bien que, au début du SAS, le concept du niveau baie n'était pas reconnu.
Typiquement, les capteurs mesurent des intensités et des tensions électriques extrêmement élevées. Les transformateurs de courant et de tension (CTs/VTs) sont utilisés pour convertir de grandes quantités de courant et de tension en valeurs standardisées, qui sont ensuite alimentées dans les entrées des relais. Les valeurs normalisées correspondent généralement à 5A (1A en Europe) pour le courant et 120 Volts pour la tension. En substance, les relais de protection ou les dispositifs électroniques intelligents modernes mettent en œuvre la logique de protection.
Figure 2 - La structure d'un Système d'Automatisation de Sous-Station montrant les niveaux station, baie et processus
Ces dispositifs détectent et mesurent les niveaux de courant et de tension électriques pour calculer certaines valeurs surveillées par la logique de protection, telles que le courant électrique sur les deux côtés d'un transformateur Extra Haute Tension (EHT)/Haute Tension (HT). Lorsqu'un paramètre dépasse une valeur spécifiée (réglage de déclenchement), la logique de protection agira selon une séquence de pas prédéfinie ou un algorithme de contrôle programmé. Généralement, lorsqu'un problème survient, un signal de déclenchement est envoyé au disjoncteur correspondant pour isoler une ligne ou un bus.
