INSTALLATION ET MISE EN SERVICE D’UN SYSTEME DE …

INSTALLATION ET MISE EN SERVICE D’UN SYSTEME DE CONTROLE D’ENERGIE POUR LE RESEAU

ELECTRIQUE DU TERMINAL PETROLIER DE DJENO

MEMOIRE POUR L’OBTENTION DU MASTER EN GENIE ELECTRIQUE ET ENERGETIQUE

OPTION : RESEAUX ELECTRIQUES

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Présenté et soutenu publiquement le 02 juillet 2018 par

Max Céleste GOUARI MANGAYI

Directeur de mémoire : Prof. Yézouma COULIBALY, Maître de conférences CAMES

Encadreur : Dr. Y. Moussa SORO, Maître assistant CAMES

Maîtres de stage : MM. Emmanuel SERRAIN & Henri CARDONA, Ingénieurs méthodes

électricité, Total

Jury d’évaluation du stage : Président : Dr Daniel YAMEGUEU Membres et correcteurs : Dr Ahmed BAGRE Dr Y. Moussa SORO

Promotion 2016/2017

Installation et mise en service d’un système de contrôle d’énergie pour le réseau électrique du Terminal pétrolier de DJENO

Présenté par Max Céleste GOUARI MANGAYI Promotion 2016-2017

i



ii

Ad augusta per angusta

(Vers les sommets par les chemins étroits)



iii

Remerciements Les travaux présentés dans le présent mémoire ont été effectués au sein au Département

Maintenance de TOTAL E&P Congo et le Service Méthodes Electriques. Je tiens à adresser

mes sincères remerciements aux responsables et en particulier le chef de service M. Vincent

MAREC qui a accepté de m’accueillir dans son service pour mon stage de fin d’études. Je suis

reconnaissant aux ingénieurs MM. Emmanuel SERRAIN et Henri CARDONA, tous les deux

ingénieurs méthodes électricité à TOTAL pour le temps consacré à mon encadrement ; merci

beaucoup pour votre disponibilité. Je n’oublie pas également le Superintendant Maintenance

du Terminal de DJENO et les différents tableautistes de la salle électrique du Terminal avec

qui j’ai eu à travailler le long de la réalisation de ce projet et qui m’ont toujours mis dans les

meilleures conditions pour le mener à bien.

Je remercie le Prof. Yézouma COULIBALY, Maître de conférences CAMES, qui a accepté de

diriger les travaux de ce mémoire. Qu’il trouve ici ma reconnaissance pour ses conseils et ses

orientations.

Dr. Y. Moussa SORO, Maître assistant CAMES, mon encadreur pédagogique, a assuré

l’encadrement scientifique de mes travaux. Cher encadreur, je vous prie de trouver dans ces

lignes ma gratitude pour votre disponibilité tout au long de mes travaux de stage.

Dr. Daniel YEMEGUEU et Dr. Ahmed BAGRE, membres de mon jury de soutenance qui ont

approuvé mon travail et m’ont aidé à l’améliorer davantage. Messieurs, je vous suis

reconnaissant pour vos conseils.

Enfin, je tiens à remercier par mes parents, M. Martin GOUARI et Mme Mélanie GOUARI

pour le soutien, la bienveillance et les encouragements qu’ils m’ont toujours apportés depuis

mes premiers pas dans ce monde jusqu’à l’instant où j’écris ces lignes.



iv

Résumé

Le travail présenté dans ce document s’est réalisé dans le cadre de mon stage de fin d’études

pour l’obtention du diplôme de Master d’ingénierie en Génie électrique et énergétique de 2iE.

Le présent mémoire est le fruit d’un stage de 6 mois effectué au sein du service Méthodes

Electricité du département Maintenance de Total E&P Congo.

Le projet a été initié dans le but d’installer un système de contrôle d’énergie pour le réseau

électrique du Terminal pétrolier de DJENO près de la ville de Pointe-Noire. Ceci afin d’avoir

une vue sur les éléments les plus importants qui constituent ce réseau et de pouvoir en assurer

la commande depuis une salle de supervision.

En effet, le système utilisé jusqu’alors a fini par devenir hors d’usage et certains éléments,

obsolètes. Notre travail a ainsi consisté à élaborer la meilleure configuration matérielle

permettant d’assurer et d’optimiser les manipulations courantes sur le réseau du terminal

pétrolier en gardant le mode d’exploitation actuel. Il nous a fallu pour cela élaborer un schéma

connectique, choisir un type de relais SEPAM de génération récente permettant d’assurer de

manière efficace les fonctions souhaitées, élaborer les programmes de commande et de

protection des départs HTA du Terminal, élaborer un logiciel de supervision pour le système,

procéder au remplacement des relais de protection obsolètes, et au final installer et mettre en

service le système.

Le système intégrera la supervision des différents éléments de protection et des gros

consommateurs qui assurent le chargement et l’expédition du brut. Ils devront permettre aussi

la commande à distance de ces éléments, ainsi que leur délestage sur perte de puissance.

Mots Clés :

1 - ECS (Electrical Control System)

2 - SEPAM

3 - MODBUS

4 - Terminal pétrolier



v

Abstract

The work presented in this document serves as a thesis for the Master of Engineering degree in

Electrical and Power Engineering. It is the result of a 6-month internship within the Methods

Electricity department of Total E&P Congo's Maintenance Department.

The project was initiated with the aim of installing an energy control system for the DJENO Oil

Terminal's electrical network, near the city of Pointe-Noire, in order to have a view on the most

important elements which constitute this network and to be able to control them from a

supervisory room.

Indeed, the system used until then ended up becoming out of use and some elements, obsolete.

Our job was to develop the best hardware configuration to ensure and optimize the day-to-day

operations within the oil terminal’s electrical network while maintaining the current operating

mode. To do this, we had to draw up a connection diagram, choose a type of new generation

SEPAM relay to efficiently carry out the desired functions, draw up the control and protection

programs for the terminal's high-voltage sends, prepare a supervision software for the system,

replace the obsolete protection relays, and finally install and commission the system.

The system will have to integrate the supervision of the different elements of protection and the

heavy consumers who ensure the loading and the shipment of the crude oil. They must also

allow the remote control of these elements, as well as their load shedding on loss of power.

Key words:

1 - ECS (Electrical Control System)

2 - SEPAM

3 - MODBUS

4 - Oil terminal



vi

Liste des abréviations

2iE : Institut International d’Ingénierie de l’Eau et de l’Environnement

AGGREKO : Groupes de secours de la société AGGREKO

API : Automate Programmable Industriel

CEC : Centrale Electrique du Congo

CORAF : Congolaise des Raffineries. Centre de raffinage du brut.

DB : Table de données

DJENO : Terminal pétrolier de DJENO

ECS : Electrical Control System

HTA, HT : Domaine Haute Tension

KTC : Télécommande (SEPAM)

KTS : Télésignalisation (SEPAM)

MODBUS : Protocole de communication MODBUS

MOHO : Champs pétrolier Offshore, Unité de traitement du brut en provenant

SAI : Entrée analogique logicielle (Soft Analog Input)

SDI : Entrée tout ou rien logicielle (Soft Digital Input)

SDO : Sortie tout ou rien logicielle (Soft Digital Output)

SEPAM : Relais de protection de type SEPAM

SNE : Société Nationale d’Electricité

STOR : Sortie tout ou rien

TC : Commande SEPAM

TCP : Transmission Control Protocol

TM : Mesure SEPAM

TOR : Tout ou rien

TS : Télémesure SEPAM



1

Sommaire

Remerciements/ Dédicaces ............................................................................................................... iii

Résumé ............................................................................................................................................... iv

Abstract .............................................................................................................................................. v

liste des abréviations ......................................................................................................................... vi

Sommaire ............................................................................................................................................ 1

LISTE DES TABLEAUX ................................................................................................................. 4

LISTE DES FIGURES ...................................................................................................................... 5

Introduction ................................................................................................................................ 6

Chapitre I : Présentation de l’entreprise et du projet ............................................................... 7

I. Présentation de l’entreprise ............................................................................................... 7

II. Présentation du projet ........................................................................................................ 9

Chapitre II : Etude du réseau électrique du terminal ............................................................ 11

I. Principe du terminal pétrolier ......................................................................................... 11

II. Informations générales sur le terminal pétrolier de DJENO ......................................... 11

III. Le réseau électrique ..................................................................................................... 12

IV. Etat des lieux de l’ancienne architecture .................................................................... 14

V. Nouveau système de supervision ..................................................................................... 14

Chapitre III : Architecture matérielle ..................................................................................... 16

I. Choix et présentation du protocole de communication .................................................. 16

II. Choix et présentation du matériel ................................................................................... 18

Poste de supervision ........................................................................................................................ 18

Automate .......................................................................................................................................... 18

Choix des éléments principaux de l’armoire ................................................................................. 19

Les relais de protection ................................................................................................................... 21

Les réseaux de communication ....................................................................................................... 22

III. Analyse fonctionnelle ................................................................................................... 23



2

Fonctionnement ECS hors service ................................................................................................. 23

Mise en service du système ............................................................................................................. 23

Pilotage des disjoncteurs ................................................................................................................. 24

Pilotage des générateurs homopolaires ......................................................................................... 24

Comptage de manœuvres du disjoncteur ...................................................................................... 25

Acquisition et gestion des données ................................................................................................. 25

Commande manuelle en mode distant ........................................................................................... 25

Organisation des données ............................................................................................................... 26

IV. Organisation du programme API ................................................................................ 26

Communication SEPAM - MODBUS TCP ................................................................................... 26

Correspondance entre modèles de données .................................................................................. 26

Gestion des cellules .......................................................................................................................... 27

Délestage ........................................................................................................................................... 27

Relestage ........................................................................................................................................... 27

Fonctions diverses ............................................................................................................................ 28

Horodatage des évènements ............................................................................................................ 28

V. La supervision .................................................................................................................. 28

Chapitre IV : Réalisation et mise en service du système ........................................................ 30

I. Base de données ............................................................................................................... 30

II. Câblage ............................................................................................................................. 30

III. Fonction délestage ....................................................................................................... 32

Installation d’un Rack DEF E/S dans l’armoire ........................................................................... 32

Délestage événementiel .................................................................................................................... 33

Délestage fréquentiel ....................................................................................................................... 35

IV. Paramétrage des SEPAM ............................................................................................ 37

V. Mise en service ................................................................................................................. 41

Conclusions .............................................................................................................................. 43



3

Recommandations - Perspectives ............................................................................................ 44

VI. Annexes ........................................................................................................................ 46

Annexe 1 : Les différentes vues de la supervision ................................................................. 46

Annexe 2 : Schémas d’alimentation de l’armoire ECS ................................................................ 49

Annexe 3 : Réseaux de communication ......................................................................................... 52

Annexe 4 : Les entrées et sorties TOR de l’ET200M pour le délestage ...................................... 54

Annexe 5 : Liste des entrées automate pour le délestage ............................................................. 57

Annexe 6 : Liste des sorties automate pour le délestage .............................................................. 58

Annexe 7 : Récupération du programme des SEPAM 2000 ........................................................ 59

Annexe 8 : Paramétrage des SEPAM 1000+ ................................................................................. 60

Annexe 9 : Liste des adresses Ethernet .......................................................................................... 62

Annexe 10 : Liste des données MODBUS/API/Supervision ........................................................ 62

Annexe 11 : Liste des interfaces de communication ..................................................................... 62



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LISTE DES TABLEAUX Tableau 1 : Liste de priorité de délestage de l'automate

Tableau 2 : Réglage des protections pour le transformateur 30/5,5 kW départ mer PPN2

Tableau 3 : Statuts de protection du transfo 30/5,5 kW du départ mer PPN2



5

LISTE DES FIGURES Figure 1 : Organigramme du département Maintenance

Figure 2 : Champs offshore de Total E&P Congo et DJENO

Figure 3 : Schéma unifilaire du réseau électrique du terminal de DJENO

Figure 4 : Panneau de commande dans la centrale électrique du Terminal

Figure 5 : Fonctions de base de l'ECS

Figure 6 : Dialogue MODBUS Maître-Esclave

Figure 7 : Requête et réponse maître/esclave

Figure 8 : Automate SIEMENS S7-400

Figure 9 : système de distribution E/S SIMATIC ET 200M

Figure 10 : Commutateur SCALANCE X116

Figure 11 : Vue de face et vue arrière d'un module MOXA MGate MB3170

Figure 12 : SEPAM 1000+ avec IHM avancée fixe

Figure 13 : SEPAM 2000 installé sur une cellule HT

Figure 14 : Configuration du réseau ETHERNET

Figure 15 : Configuration du réseau MODBUS

Figure 16 : Réseau 2 fils SEPAM 1000+

Figure 17 : Réseau 2 fils SEPAM 2000

Figure 18 : Impact de charge sur perte de puissance

Figure 19 : Programme logique de commande pour le transfo 30/5,5 kW départ mer PPN2

Figure 20 : Raccordement du SEPAM M41 pour la GX301A



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INTRODUCTION

Le groupe « Total » occupe une place privilégiée dans le paysage énergétique du Congo

Brazzaville où il possède les plus grandes installations et les technologies les plus récentes en

matière d’exploitation et de production pétrolière dans le pays. Il représente 60% de la

production du pays qui s’élève à 300 000 barils par jour. C’est dans le souci de toujours

optimiser sa production que le projet traité dans ce document a été initié.

Le terminal pétrolier de DJENO accueille la totalité du brut produit en Offshore et 95% de la

production nationale du Congo Brazzaville. C’est à partir de ce dernier aussi qu’est expédié ce

brut pour être exporté ou traité sur place pour la consommation locale. Ces opérations sont

possibles grâce à de grandes installations alimentées par un réseau électrique qui consomme

environ 3,5 MW en temps réel. Le réseau électrique est géré par une « centrale électrique »,

dénomination de la salle de contrôle du réseau située à l’intérieur du Terminal. Cependant, les

tableaux se font vieillissants, toutes les commandes se font en mode manuel et la

décentralisation des informations ne permet pas à la supervision de voir l’état des installations

en temps réel.

Notre projet a été initié dans le but d’installer un système de contrôle d’énergie pour le réseau

électrique du Terminal afin de commander et d’avoir une vue sur les éléments les plus

importants, notamment 32 cellules HT de 5,5 kV et 30 kV, qui constituent ce réseau et de

pouvoir en assurer la commande depuis une salle de supervision. C’est une interconnexion

physique d’équipements qui vont influencer le fonctionnement du réseau électrique HT.

Dans un premier temps, nous avons cerné le contexte dans lequel nous étions en mettant en

évidence le besoin réel attendu du projet. Ensuite, nous avons proposé une architecture réseau

du système à installer ainsi que des éléments le constituant en accord avec la norme IEC 61850

sur la sécurité des sous-stations électriques. Enfin, nous avons proposé la méthodologie de mise

en service du système.



7

CHAPITRE I : PRESENTATION DE L’ENTREPRISE ET DU PROJET

I. PRESENTATION DE L’ENTREPRISE 1. Le groupe Total

Total est la 4e compagnie pétrolière et gazière internationale ainsi qu'un leader mondial du

solaire avec SunPower. Son Président-Directeur Général depuis 2015 est M. Patrick

POUYANNÉ. Ses activités couvrent la production de pétrole et de gaz, le raffinage, la

pétrochimie et la distribution et dans une moindre mesure les énergies renouvelables. Il est

présent dans plus de 130 pays et compte près de 100 000 collaborateurs. En janvier 2014, le

Groupe a installé sa nouvelle signature de marque :

« Committed to Better Energy ».

En 2016, c'est la 2e entreprise française en termes de chiffre d'affaires, la 8e entreprise d’Europe

et la 30e entreprise mondiale. Ses activités couvrent l’ensemble de la chaîne de production, de

l’extraction du pétrole brut et du gaz naturel à la création d’énergie, le raffinage, et l’exploitation

commerciale.

Total est très présent en Afrique subsaharienne. L’Afrique représente une grande part de la

production de liquides (pétrole et condensats) du groupe.

2. La filiale Total E&P Congo Total au Congo exerce ses activités sur l’ensemble du territoire national sur des sites situés en

mer et sur terre. Deux activités sont représentées, l’Exploration-Production et le Marketing &

Services. Pour le groupe Total, la République du Congo est une zone majeure d’activité.

Depuis 1969, la filiale a mis en production de multiples sites dans l'offshore conventionnel. La

découverte en 1998 de MOHO-BILONDO par 700 mètres de profondeur d'eau a lancé le

premier gisement de l'offshore profond congolais. Tout en maintenant sa présence dans le

conventionnel, Total E&P Congo a lancé en début d’année 2017 l’exploitation de MOHO Nord,

un défi technologique majeur [1].

3. Le Département Maintenance La Direction des Operations est en charge de conduire les installations d’exploitation dans une

logique de progrès permanent afin de maximiser la production en toute sécurité et au meilleur

coût. Le département maintenance fait partie de la division Exploitation. Il s’occupe de la



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maintenance sur les différents sites de production en Offshore et du terminal pétrolier de

DJENO. Il est constitué de services qui s’occupent des principaux métiers concernés :

Le service Méthodes Mécanique, le service Méthodes Electricité, le service Instrumentation, le

service Ingénierie de Maintenance et GMAO (Figure 1).

Figure 1 : Organigramme du département Maintenance

4. Le service Méthodes Electricité Il gère toutes les affaires concernant les travaux liés à l’électricité et à l’HVAC (Chauffage,

ventilation et conditionnement d’air) sur les différents sites. Les missions assignées au Service

Méthodes Electricité sont de :

• Mettre en œuvre le programme de maintenance et d’améliorer la disponibilité des

moyens de production ou de service ;



9

• Améliorer la sécurité des biens et des personnes ;

• Intégrer des moyens nouveaux dans le dispositif de production ou de service sur tous

les sites opérés par TEPC.

Ce service assure également la préparation et la réalisation des gros entretiens de surface, les

grandes visites machines et la gestion des Grands Arrêts de production.

Le service est composé de plusieurs chargés d’affaires gérant chacun un site de production,

d’un chargé d’affaire HVAC de tous les sites et d’un secrétaire technique. Deux ingénieurs

spécialisés en HT et en UPS sont en support aux chargés d’affaire. C’est sous la supervision de

ces deux ingénieurs que s’est effectué mon stage.

II. PRESENTATION DU PROJET 1. Le contexte

Le terminal de DJENO est un endroit stratégique dans le processus de production de Total E&P

Congo. Il est donc évident qu’on y retrouve plusieurs équipements entrant en compte dans la

réception, le traitement préliminaire du brut et son expédition (électrovannes, appareils de

mesure, électropompes…) qui constituent une installation industrielle gourmande en énergie.

A ces charges viennent s’ajouter les différentes installations électriques (alimentation

électrique, climatisation…) des infrastructures abritant les installations industrielles et les

employés. Pour alimenter toutes ces charges électriques, le terminal est alimenté par une arrivée

HTA de la SNE et une autre de la CEC de DJENO et de sources de secours. Ce tableau comporte

aussi une arrivée de la centrale AGGREKO qui constitue un renfort supplémentaire. Tout ce

réseau électrique était géré autrefois par un poste de supervision et un concentrateur MODBUS

qui s’occupait essentiellement du pilotage des équipements des tableaux électriques HT 30 kV

et 5,5 kV du Terminal via des relais SEPAM 2000 en dehors des disjoncteurs des couplages

des groupes et barres. Le système en question remontait les grandeurs électriques et

informations par MODBUS depuis les relais. Ce système étant hors service depuis 5 ans, il

n’existe aucune supervision centralisée du réseau depuis. Les différents écoulements de

puissance sont inconnus et la commande des différents équipements ne se fait qu’en manuel.

Cette situation empêche une gestion optimale du réseau électrique.



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2. Le besoin Le besoin est d’avoir une vision globale du réseau électrique du Terminal depuis un poste de

supervision où la plupart des informations de base les plus importantes des équipements seraient

représentées. On pourrait ainsi avoir l’état de tous les consommateurs HT du réseau, matérialisé

par les états de leurs disjoncteurs respectifs. Le control et la surveillance du réseau de

distribution et de la production d’énergie seraient alors possibles. Par la même occasion, il s’est

avéré très compliqué la plupart du temps de retracer l’historique des événements (alarmes,

défauts, déclenchements…) qui apparaissent sur le réseau, la plupart d’entre eux se déroulant à

une vitesse très rapide. Un historique des événements a paru être un élément manquant dont

l’intégration faciliterait le diagnostic du réseau et améliorerait la maintenance curative des

équipements du réseau.

3. L’objectif L’objectif du projet est de rénover le système actuellement installé par un système incorporant

un automate et un poste de supervision. La conception du logiciel et du programme automate a

été conçue par l’entreprise SPIE Sud-ouest qui nous a aidés dans la réalisation de ce projet,

selon un cahier de charge fourni par Total E&P Congo. Pour atteindre notre objectif principal,

nous avons procédé à :

- L’état des lieux du réseau HTA de DJENO et principalement de l’état des différents

tableaux et des protections

- La conception de l’architecture matérielle du système

- La relève des programmes des relais SEPAM

- Le remplacement des différents relais de protection SEPAM existants pour certains

équipements

- L’installation des équipements de la nouvelle architecture et leur connexion au réseau

- L’installation des programmes mis à jour dans les nouveaux SEPAM

- La mise en service du système



11

CHAPITRE II : ETUDE DU RESEAU ELECTRIQUE DU TERMINAL

I. PRINCIPE DU TERMINAL PETROLIER Le terminal est le lieu où est acheminé tout le brut venant des différents sites Offshore (de tous

les exploitants qui opèrent au Congo). Le brut est acheminé par des pipelines et envoyé vers

des unités de traitement. Il est ensuite traité avant d’être envoyé par d’autres pipelines soit vers

des tankers pour l’export, soit vers la CORAF (Congolaise des Raffineries) pour le raffinage

du carburant destiné à la consommation locale. Le traitement au Terminal consiste

essentiellement au chauffage du brut pour en diminuer la viscosité, puis à son dessalage (le brut

contenant une grande quantité d’eau de mer). Le brut traité est ensuite conservé dans les

réservoirs de stockage avant d’être envoyé vers les endroits cités plus haut.

Figure 2 : Champs offshore de Total E&P Congo et DJENO

II. INFORMATIONS GENERALES SUR LE TERMINAL

PETROLIER DE DJENO Le terminal de DJENO existe depuis 1972 [2]. Il s’occupe du traitement de plus de 95% de la

production congolaise de pétrole brut. Faisant l'objet d'un partenariat entre Total E&P Congo

(63%) et la filiale congolaise de la société italienne ENI (37%), il a quatre fonctions principales



12

à savoir :

- La réception de la production de l'ensemble des sites de production. Il est à préciser qu’en plus de la production de Total E&P Congo, plusieurs sociétés opératrices, parmi lesquelles ENI Congo et CONGOREP (Groupe PERENCO), envoient leur production au terminal pour le traitement et l'expédition.

- Le traitement préliminaire du brut réceptionné qui est effectué en vue d'obtenir du brut répondant à la spécification commerciale.

- Le stockage du brut. - L'expédition du brut vers différents sites de raffinage par enlèvement du brut via des

tankers et par expédition vers la raffinerie de Pointe-Noire via un pipeline.

A travers ces quatre principales fonctions, le terminal de DJENO assure la continuité de la

production des champs pétroliers. Plusieurs activités s’additionnent aux quatre fonctions

principales créant ainsi une multiplicité d’activités du terminal avec diverses compétences et

métiers.

III. LE RESEAU ELECTRIQUE Le réseau électrique du Terminal possède deux tableaux pour sa partie HTA : Le premier de 30

kV (le PD509) et le deuxième de 5,5 kV (le PD5011).

Le PD509 est alimenté principalement par la CEC (Centrale Electrique du Congo, une centrale

thermique située à 4 km du Terminal) et par un réseau de la SNE (Société Nationale

d’Electricité) qui n’est presque jamais utilisé à cause de la mauvaise qualité de son signal.

Le PD5011 est quant à lui alimenté par celui de 30 kV via deux transformateurs de puissance

(PB509 et PB507B) de 16 MVA et 12,5 MVA comme le montre la Figure 3. Il est aussi alimenté

par deux grands groupes électrogènes de 4 515 KVA chacun ainsi que par une petite centrale

(AGGREKO) constituée de trois groupes électrogènes de 3 150 kVA. La petite centrale produit

une tension de 400 V qui est élevée à 5,5 kV par un transformateur de puissance avant que la

puissance ne soit injectée sur le jeu de barre du tableau 5,5 kV.

Le terminal est alimenté en fonctionnement normal par la CEC qui fournit toute la puissance

nécessaire. En cas de perte de la CEC, un petit groupe électrogène se met automatiquement en

marche pour alimenter le circuit de commande de la salle de contrôle électrique du Terminal

(les utilitaires). Un opérateur démarre alors les groupes de la petite centrale AGGREKO afin

d’alimenter les consommateurs HT le temps de mettre en marche les groupes GE5 et GE6

(temps de démarrage : 5 minutes environ avant d’atteindre le régime nominal). Une fois le

régime nominal des GE atteint, ceux-ci prennent définitivement le relais de la CEC. Ensuite, en

fonction de l’appel de puissance, on arrêtera ou pas la centrale AGGREKO.



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Figure 3 : Schéma unifilaire du réseau électrique du terminal de DJENO (Source DMAIN/ELEC)



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IV. ETAT DES LIEUX DE L’ANCIENNE ARCHITECTURE Le système présent juste avant le début du projet permettait essentiellement le pilotage des

équipements des tableaux électriques HT 30 kV et 5,5 kV du terminal pétrolier de DJENO dans

une salle de contrôle par action des éléments du panneau de commande et par action manuelle

sur les disjoncteurs à l’intérieur des cellules. Les grandeurs électriques et les informations sont

remontées par MODBUS depuis les SEPAM installés sur chaque cellule. Un système

auparavant installé était composé d’un superviseur et d’un concentrateur MODBUS qui pilotait

l’ensemble de la distribution électrique HTA de la centrale électrique du terminal.

Figure 4 : Panneau de commande dans la centrale électrique du Terminal

Le système installé étant hors service, la centrale électrique du terminal de DJENO était pilotée

alors jusqu’ici totalement manuellement. Les différentes commandes se faisaient sur le panneau

de commande et par action manuelle sur les disjoncteurs des cellules. Aucune visualisation des

états des différents équipements et des différentes grandeurs du réseau n’était disponible depuis

la salle de contrôle en dehors des valeurs de tension et fréquence des sources d’alimentation et

des puissances injectées. Un poste de supervision composé d’un écran récemment installé

donne une vue synoptique de la puissance injectée en temps réel par la CEC. Par contre, ce

poste de supervision ne permet pas la commande. Ce poste sera quand même maintenu après

l’installation de l’ECS.

V. NOUVEAU SYSTEME DE SUPERVISION La solution de l’ECS à installer s’insère dans la volonté d’élaborer un système entièrement

personnalisable pour une gestion fiable et précise de l’énergie électrique du terminal.

Le système proposé centralise les données de surveillance, le contrôle, l’enregistrement des

perturbations et la collecte de données, fournissant une fenêtre virtuelle à l’intérieur du système

pour l’analyse et la génération de rapports via un réseau intégré de dispositifs de mesure et de



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protection.

En outre, en plus de la possibilité de s’intégrer dans les systèmes et les périphériques existants,

il prend en charge une multitude de fonctions avancées de gestion de l’énergie du système telles

que les délestages et les relestages via la commande de disjoncteurs ainsi que la surveillance de

la qualité de l’alimentation (Figure 5).

A cause de la taille du réseau électrique de DJENO, un moyen de gestion de plus en plus efficace

a été choisi. Il est devenu indispensable d’avoir recours à une solution intelligente de gestion

de l’énergie électrique.

Figure 5 : Fonctions de base de l'ECS

ECS

Supervision

Control à distance des disjoncteurs

Délestage

Commande

Autonomie

Consignation d’événements



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CHAPITRE III : ARCHITECTURE MATERIELLE

I. CHOIX ET PRESENTATION DU PROTOCOLE DE

COMMUNICATION Le protocole est une méthode standard qui permet la communication entre des processus qui

s’exécutent sur les différents équipements du système. Notre choix s’est décidé entre deux

protocoles couramment utilisés en industrie : le CEI 60870-5-103 et le MODBUS.

La CEI_103 est un protocole principalement utilisé dans le secteur des services publics et de

l'industrie pétrolière et gazière. Cependant, MODBUS est plutôt un protocole général destiné

principalement aux applications industrielles comme le nôtre avec un « mapping » direct des

données et une quantité de transfert de données moindre. Le MODBUS est aussi le plus utilisé

quand on veut effectuer une communication au sein de sous-stations : c’est un protocole adapté

pour communiquer avec différents dispositifs destinés au contrôle de la protection et à la

mesure. MODBUS nous a paru être une meilleure option en raison de tous ces paramètres et de

sa taille de trame plus petite par rapport aux autres protocoles ainsi que de sa simplicité

d'implémentation. Il s’agit d’un protocole très rapide (il contient beaucoup d'informations dans

un seul message). En ce qui concerne l'intégrité des données, il est aussi très sûr.

Principe de la communication MODBUS Modbus est un protocole de communication qui fournit une connexion client/serveur entre des

périphériques connectés sur différents types de bus ou de réseaux. Il est par conséquent devenu

la norme série de l’industrie depuis 1979 [3] et le protocole le plus répandu dans

l’environnement de conception industrielle. Le protocole Modbus fournit une méthode standard

utilisée par les périphériques Modbus pour l'analyse des messages.

Les appareils Modbus communiquent en utilisant le mode maître-esclave dans lequel un seul

appareil (le maître) peut initier des transactions (des requêtes). Les autres appareils (esclaves)

répondent en fournissant au maître les données demandées, ou en effectuant l'action demandée

dans la requête. Un esclave est un périphérique (transducteur d'Entrée / Sortie, vanne, lecteur

réseau ou autre appareil de mesure) qui traite les informations et envoie sa sortie au maître à

l'aide de Modbus. Les maîtres peuvent s’adresser à un seul esclave ou lancer un message de

diffusion à tous les esclaves. Les esclaves renvoient une réponse à toutes les requêtes qui leur

sont adressées individuellement.



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Figure 6 : Dialogue MODBUS Maître-Esclave

Structure du message Les messages sont constitués comme sur la Figure 7. L’adresse de l’appareil est codée sur un

octet. Les abonnés du bus sont identifiés par des adresses attribuées indépendamment de

l’emplacement physique. Les adresses vont de 1 à 64 et sont uniques. L’instruction est aussi

codée sur un octet. La donnée peut être composée de plusieurs mots. Le contrôle sert à assurer

l’intégrité de l’échange en vérifiant qu’aucune erreur n’a été commise. La détection de fin de

message est réalisée sur un silence de plus de deux caractères [4].

Figure 7 : Requête et réponse maître/esclave

MESSAGEDEREPONSEDEL'ESCLAVE

MESSAGEDEREQUETEDUMAITRE

Adressedel'appareilInstruction

Donnéesderéponse

ContôleAdressedel'appareilInstruction

Donnéesderequête

Contôle



18

II. CHOIX ET PRESENTATION DU MATERIEL Le système est essentiellement composé d’une armoire automate contenant le « cerveau » du

système, d’un poste de supervision et des différents relais de protection dans les cellules qui

remontent les informations vers l’automate et en reçoivent de lui.

Les différents équipements constitutifs du système sont les suivants :

Ø Un poste de supervision

Ø Une armoire équipée de :

• 1 automate avec Entrée et sortie

• 1 commutateur pour former un réseau en étoile

• Des modules de conversion MODBUS TCP/RTU pour les liaisons avec les

relais de protection.

Poste de supervision Le poste est équipé d’un PC-DELL OPTIPLEX 7040MT et de 2 écrans pour afficher des vues

différentes de supervision à l’aide d’un logiciel de supervision CIMPLICITY RT illimité conçu

par SPIE Sud-Ouest.

Il sera installé en plus une application de consignation d’évènement et deux drivers : un Driver

KEP SIEMENS S7 pour la communication avec l’automate (de la gamme des automates

SIEMENS S7) et un Driver KEP MODBUS TCP pour la communication avec les relais de

protection.

Automate Ce sera un automate SIEMENS de la gamme S7 composé de :

Ø 1 alimentation PS 405 10 A (24 V)

Ø 1 CPU 413-3 PN/DP (1 port Ethernet libre)

Ø 1 carte Ethernet CP443-1-1 pour les liaisons MODBUS/TCP avec les relais SEPAM

Ø 1 carte Ethernet CP443-1-2 pour la liaison avec la supervision

Le port Ethernet libre du CPU est prévu pour rajouter, dans le cadre d’une évolution, des entrées

et des sorties déportées PROFINET I/O.



19

Choix des éléments principaux de l’armoire

1. Automate L’automate est l’outil qui permettra d’effectuer tous les calculs pour assurer le fonctionnement

du système. C’est lui qui se chargera de réceptionner les différentes données et de les traiter et

d’envoyer les ordres vers les préactionneurs. On y installera le programme automate qui gèrera

le fonctionnement global de l’ECS. On optera pour un automate SIEMENS S7-400 (Figure 8).

Il sera accompagné d’une station périphérique décentralisée SIMATIC ET200M (Figure 9)

avec une configuration modulaire.

L’ET200M peut être configurée avec 12 modules de périphérie (des modules d’entrée/sortie ou

des modules de fonction). Cela donne la possibilité de rajouter des entrées/sorties

ultérieurement. Cela garantit également l’évolutivité du système avec une extensibilité avec des

entrées/sorties déportées en PROFINET I/O (plusieurs Rack possibles). Le Rack ET200M est

indispensable pour l’intégration du délestage dans le système. Des cartes supplémentaires

Industrial Ethernet pourront se rajouter pour réaliser d’autres liaisons MODBUS TCP. Par le

biais d’un réseau en fibre optique, le système pourra remonter ou piloter à distance d’autres

équipements électriques sur le Terminal de DJENO [5].

Figure 8 : Automate SIEMENS S7-400 Figure 9 : système de distribution E/S SIMATIC ET 200M

2. Commutateur Pour atteindre une cohérence maximale du réseau et une intégration parfaite de l’installation,

on utilisera un commutateur Industrial Ethernet non managé qui va servir à la mise en réseau

structurée de l’installation. Ce commutateur est adapté à l’environnement industriel et génère

un gain de place dans l’armoire électrique grâce à son boîtier compact. Celui de la série X116

que nous allons installer comporte 16 ports (prises RJ45) et convient idéalement pour la



20

réalisation de notre topologie en étoile (10/100 Mbit/s) compte tenu notamment du nombre de

ports Ethernet qu’il propose. Il effectue le diagnostic par LED sur l’appareil (alimentation,

liaison, trafic de données) et par contact de signalisation. Il peut également détecter

automatiquement et négocier le débit grâce à la fonction d’auto détection et d’auto négociation

[6] [7].

Figure 10 : Commutateur SCALANCE X116

3. Modules de conversion MODBUS TCP/RTU Il s’agira de modules MOXA. Ce sont des passerelles Modbus série vers Ethernet avancée à 2

ports qui offrent une flexibilité maximale pour l’intégration d’un réseau MODBUS industriel

de notre taille. Ce type de passerelle est conçu pour intégrer des périphériques de type Modbus

TCP, ASCII et RTU dans pratiquement toutes les combinaisons maître-esclave (dont la

communication maître-esclave série ou maîtres Ethernet et série simultanément), sans avoir à

modifier les logiciels ou l’architecture MODBUS existants. Une fonction spéciale de gestion

des priorités permet l'émission de commandes urgentes afin d'obtenir une réponse immédiate.

5 modules seront configurés en mode maître avec un maximum de 4 esclaves pour chacun [8].

Figure 11 : Vue de face et vue arrière d'un module MOXA MGate MB3170



21

Les relais de protection

1. SEPAM 1000+ Les SEPAM 1000+ constituent une gamme d’unités de protection et de mesures pour exploiter

les machines et les réseaux de distribution électrique des installations industrielles et des sous-

stations des distributeurs d’énergie pour tous les niveaux de tension. Il est totalement

compatible avec le protocole MODBUS, permettant d’avoir accès à toutes les informations

nécessaires pour exploiter l’équipement à distance depuis un poste de supervision : les mesures,

les alarmes, les réglages, les ordres de délestage…

La gamme SEPAM 1000+ série 40 est composée de différents types correspondant chacun à

une application :

• SEPAM 1000+ S40, S41, S42 et S43 : pour la protection des sous-stations (arrivées et départs),

• SEPAM 1000+ T40 et T42 : pour la protection des transformateurs, • SEPAM 1000+ M41 : pour la protection des moteurs (comme ceux des pompes), • SEPAM 1000+ G20 : pour la protection des générateurs.

Figure 12 : SEPAM 1000+ avec IHM avancée fixe

2. SEPAM 2000 Cette gamme de SEPAM est celle qui avait auparavant été installée au niveau des cellules. Elle

comprend, en plus des fonctions de protection et de mesures, les fonctions de logique de

commande et de signalisation. Cette logique de commande standard est adaptée aux schémas

usuels par un paramétrage lors de la mise en service. Il est possible de modifier ou d’ajouter de

nouvelles fonctions de commande et de signalisation par programmation dans un langage en

Ladder réalisée directement sur site [9].



22

Ces SEPAM sont vieux et presque obsolètes pour les fonctions que l’on veut intégrer à l’ECS

dans le futur. Ils seront conservés dans l’architecture de l’ECS pour le moment (sauf pour les

cellules concernées par le délestage) mais seront remplacés en totalité par des SEPAM 1000+

dans le futur. Ici aussi le type de SEPAM avait été choisi en fonction de l’utilisation faite.

Figure 13 : SEPAM 2000 installé sur une cellule HT

Les réseaux de communication Les réseaux de communication sont en MODBUS. Il s’agit du MODBUS TCP et du MODBUS

RTU.

1. Le réseau MODBUS TCP Le réseau MODBUS TCP (Ethernet) relie l’automate, les relais MOXA et le poste de

supervision dans un réseau en étoile via le commutateur SCALANCE :

Figure 14 : Configuration du réseau ETHERNET



23

2. Le réseau MODBUS RTU Le réseau MODBUS RTU (RS484) assure la liaison série des SEPAM de même génération à

partir d’un module MOXA :

Figure 15 : Configuration du réseau MODBUS

III. ANALYSE FONCTIONNELLE Fonctionnement ECS hors service

En cas de non fonctionnement de l’ECS, le pilotage de disjoncteurs du réseau HT 30 kV ou des

départs des consommateurs HT 5,5 kV est effectué manuellement par les opérateurs électriciens

dans la salle électrique. Les arrêts d’urgence et arrêts de sécurité agissent directement en « dur »

sur les tableaux électriques sans passer par l’ECS.

En cas de panne de l’ECS la configuration du réseau restera en état, ce comportement du

système est conservé après installation de l’ECS.

Mise en service du système L’ECS devient opérationnel après :

• La mise sous tension de contrôle 48 VCC pour l’Automate.

• La mise sous tension d’alimentation ondulé 230 VCA pour le poste de supervision



24

Pilotage des disjoncteurs

1. Rôle de la fonction Cette fonction sera opérationnelle avec un tableau 5,5 kV totalement couplé, et alimenté ou

non. Le rôle de cette fonction est de permettre la télécommande d’enclenchement et de

déclenchement des disjoncteurs ne nécessitant pas de synchronisation.

2. Les paramètres entrée/sortie de la fonction Les paramètres d’entrée de la fonction sont :

• Les positions disjoncteur couplage de barre 5,5 kV (fermé ou ouvert)

• Les positions des sectionneurs de barre ou ligne (fermé ou ouvert)

Ces paramètres seront récupérés par MODBUS dans les SEPAM.

Les paramètres de sortie de la fonction sont :

• Les sorties STOR (TC ou KTC) MODBUS, ordre d’ouverture/fermeture des

disjoncteurs à travers les SEPAM.

3. Déroulement de la séquence Cette fonction est réalisée manuellement en distance depuis la supervision de L’ECS.

La séquence est manuellement disponible dès que les conditions d’autorisation sont remplies à

savoir :

• Commutateur en position « distance »

• Sectionneur en position « jeu de barre A » ou « jeu de barre B » pour chaque tableau

HT (uniquement pour la fermeture)

• Pas de défaut électrique

Dès lors, l’opérateur pourra transmettre un ordre de fermeture ou d’ouverture du disjoncteur.

Sur retour de la position fermé ou ouvert (en fonction de la commande effectuée), la fonction

est terminée.

La fonction est abandonnée et initialisée sur temps trop long de fermeture ou d’ouverture du

disjoncteur (défaut de commande) ou sur défaut électrique.

Pilotage des générateurs homopolaires Les départs I1 et I2 concernant les générateurs homopolaires ne sont pas équipés de SEPAM.

La fonction de pilotage à distance n’est donc pas disponible. Néanmoins dans un souci



25

d’évolution du système, ces deux départs sont intégrés à la base de données de l’automate et de

la supervision.

Comptage de manœuvres du disjoncteur Cette fonction réalise le comptage de manœuvre des disjoncteurs gérés par l’ECS. Le comptage

des manœuvres des disjoncteurs est assuré par les SEPAM. L’automate récupère ces valeurs

par MODBUS TCP pour qu’elles soient affichées sur la supervision.

Acquisition et gestion des données - Les données sont de type tout ou rien évènementielles

Sont considérés comme événements :

• Les événements générés par les fonctions

• Les entrées TOR identifiées comme tel dans la liste des entrées/sorties (DI ou SDI)

Les entrées TOR sont divisées en deux catégories :

• Les entrées acquises par SEPAM et récupérées dans l’API par MODBUS (SDI)

• Les entrées physiques acquises directement par l’automate (DI)

- Données analogiques

L’acquisition des valeurs analogiques sera réalisée par liaison MODBUS sur les SEPAM. Les

mesures électriques pour les arrivées groupes et départs/arrivées réseau à récupérer sont :

L’intensité phases (I), Les tensions composées (U), la fréquence (F), le facteur de puissance

(Cos φ), la puissance active (P), la puissance réactive (Q), l’énergie active (Ea), l’énergie

réactive (Er).

Commande manuelle en mode distant Les disjoncteurs départs transformateurs du tableau 30 kV ou 5,5 kV sont pilotables à partir du

poste de supervision de l’ECS. Le pilotage est conditionné par un niveau d’accès.

La commande d’ouverture et de fermeture est accessible à partir d’une vue de détail du

disjoncteur concerné avec les boutons ouverture ou fermeture et un message de confirmation.

Seule la commande d’ouverture est permise pour les disjoncteurs synchronisables des tableaux

de 30 kV et 5,5 kV. Il s’agit des arrivées SNE et groupes électrogènes (GE5 et GE6) et du

couplage des deux jeux de barre.



26

Organisation des données Les structures des données à traiter dans l’automate sont des informations de type :

• Tout ou Rien (SDI) SEPAM,

• Tout ou Rien (DI) API,

• Grandeurs électriques SEPAM (SAI),

• Télécommandes ouverture/fermetures vers SEPAM (SDO)

Les types de structure sont :

- STR_TRANSFO (Départ ou arrivée Transformateur)

- STR_MOTEUR (Départ moteur)

- STR_GENE (Arrivée générateur)

- STR_SOUS_ST (Départ ou arrivée sous station)

- STR_CONDO (Départ batteries condensateurs)

- STR_COUPLAGE (Couplage jeux de barre)

IV. ORGANISATION DU PROGRAMME API Communication SEPAM - MODBUS TCP

Pour chaque SEPAM les données sont rangées dans les tables de données (DB) suivantes :

- SDI : DB des entrées du SEPAM

- TS : DB des Télé Mesures du SEPAM

- TM : DB des mesures SEPAM

- TC : DB de commande SEPAM (Enclenchement, Déclenchement, Réarmement)

Les données de réception sont actualisées cycliquement. Les commandes sont envoyées au

SEPAM à chaque événement. Sur défaut de communication, le bit de la structure « STS – Statut

de communication » passe à l’état logique 1.

Correspondance entre modèles de données Le « mapping » des données permet de faire le lien entre les données des SEPAM et la base de

données de la supervision. Les données de type TOR sont inversées ou non pour que

l’information reçue dans la base de données soit cohérente avec le commentaire affiché sur le

poste SCADA. Le commentaire suit l’état logique à 1 du signal (ex : Disjoncteur ouvert alors



27

signal =1). Les données mesurées sont converties en valeur physique et au format réel dans le

DB_DATA.

Gestion des cellules Le bloc cellule permet les fonctions du disjoncteur suivantes :

- Autorisation de commande opérateur d’ouverture ou de fermeture par la supervision

- Défaut regroupé de type 2 (Alarme)

- Défaut regroupé de type 3 (Déclenchement)

- Défaut de position d’ouverture et de fermeture

- Défaut de discordance d’ordre (ordre opérateur par la supervision)

- Ordre de réarmement SEPAM

- Ordre d’ouverture du disjoncteur

- Ordre de fermeture du disjoncteur

Délestage En cas de défaut d’alimentation d’une des sources d’énergie, la fonction déleste les

consommateurs suivant une liste prédéfinie pour assurer la continuité des groupes électrogènes.

Il existe deux cas de délestage :

- Le délestage événementiel intervient suite à un déficit de puissance du réseau HT. Les

consommateurs en fonctionnement sont délestés en fonction du déficit de puissance.

- Le délestage fréquentiel intervient suite au dépassement d’un des seuils de fréquence

des groupes électrogènes. Ce délestage est indispensable ; c’est un secours.

La fonction est activée ou désactivée depuis l’écran de l’ECS. La puissance nominale des

groupes électrogènes est paramétrable depuis l’écran du tableau 5,5kV de l’ECS. Le logiciel

"Délestage" sur le poste de supervision permet de définir, par consommateurs, l’ordre de

délestage évènementiel et le niveau de délestage fréquentiel.

Relestage Cette fonction contrôle et autorise le démarrage des consommateurs délestés suivant la réserve

de puissance disponible.



28

Fonctions diverses Les autres fonctions disponibles sont :

- Ordre d’acquittement des défauts

- Mise à l’heure de l’API par la supervision

- Mise à l’heure des SEPAM

Horodatage des évènements L’intérêt est de mettre à la même heure tous les équipements du système dans le but de garder

un ordre cohérent de toutes les manœuvres effectuées et de tous les événements survenus sur le

réseau. La succession des évènements électriques étant très rapide (de l’ordre de millisecondes),

après une série de défauts, il est important de savoir lequel est survenu en premier pour connaitre

l’origine d’un problème. L’horodatage nous donne la possibilité d’établir la succession des

évènements avec une grande précision sur leurs instants d’apparition.

Les entrées et les autres événements automates seront horodatés dans l’automate. Les

événements SEPAM sont horodatés dans le SEPAM et récupérés par MODBUS. Les relais

SEPAM sont mis à l’heure par l’automate via le MODBUS. L’automate est mis à l’heure par

la supervision. Les événements seront remontés et traités par la supervision.

Cet horodatage va permettre d’établir un ordre précis des événements dans une vue de

consignation des événements.

V. LA SUPERVISION Les différentes vues réalisées par le poste de supervision sont :

• Unifilaire HT 30 kV/5,5 kV

• Unifilaire 30 kV - sous vue de la vue générale

• Unifilaire 5,5 kV - sous vue de la vue générale

• Nombre de manœuvre et compteur énergie des disjoncteurs

• Consignation des événements

• Vue délestage

• Vue relestage

• Vue alarmes

• Vue courbes

• Vue réseaux



29

• Gestion mot de passe

• Vues pop-up de commandes disjoncteurs

Elles sont disponibles dans l’Annexe 1 : Les différentes vues de la supervision.



30

CHAPITRE IV : REALISATION ET MISE EN SERVICE DU SYSTEME

I. BASE DE DONNEES La base de données est constituée de données de réglage de SEPAM 2000 et des programmes

des SEPAM 2000 présents dans les cellules. Nous avons aussi été aidés par le schéma unifilaire

détaillé du réseau électrique, des schémas détaillés de chaque cellule des tableaux 30 kV et 5,5

kV ainsi que des schémas de configuration des SEPAM. Le fonctionnement global du Terminal

nous a aussi été utile pour déterminer les fonctions dont on avait besoin pour la supervision et

pour planifier et organiser les opérations.

II. CABLAGE L’alimentation du coffret automate Le coffret comprend deux sources d’alimentation :

- Une alimentation de 230 V en courant alternatif

Elle sert à l’alimentation d’une prise sur laquelle pourra être branché un PC et à l’alimentation

de l’éclairage interne de l’armoire. Une lampe témoin pour la présence tension 230 VAC est

aussi intégrée dans ce circuit. Un coffret d’alimentation pour le 230 V présent dans la salle

électrique est utilisé à cet effet. Le départ est créé à partir d’un jeu de barre et protégé par un

sectionneur porte fusible et un disjoncteur général.

- Une alimentation 48 V en courant continu

Ici aussi on installe une lampe témoin de présence tension 48 VCC. Le 48 V sert à alimenter

les circuits de relayage et de signalisation. On utilise un autre coffret d’alimentation de 48 V

via un départ disjoncteur. Un autre disjoncteur présent dans l’armoire protège le circuit aval.

Une alimentation 24 VCC est créée à partir du 48 VCC à l’intérieur de l’armoire. Elle dessert

les borniers 24 V qui alimentent l’automate et les autres équipements (le commutateur, les

modules MOXA et les Racks d’entrée/sortie de l’ET200M). Une autre lampe est placée dans le

circuit 24 V pour la signalisation de présence tension 24 VCC.

Les schémas des alimentations sont présentés dans l’Annexe 2 : Schémas d’alimentation de

l’armoire ECS.



31

La communication La partie communication du circuit du système comprend un réseau MODBUS TCP en étoile

qui relie le poste de supervision aux modules MOXA et à l’automate par le biais du

commutateur SCALANCE, et des liaisons multipoints MODBUS RS485.

La connectique est en RJ45. Le commutateur comprend 16 ports RJ45 dont 2 sont réservés

respectivement aux modules d’entrée et de sortie de l’automate, 1 pour le poste de supervision

et 10 pour chacun des 10 modules MOXA MGate. Le reste des ports reste disponible pour une

évolution future du système.

Un autre câble en PROFINET assure la communication de l’automate S7-400 et de l’ET 200M.

Le réseau MODBUS RS485 quant à lui fait la liaison série MOXA – SEPAM (jusqu’à 4 sur

une même ligne). On dispose de 2 bornes de réception et de 2 bornes d’émission polarisées. Le

mode de transmission est le mode RTU : la trame ne comporte ni octet d’en-tête, ni d’octet de

fin du message. La détection de fin de trame est réalisée sur un silence supérieur ou égal à 3

caractères.

Le câble MODBUS RS485 arrive sur une passerelle MODBUS TCP/IP installée sur un rail à

l’intérieur du caisson BT de la cellule. La passerelle est différente selon qu’il s’agit d’un

SEPAM 2000 (CCA609) ou d’un SEPAM 1000+ (ACE949-2) :

Figure 16 : Réseau 2 fils SEPAM 1000+

Figure 17 : Réseau 2 fils SEPAM 2000



32

III. FONCTION DELESTAGE Installation d’un Rack DEF E/S dans l’armoire

Le délestage est intégré dans le nouveau système à l’aide d’un Rack ET200M des entrées/sorties

par PROFINET I/O SIEMENS qui sera constitué de :

• 1 châssis pour Bus PROFINET - ET200M

• 1 interface ET 200M IM153-4 PN IO PROFINET I/O

• 2 Modules d’entrés TOR 32E, 24Vdc

• 1 Module de sorties TOR – 32S, 24Vdc, 0,5A

Le câblage des entrées/sorties de marque PHOENIX CONTACT est constitué de la manière

suivante [10]:

• Pour 64 Entrées TOR :

ü 2 adaptateurs frontaux ET200M avec câble de raccordement connectable 4x8 voies

vers les platines V8 input

ü 8 adaptateurs V8-INPUT pour huit PLC Interfaces à 6,2 mm

ü 64 interfaces PLC avec relais semi-conducteur enfichable (PLC-OSC-

24DC/48DC/100)

• Pour 32 Sorties :

ü 1 adaptateur frontal ET200M avec câble de raccordement connectable 4x8 voies

vers les platines V8-output

ü 4 adaptateurs V8-output pour huit PLC interfaces à 6,2 mm (PLC-v8/flk14/out)

ü 32 relais miniature 1 OF enfichable (PLC-RSC-24DC/21)

Ils sont câblés comme le présentent l’Annexe 4 : Les entrées et sorties TOR de l’ET200M pour

le délestage.

Afin d’intégrer le nouveau système de délestage, on a eu besoin de procéder au remplacement

des relais obsolètes SEPAM 2000 directement liés au délestage (ceux des moteurs de pompes

de chargement et d’expédition) par des relais SEPAM 1000+ de nouvelle génération. Le

paramétrage de ces nouveaux relais s’est fait selon celui des SEPAM 2000 qu’ils remplacent.

On ne change pas les fonctions de protection de la cellule.



33

La fonction délestage concerne les différents consommateurs HT du terminal.

Le terminal donne la priorité à la production, donc à tous les équipements intervenant dans le

pré traitement du brut. Le délestage intervient sur perte de puissance avec au moins un des GE

en marche. Il se fait par puissance décroissante. Dans chaque niveau d’équipements à délester

on aura une priorité de délestage. Le Tableau 1 présente une proposition d’ordre de délestage

d’après les exigences du site de DJENO. Cet ordre s’applique pour les deux types de délestage.

Tableau 1 : Liste de priorité de délestage de l'automate

Niveau Priorité Consommateur

1

1 GX301A

2 GX301B

3 PBT 4

2 4 PBT 3

5 GX301C

Délestage événementiel La colonne priorité indique l’ordre de délestage événementiel. Il intervient à la suite d’un calcul

de bilan de puissance sur le réseau HT de DJENO. Dès qu’apparait un déficit de production,

l’automate cherche les consommateurs en marche dans la liste des priorités qui lui ont été

définies et distribue des ordres d’arrêt en fonction de la puissance à délester.

L’automate a besoin de connaitre en temps réel la puissance produite par chaque groupe et les

puissances individuelles absorbées par les consommateurs. Il doit connaitre également la

position des disjoncteurs des réseaux 30 kV et 5,5 kV afin de ne délester que là où il faut.

Calcul de la réserve disponible des groupes électrogènes La réserve tournante est évaluée en faisant la différence entre la puissance maximale que

peuvent fournir les groupes électrogènes et la part de cette puissance réellement consommée

par les équipements du Terminal à l’instant t.

Le délestage intervient quand le terminal est alimenté par les groupes électrogènes.

Le GE5 et le GE6 peuvent fournir chacun jusqu’à 3 MW au réseau.

Les pompes GX301 A, B et C consomment chacune 1,13 MW et les PBT 3 et 4 consomment

chacune 0,56 MW. On considère un facteur de puissance de 0,85.



34

La consommation du terminal (sans les cinq pompes) varie généralement entre 2,7 MW et 3,2

MW. Néanmoins, on a pu remarquer des pics d’au moins 3,8 MW.

Quand il y a chargement et expédition, la configuration est la suivante : deux pompes de

chargement en marche (toujours une pompe en secours) et une pompe d’expédition en

fonctionnement à la fois. Soit une puissance consommée de :

! = 2×1,13 + 0,56 = 2,82./.

La puissance réellement fournie par les groupes est la somme de cette puissance et de celle

consommée par le reste du terminal. En somme :

01 = !2 − !4 (1)

Avec 01 la réserve tournante, !2 la puissance nominale des groupes et !4 la puissance

réellement fournie.

Les différents cas de figure suivant sont des simulations du comportement du réseau électrique

avec le programme de délestage événementiel en fonction de la consommation réelle du

terminal en un temps t. Les puissances consommées sont choisies en tenant compte des

habitudes de consommation du terminal.

Cas de figure 1

Dans ce scénario : le terminal consomme 2,7 MW, il y a chargement et expédition.

D’après l’équation 1, la réserve des groupes en fonctionnement est :

01 = (2×3) − (2,7 + 2,82) = 0,48./.

La réserve tournante est positive et permet de satisfaire les besoins en puissance. Pas de

délestage.

Cas de figure 2

Dans ce scénario : le terminal consomme 3,5 MW, il y a chargement et expédition.

La réserve des groupes en fonctionnement est :

01 = (2×3) − (3,5 + 2,82) = −0,32./.

La puissance à délester est de 0,32 MW.

Conformément à l’ordre de priorité du Tableau 1 :

- Si GX301A en fonctionnement, délester seulement GX301A



35

- Si GX301A à l’arrêt, délester GX301A et GX301B

Cas de figure 3

Dans ce scénario : un seul groupe est en fonctionnement, le terminal consomme 2,7 MW, il y a

expédition et il n’y a pas de chargement.


01 = 3 − (2,7 + 0,56) = −0,26./.

La puissance à délester est de 0,26 MW :

Conformément à l’ordre de priorité du Tableau 1 :

- Il n’y qu’un équipement en fonctionnement et de toutes les façons la SR ne peut alimenter aucune pompe. L’automate déleste tous les consommateurs.

Cas de figure 4

Dans ce scénario : un seul groupe est en fonctionnement, le terminal consomme 2,9 MW, il n’y

a ni expédition ni chargement.


01 = 3 − 2,9 = 0,1./.

- L’automate déleste tous les consommateurs car aucun d’eux n’est susceptible d’être alimenté avec la réserve tournante disponible

En résumé l’automate délestera les pompes dans l’ordre de priorité défini jusqu’à ce que les

groupes soient capable de combler la puissance totale demandée par les consommateurs en

marche. L’automate ouvrira aussi les disjoncteurs des consommateurs à l’arrêt (toujours selon

l’ordre de priorité) dont la demande en puissance ne peut pas être comblée par la réserve

tournante des groupes en fonctionnement.

Délestage fréquentiel Il s’agit du délestage sur seuil de fréquence ou de tension. Les différents seuils s’échelonnent

dans le temps (de 500 ms à 2 s). Le seuil de délestage sera intégré dans les SEPAM des cellules

des deux arrivées GE5 et GE6.

Les priorités de délestages événementiels son paramétrés dans les niveaux. Ici, il y a deux

niveaux, donc deux seuils de fréquence. Chaque seuil de tension atteint, l’automate arrête des

groupes de consommateurs prédéfinis (sans chercher à savoir s’ils sont en marche) dans le but



36

de faire remonter la tension et/ou la fréquence. Ce mode de délestage affecte donc la fréquence

et la tension du jeu de barre. C’est pourquoi il est utilisé comme recours, au cas où le délestage

événementiel ne fonctionne pas.

L’automate ne fait que surveiller la fréquence du jeu de barre sans se soucier de la configuration

du réseau en temps réel. La conséquence est qu’il peut éventuellement délester là où besoin

n’est pas. Il reste quand même un secours indispensable.

Lors d’une détection de fréquence de seuil 1, tous les disjoncteurs de consommateurs du niveau

1 sont ouverts. Une détection de fréquence 2 délestera ensuite tous les consommateurs de niveau

2. Le changement de niveau peut se faire à tout moment par l’opérateur.

Figure 18 : Impact de charge sur perte de puissance

Dans l’exemple de la Figure 18, après perte de puissance, on constate une chute immédiate de

la fréquence du jeu de barre. La valeur de la fréquence est mesurée par l’intermédiaire d’une

cellule TP (transformateur de potentiel).

Supposons que le premier seuil de fréquence est à 48,8 Hz : l’ECS déleste tous les

consommateurs de niveau 1. Mais ce délestage ne permet toujours pas de faire monter la

fréquence à sa valeur nominale. Lorsque la valeur du deuxième seuil (ici 48,3 Hz) est atteinte,

l’ECS déleste aussitôt le deuxième groupe de consommateur. On constate aussitôt une montée

de la tension du jeu de barre qui va revenir à sa valeur nominale de 50 Hz et se stabiliser au

bout de quelques secondes.



37

IV. PARAMETRAGE DES SEPAM Configuration du LOGIPAM Le programme des SEPAM (ou LOGIPAM) est séparé en deux parties : La partie logique et la

partie commande. Pour les SEPAM 2000, ces deux parties sont distinctement séparées et

installées sur deux cartes différentes. Les SEPAM 1000+ intègrent quant à eux les deux

programmes sur une seule et même carte qui intègre les fonctions de protection, de

communication, de diagnostic, de commande et de surveillance.

- La partie protection

La partie protection contient les seuils de protection du SEPAM. Les données sont présentées

sous forme de valeurs numériques de courant, tension, fréquence… Ces valeurs sont

configurées et remplies à l’aide du logiciel Schneider SFT2821 correspondant à la génération

du SEPAM.

Le Tableau 2 et le Tableau 3 présentent les réglages de protection intégrés dans le programme

du SEPAM 2000 qui protège la cellule « départ mer ».

Tableau 2 : Réglage des protections pour le transformateur 30/5,5 kW départ mer PPN2

PROTECTIONS FONCTIONS CALIBRATION

F-011 Courbe Réglage Is A Temporisation T Max I / S1 Temps constant 120A 3,7 secondes

F-012 Courbe Réglage Is Temporisation T Max I / S2 Temps constant 300A 0,9 seconde

F-081 Courbe Réglage Iso Temporisation T Max Io / S1 Temps constant 20 A 3 secondes

F-301 Courbe Réglage Iso Temporisation T Max U Temps constant 33 KV 15 secondes F-321 Courbe Réglage Iso Temporisation T

Mini U / S1 Temps constant 25,5 KV 20 secondes F-501 Réglage Is0 Angle Temporisation LT

Max I directionnel 2A 15 ° 0,3 seconde F-561 Courbe Réglage Is Temporisation T

Mini F /s1 Temps constant 46 Hz 27 secondes F-571 Courbe Réglage Is Temporisation T

Max F / s1 Temps constant 53 Hz 15 secondes



38

Tableau 3 : Statuts de protection du transfo 30/5,5 kW du départ mer PPN2

STATUTS

DESIGNATION CALIBRATIONS

Fréquence Fr. nominale = 50 Hz

In = 200A TC / Phase Ib = 146,3A Nombre = I1 - I3

Capteur Io Io = Tore 30A

P. Maximètre Période = 5mn

Nombre = 3U TP / Phase Unp = 5,5 KV Uns = 100 V Unso = UNS/1,732

Energie Sens Energie = Départ

Synchro = Horodatation KTS de 1 à 31 = 1, KTS 32 = 0 I de 1 à 28 = 0

Vitesse = Communication Poste = Parité =

- La partie logique de commande

La logique de commande et de signalisation définit le comportement du SEPAM en fonction

des données d’entrée. Il est élaboré à partir des logiciels fournis par SCHNEIDER pour la

récupération et l’écriture des cartouches des SEPAM qui contiennent le programme. Les

LOGIPAM étaient déjà intégrés dans les SEPAM 2000 à remplacer. Il a fallu les récupérer, les

vérifier et éventuellement les corriger, et ensuite les adapter pour les intégrer dans les nouveaux

SEPAM 1000+ à installer.

Figure 19 : Programme logique de commande pour le transfo 30/5,5 kW départ mer PPN2



39

Récupération, écriture et chargement des LOGIPAM La récupération des deux parties des programmes des SEPAM 2000 s’est réalisée en deux

phases :

- La récupération des fonctions de protection

Elle s’est faite directement à partir d’un PC avec le logiciel SFT2821 de Schneider et d’un câble

en RS232 reliant le PC à l’interface du SEPAM. L’application se met en route, il suffit de

sélectionner la série du SEPAM correspondant. Le logiciel détecte le SEPAM et propose

d’écrire sur le SEPAM ou de copier le programme qui s’y trouve. La copie dure moins de 5

minutes. Le programme est ensuite enregistré dans un dossier dédié. Le programme se présente

sous forme de valeurs seuil de protection pour chacune des grandeurs électriques.

- La récupération des fonctions de commande

La récupération se fait cette fois-ci avec un lecteur de cartouche de SEPAM. Le disjoncteur

d’alimentation du SEPAM est en premier lieu ouvert et la cartouche qui contient la carte

électronique est récupérée. La connexion de la cartouche se fait à la manière des disquettes :

elle est insérée dans le lecteur branché sur une prise secteur et connecté à un PC via un câble

avec connectique RS232. Pour la récupération des fonctions de commande, on utilise le logiciel

SFT2805 de Schneider. Pour l’enregistrer, il est impératif de créer un nouveau projet dans le

logiciel puis de créer un SEPAM virtuel et le nommer. Après l’enregistrement du programme,

il est possible de le modifier sur le même logiciel. Il suffit d’ouvrir le fichier enregistré. Le

programme se présente en langage de type Ladder.

La procédure est décrite dans l’Annexe 7 : Récupération du programme des SEPAM 2000.

Dans un premier temps, la prise et le transfert des LOGIPAM ne concernent que les SEPAM

concernés par le délestage. Ce sont les SEPAM 2000 remplacés par les SEPAM 1000+. Il s’agit

de réunir les fonctions de commande et de protection dans un seul fichier. Les deux vont ensuite

constituer le programme qui va être chargé dans le SEPAM 1000+.

Le chargement du programme se fait à l’aide d’un PC sous le logiciel Schneider SFT4801 et

d’un câble relié à l’interface du SEPAM. Le logiciel permet aussi de vérifier que la structure

des entrées et sorties du SEPAM correspond bien avec celle de l’automate (Annexe 8 :

Paramétrage des SEPAM 1000+).



40

Configuration des adresses L’ECS doit se connecter au réseau afin d’obtenir les informations nécessaires pour dialoguer.

D’où l’importance d’attribuer des adresses à chaque équipement de chaque réseau constituant

le système pour rendre la communication cohérente et identifier chaque équipement.

La liste des adresses ETHERNET (Annexe 9 : Liste des adresses Ethernet) concerne les

équipements connectés au réseau ETHERNET. Il s’agit du PC du poste de supervision avec son

imprimante, de l’automate, des cartes Industrial Ethernet de l’automate (entrées et sorties) et

des passerelles MOXA.

Les SEPAM sont aussi référencés pour savoir à quel élément de la ligne l’automate s’adresse.

La liste des adresses MODBUS des relais SEPAM est paramétrée dans le programme automate

et est mis à jour dans chaque SEPAM lors de la mise en service à l’aide de SFT2841. Les

paramètres Modbus des relais SEPAM doivent être respectés suivant la liste donnée en Annexe

10 : Liste des données MODBUS/API/Supervision.



41

V. MISE EN SERVICE La mise en service d’un SEPAM est effective après l’installation de l’armoire entièrement câblé,

le tirage et le raccordement des câbles dans les cellules HT, le câblage complet des entrées et

sorties au niveau du SEPAM, l’installation du poste de supervision, et les tests de

fonctionnement du système pour le SEPAM concerné.

Etant donné les nombreuses contraintes du terminal, la possibilité d’avoir les cellules voulues à

disposition s’est avérée compliquée ; la décision a donc été laissée aux responsables de la

production. Les différents tests sont effectués cellule par cellule avant d’effectuer un test sur

une ligne de 4 cellules et donc de 4 SEPAM.

Après consignation d’une cellule, c’est à dire ouverture du sectionneur après ouverture et

débrochage du disjoncteur et mise à la terre, la cellule est disposée. Les câbles MODBUS en

provenance des MOXA sont remontés jusqu’à l’interface installé dans le caisson BT de la

cellule en RS232. Le câblage du SEPAM est effectué selon le schéma et est connecté à

l’interface pour communiquer avec l’armoire automate [11].

Cas d’un SEPAM 1000

Nous allons prendre le cas du SEPAM 2000 de la pompe de chargement GX301A à remplacer

par un SEPAM 1000+. C’est un SEPAM série 40 qui doit protéger le moteur de la pompe, ce

sera donc un SEPAM M41.

La liste des données gérées par le système est donnée en annexe 10.

Les entrées et sorties sont paramétrées selon une structure STR_MOTEUR. Les entrées et

sorties restent les mêmes, seules les adresses du SEPAM 2000 M16 devront être réadaptées

dans le programme automate en refaisant un mapping des données pour les faire correspondre

aux adresses du SEPAM 1000+ M41 pour les mêmes sous-éléments.

La Figure 20 est un schéma de raccordement des entrées/sorties au niveau du SEPAM M41.

Après avoir reconfiguré les adresses, on passe aux différents tests : il s’agit de vérifier que les

télécommandes, les télésignalisations et les télémesures remontent bien au niveau de la

supervision.

Avec le disjoncteur ouvert et débroché et le sectionneur ouvert, on met le commutateur en

position distant. Le mode « distant » apparait sur la supervision et l’état du disjoncteur et du



42

sectionneur apparaissent comme suit : .

Pour les télémesures, on utilise une valise d’injection de tension et de courant triphasé qu’on

connecte aux boites ESSAILEC de la cellule (Tension et courant). On fait varier le courant sur

une phase à la fois pour faire remonter cette variation jusqu’à l’écran de supervision. Les

tensions représentées par l’ECS sont des tensions composées. La variation de I1 entraine donc

la variation de I1 à la supervision et les variations de U12 et de U31 ainsi que la puissance active

P. La variation de cos= entraine la variation de la puissance réactive Q.

Pour les télésignalisations, on injecte une valeur de courant croissante jusqu’à atteindre voire

dépasser la valeur maximale admise pour obtenir un défaut et une alarme « maximum de

courant phase ». Les différentes alarmes et défauts températures sont obtenus en agissants

directement sur le thermostat de la pompe.

Pour les télécommandes, on envoie des ordres de fermeture et d’ouverture du disjoncteur après

l’avoir embroché.

Figure 20 : Raccordement du SEPAM M41 pour la GX301A



43

CONCLUSIONS

Dans le souci d’améliorer la gestion du réseau électrique du Terminal de DJENO, le projet que

nous avons eu à traiter s’est avéré être un défi par son importance pour le réseau auquel il

profitera. Il a été question de concevoir un système de supervision et de contrôle d’énergie

électrique. C’est dans ce cadre qu’a été élaboré un cahier de charge initial pour l’élaboration

d’un outil de supervision à l’aide du logiciel Cimplicity qui permettra d’avoir la vue et la main

sur le réseau HT du Terminal et des équipements qui le composent. L’analyse fonctionnelle du

système a aussi été élaborée en précisant les différents modes de fonctionnement et

l’architecture globale du système. L’élaboration des circuits d’alimentation et de commande de

l’ECS installé est intervenue après le choix du protocole de communication à adopter et celui

des différents équipements du système. Enfin, nous avons intégré le délestage des pompes de

chargement et des pompes d’expédition sur perte de puissance de la source principale d’énergie

du Terminal. Les entrées et sorties pour l’intégration du délestage ont été intégrées dans les

relais de protection.

Le système élaboré fonctionne sous le protocole MODBUS et utilise des relais de protection

SEPAM 2000 et d’autres de nouvelle génération, des SEPAM 1000+ qui prendront au fur et à

mesure la place de tous les SEPAM 2000. Il est géré par une armoire automate qui comprend

un automate SIEMENS S7-400 et des passerelles TCP/RTU Moxa MGate.

Le système, de par sa configuration, est évolutif, c’est-à-dire qu’il n’y aura pas de problèmes

pour intégrer de nouvelles cellules ou de nouveaux équipements au système.

Nous pouvons affirmer que le système installé est sûr (le réseau est filaire et fermé, donc le

moins possible exposé au piratage) et flexible (le logiciel Cimplicity offre plusieurs possibilités

d’évolution et d’adaptation). Il facilitera non seulement la gestion du réseau électrique du

Terminal mais protègera aussi les équipements les plus sensibles à l’aide d’un programme de

délestage rigoureusement établi et validé par les responsables de production du Terminal. Le

mode consignation des événements aidera quant à lui à améliorer le suivi et le diagnostic du

réseau.



44

RECOMMANDATIONS - PERSPECTIVES

Couplage des groupes

La fonctionnalité peut permettre de coupler un groupe GE5 ou GE6 sur le réseau depuis l’ECS.

Compte tenu des équipements obsolètes utilisés pour cette fonction (SYNCHRO-

COUPLAGE), cette fonctionnalité n’a pas pu être intégrée dans l’ECS. Les opérateurs

continueront de coupler les groupes en mode manuel depuis le tableau de contrôle. Dans le

futur, cette fonction pourra être intégrée dans l’ECS avec l’installation d’un système de

synchro-couplage plus récent. Cette optique prend aussi en compte tous les autres disjoncteurs

synchronisables du réseau.

Démarrage à distance des groupes AGGREKO

Le démarrage des groupes AGGREKO est une option qui pourrait être intégrée dans l’ECS. En

effet, après la perte de la CEC et le démarrage du groupe de secours pour les utilitaires du

terminal, l’opérateur doit se rendre aux groupes AGGREKO situés à quelques 40 m de la salle

de supervision pour les démarrer manuellement. Le démarrage à distance permettrait un gain

de temps conséquent et améliorerait l’efficacité du système de secours.

Intégrer d’autres postes de supervision à l’ECS dans le futur

L’évolution du système pourra rendre la supervision possible depuis la salle de contrôle du

Terminal de DJENO et depuis le bureau du service Méthodes Electricité à la Base Industrielle

de Total à Pointe-Noire. Pour ce faire, il faudrait prévoir un circuit de fibre optique entre

l’armoire et le nouveau poste de supervision à installer. On pourra aussi intégrer les

transformateurs HT/BT des équipements les plus sensibles dans le système afin d’avoir une vue

plus globale du réseau électrique du Terminal.



45

Bibliographie [1] Total Congo. « Nos projets locaux et engagements - Total au Congo ». [En ligne].

Disponible sur : http://cg.total.com/fr/total-au-congo/total-au. [Consulté le : 20-juil-2017].

[2] Total Congo. « Terminal pétrolier de Djéno : pour une énergie meilleure ». [En ligne]. Disponible sur : http://cg.total.com/fr/terminal-de-djeno-des-activites-multiples-pour-une-energie-meilleure. [Consulté le : 20-juil-2017].

[3] ACROMAG INCORPORATED. 2005. INTRODUCTION TO MODBUS TCP/IP. Technical reference - Modbus TCP/IP, 42 pages.

[4] Honeywell. Modbus RTU Serial Communication - User Manual. (Février 2013). Honeywell Process Solutions, 76 pages.

[5] SIEMENS. STIMATIC ET 200 pour solutions d'automatisation distribuée. (Novembre 2012). Brochure, 60 pages.

[6] SIEMENS. SCALANCE X - Commutateurs Industrial Ethernet. (Septembre 2013). Brochure, 48 pages.

[7] SIEMENS. (2007, 01 août). « SCALANCE X112-2, X116 and X124 Industrial Ethernet Switches Released for Delivery - ID: 24434488 - Industry Support Siemens ». [En ligne]. Disponible sur : https://support.industry.siemens.com/cs/document/24434488/scalance-x112-2-x116-and-x124-industrial-ethernet-switches-released-for-delivery-?dti=0&lc=en-WW. [Consulté le : 13-sept-2017].

[8] Moxa Inc. MGate™ MB3170/3270. (2017, 13 Novembre). Industrial Ethernet Gateways, 3 pages

[9] Schneider Electric. Gamme Sepam - Sepam 2000 - Mesure et contrôle commande. Protection et contrôle commande, 24 pages.

[10] Phoenix Contact. (2017). « PHOENIX CONTACT | Modules à relais ultra compacts ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.phoenixcontact.com/online/portal/be?urile=wcm%3Apath%3A/befr/web/main/products/subcategory_pages/Highly_compact_relay_modules_P-16-06-01/f91152c6-6ea2-4d82-a89e-77b9c36cf2cd. [Consulté le : 07-nov-2017].

[11] Schneider Electric. Guide de raccordement de Sepam à un réseau RS 485. Protection et contrôle commande, 27 pages.



46

VI. ANNEXES

Annexe 1 : Les différentes vues de la supervision Standard d’animation

Les symboles et couleurs d’animation sont résumés ci-dessous.

Unifilaire 30/5,5 kV

Il s’agit de la vue générale. L’accès aux commandes disjoncteurs sont disponibles depuis cette

vue. Les lignes ou les barres sont animées en couleur. La distribution BT est présentée

graphiquement mais n’est pas animée car il n’y a pas de remontées d’informations depuis les

tableaux BT.



47

Unifilaire 30 kV

Il s’agit d’une sous vue de la vue générale. Les objets sont animés selon les mêmes standards.

L’accès aux commandes disjoncteur est aussi disponibles depuis cette vue. Les lignes ou les

barres sont animées en bleu. Les mesures électriques sont visualisées avec des pavés par

équipement dont les données sont recueillies par les SEPAM.

Unifilaire 5,5 kV

Le principe est le même que pour l’unifilaire 30 kV. Les lignes ou les barres sont animées en

jaune pour ce jeu de barre.



48

Logiciel de délestage

Il permet de définir l’ordre de délestage et de définir les niveaux de fréquence

La consignation des évènements

Les évènements sont archivés à l’aide de l’horodatage et peuvent être visualisés dans un mode

historique en sélectionnant les heures et les dates souhaitées.



49

Annexe 2 : Schémas d’alimentation de l’armoire ECS Sections de câbles :

Les sections de câbles sont déterminées selon le type de d’utilisation, le domaine de tension et le courant qui traverse le câble :

Circuit Tension Couleur filière Sections

BT L1 380 VAC Noir manchon marron 16 A – 2,5 mm2 25 A – 4 mm2

32 A – 6 mm2

40 A – 10 mm2

75 A – 25 mm2

90 A – 35 mm2

BT L2 380 VAC Noir manchon noir

BT L3 380 VAC Noir manchon rouge

Contrôle et signalisation

110/230 VAC Noir 1,5 mm2

24/48 VCC Rouge+ Bleu- 1,5 mm2 24 VCC API Rouge+ Bleu- 1 mm2

Mesure et protection

Analogique Rouge+ Blanc- (blindé) 0,75 mm2 Tension Noir 2,5 mm2 Courant Noir 4 mm2

Contact libre - Orange 1,5 mm2 Terre - Vert/jaune -

Schéma d’alimentation 230 VAC :



50

Schéma d’alimentation 48 VDC :

Les deux convertisseurs DC/DC assurent la formation du 24 VCC à partir du 48 VCC.

Formation des polarités 24 VDC :



51

Relayage et signalisation des défauts électriques :

Le 14H1 représente la signalisation du défaut général qui s’allume suite à l’activation du relais

14KA1. Le défaut général intervient quand il y a défaut de terre sur les différents MOXA, le

commutateur ou tout autre élément de l’armoire ECS.



52

Annexe 3 : Réseaux de communication Réseau étoile MODBUS TCP :

Schéma de câblage modules MOXA :

Les modules MOXA assurent la conversion du MODBUS TCP en MODBUS RTU. Le câble

MODBUS arrive donc sur une connectique en RJ45 et va vers les SEPAM en connectique

RS485. Les modules sont alimentés par les polarités de lignes prévues à cet effet.



53

Réseau MODBUS sur une ligne de 4 SEPAM 2000 :

Le MODBUS RTU arrive sur des interfaces de communication CCA609 à l’intérieur du caisson

BT de la cellule. 2 fils sont connectés dans la première cellule, et 2 autres fils vont vers la cellule

suivante pour assurer la série. Le réseau MODBUS RS485 arrive en 1 (L+) et en 2 (L-) et repart

en 3 (L+) et 4 (L-).

Réseau MODBUS sur une ligne de 4 SEPAM 1000+ :

Le MODBUS RTU arrive sur des interfaces de communication ACE-949-2 à l’intérieur du

caisson BT de la cellule. 4 fils sont connectés dans la première cellule, et 4 autres fils vont vers

la cellule suivante pour assurer la série. Le V+ et le V- sont pour l’alimentation 24 VDC et le

L+ et L- sont pour le réseau RS485.



54

Annexe 4 : Les entrées et sorties TOR de l’ET200M pour le

délestage Schéma de câblage des modules d’entrées TOR :

Les modules d’entrée TOR pour le délestage sont câblés à l’aide du Rack ET200M. Pour les

entrées, on compte 2 adaptateurs frontaux qui sont connectés chacun par 4 adaptateurs V8-

INPUT pour 8 interfaces PLC. Chacun des adaptateurs frontaux est relié à 1 module d’entrées

TOR 24 VDC au niveau du Rack ET200M.

La polarité 24 VDC pour les réserves d’entrées serviront ici.

Schéma de câblage des modules de sortie TOR :



55

Les modules de sortie TOR pour le délestage sont câblés à l’aide du Rack ET200M. Pour les

sorties, on compte 1 adaptateur frontal qui est connecté par 4 adaptateurs V8-INPUT pour 8

interfaces PLC. L’adaptateur frontal est relié à l’unique module de sorties TOR 32S 24 VDC au

niveau du Rack ET200M.

Pour le délestage, les sorties concernent l’ordre de délestage et le verrouillage de démarrage

(pour empêcher de forcer le démarrage) des pompes GX301 A, B et des PBT 3 et 4 :

Schéma de commande des disjoncteurs pour le délestage :



56

La commande des disjoncteurs pour le délestage se fait entièrement en câblé. Ce sont les

disjoncteurs des 3 pompes de chargement et des 2 pompes d’expédition.



57

Annexe 5 : Liste des entrées automate pour le délestage TAG DESCRIPTION EQUIPEMENT

JC.FER Position disjoncteur fermé Arrivée GE5

JC.OUV Position disjoncteur ouvert Arrivée GE5

JC.PST1 Sectionneur de barre 1 fermé Arrivée GE5

JS.PST2 Sectionneur de barre 2 fermé Arrivée GE5

JC.EMB Embroché Arrivée GE5

JC.P81_L1 Seuil 1 minimum fréquence Arrivée GE5

JC.P81_L2 Seuil 2 minimum fréquence Arrivée GE5

JF.FER Position disjoncteur fermé Arrivée GE6

JF.OUV Position disjoncteur ouvert Arrivée GE6

JF.PST1 Sectionneur de barre 1 fermé Arrivée GE6

JF.PST2 Sectionneur de barre 2 fermé Arrivée GE6

JF.EMB Embroché Arrivée GE6

JF.P81_L1 Seuil 1 minimum fréquence Arrivée GE6

JF.P81_L2 Seuil 2 minimum fréquence Arrivée GE6

DC9.OUV Position disjoncteur ouvert Arrivée CEC

DC9.EMB Embroché Arrivée CEC

DC9.FER Position disjoncteur fermé Arrivée CEC

DC5.OUV Position disjoncteur ouvert Arrivée SNE

DC5.EMB Embroché Arrivée SNE

DC5.FER Position disjoncteur fermé Arrivée SNE

J1.FER Position disjoncteur fermé Arrivée centrale AGGREKO

J1.OUV Position disjoncteur ouvert Arrivée centrale AGGREKO

J1.PST1 Sectionneur de barres 1 fermé Arrivée centrale AGGREKO

J1.PST2 Sectionneur de barres 2 fermé Arrivée centrale AGGREKO

J1.EMB Embroché Arrivée centrale AGGREKO

JM.OUV Position disjoncteur ouvert Couplage des barres PD5011

JM.EMB Embroché Couplage des barres PD5011

JB.FER Position disjoncteur GX301A fermé Pompe d’expédition GX301A

JD.FER Position disjoncteur GX301B fermé Pompe d’expédition GX301B

JG.FER Position disjoncteur GX301C fermé Pompe d’expédition GX301C

PBT3.FER Position disjoncteur PBT3 fermé Pompe d’export PBT3

PBT4.FER Position disjoncteur PBT4 fermé Pompe d’export PBT4

DJ_48V_1_F Disjoncteur 11Q2 48 VCC fermé Armoire ECS



58



DJ_24V_E_API Disjoncteur 12Q4 24 VCC fermé (Entrée API) Armoire ECS

DJ_24V_S_API Disjoncteur 12Q5 24 VCC fermé (Entrée API) Armoire ECS

DJ_24V_MOXA1_2 Disj. 13Q2 24 VCC fermé (réseau ligne 1 & 2) Armoire ECS





Etc.

Annexe 6 : Liste des sorties automate pour le délestage

TAG DESCRIPTION EQUIPEMENT

GX301A.DEL Ordre de délestage pompe GX301A Départ pompe d’expédition

GX301A.INTER Verrouillage de démarrage (sur P indisponible) Départ pompe d’expédition

GX301B.DEL Ordre de délestage pompe GX301B Départ pompe d’expédition

GX301B.INTER Verrouillage de démarrage (sur P indisponible) Départ pompe d’expédition

GX301C.DEL Ordre de délestage pompe GX301C Départ pompe d’expédition

GX301AC.INTER Verrouillage de démarrage (sur P indisponible) Départ pompe d’expédition

PBT3.INTER Ordre de délestage PBT3 Départ pompe d’export

PBT3.DEL Verrouillage de démarrage (sur P indisponible) Départ pompe d’export

PBT4.INTER Ordre de délestage PBT4 Départ pompe d’export

Etc.



59

Annexe 7 : Récupération du programme des SEPAM 2000 Après avoir créé un dossier « NomDuProjet » dans lequel on stockera les fichiers du projet, on

crée un fichier « TagDeLaCellule ». On double-clique sur le fichier puis on clique sur l’onglet

« services ». Quand la fenêtre ci-après apparait, on sélectionne « réutiliser le schéma contenu

dans la cartouche » et on valide.

Le programme peut ensuite être consulté et modifié ou extrait en format PDF :



60

Annexe 8 : Paramétrage des SEPAM 1000+ Le logiciel SFT2841 permet de mettre à jour les paramètres de protection du SEPAM et de

modifier les entrées et sorties par rapport aux recommandations du fabricant :

Les vues suivantes permettent de visualiser les entrées et sorties du LOGIPAM :



61

Il est également possible de paramétrer directement les valeurs seuils depuis ces vues

conformément à l’Annexe 10 : Liste des données MODBUS/API/Supervision :



62

Annexe 9 : Liste des adresses Ethernet Equipement Adresse IP Masque réseau Description

PC 192.168.10.1 255.255.255.0 Poste de supervision

Imprimante 192.168.10.2 255.255.255.0 Imprimante

API_CPU 192.168.10.10 255.255.255.0 Port Intégré PROFINET

API_CARTE1 192.168.10.11 255.255.255.0 Carte Industrial Ethernet 1 (Liaisons MODBUS TCP MOXA

et SEPAM)

API_CARTE2 192.168.10.12 255.255.255.0 Carte Industrial Ethernet 2 (Lien Supervision et connexion)

MOXA_1 192.168.10.21 255.255.255.0 Passerelle 1 Modbus TCP MOXA MB 3170










Annexe 10 : Liste des données MODBUS/API/Supervision

Sous-élément Type

info Logique Min Max NivAl Unité Commentaire IO

Adresse

M41

DISC BOOL 2 Discordance Position Ouvert/Fermé

DISC_ORDRE BOOL 2 Défaut d'ouverture/fermeture

STS BOOL 2 Statuts de communication SEPAM

FER BOOL 1 Position disjoncteur fermé SDI I1

OUV BOOL 1 Position disjoncteur ouvert SDI I2

DISC_SEP BOOL 2 Discordance SEPAM TC/Position TS KTS3

DE1 BOOL 3 Déclenchement externe 1 TS KTS4

DEL BOOL 1 Ordre de délestage SDI I12

OFD BOOL 1 Ordre local de fermeture disjoncteur SDI I14

OOD BOOL 1 Ordre local d'ouverture disjoncteur SDI I13

DeGaz BOOL 2 Dégagement gazeux ou baisse de niveau SDI I15

Temp_al BOOL 2 Température Alarme TS KTS26

Temp_Trip BOOL 3 Température Déclenchement TS KTS27

Temp_DS BOOL 3 Défaut sonde de température TS KTS28

Pression_al BOOL 2 Pression Alarme SDI I16

Util_24 BOOL Autre utilisation SDI I24



Présenté par Max Céleste GOUARI MANGAYI Promotion 2016-2017 63


REARM_SEP BOOL 2 SEPAM non réarmé après défaut TS KTS5

EMB BOOL 2 Disjoncteur de ligne Débroché

PST1 BOOL 1 Position Sectionneur Jeu de barre 1 fermé VRAI

PST2 BOOL 1 Position sectionneur Jeu de barre 2 fermé VRAI

CMT_DI BOOL 1 Commutateur local = 0 / distance =1 VRAI

Type2 BOOL Défaut regroupé de type 2 - Alarme

Type3 BOOL Défaut regroupé de type 3 - Défaut

ORD_O BOOL 1 Ordre d'ouverture disjoncteur TC KTC33

ORD_F BOOL 1 Ordre de fermeture disjoncteur TC KTC34

SUP_O BOOL 1 Demande d'ouverture depuis le superviseur

SUP_F BOOL 1 Demande de fermeture depuis le superviseur

SUP_AUT BOOL 1 Autorisation de commande depuis la supervision

I1 REAL A 0 400 A Courant phase I1 TM TM1



U12 REAL A 0 11 kV Tension U21 TM TM9



F REAL A 0 100 Hz Fréquence TM TM16

P REAL B -1000 2260 kW Puissance active TM TM18

Q REAL B -1000 2260 kVar Puissance réactive TM TM20

PHI REAL C -1 1 Facteur de puissance (Cos Phi) TM TM17

EA REAL D 0 1000000 MWh Energie active TM TM29

ER REAL D 0 1000000 MVarh Energie réactive TM TM37

NbrM REAL A 0 65000 Nombre de manœuvres TM TM45

P50_51_1 BOOL 3 Maximum de courant phase (50/51) - F011. F012 TS KTS15

P50N_51N_1 BOOL 3 Maximum de courant terre (50N/51N) - F081 TS KTS16

P46_1 BOOL 3 Déséquilibre / Composant inverse (46) - F451 TS KTS18

P49_1 BOOL 3 Image thermique transformateur (49RMS) -

Déclenchement - F431 TS KTS17

P37_1 BOOL 3 Minimum de courant phase (37) - F221 TS KTS21

P48_51_1 BOOL 3 Blocage rotor (48/51) - F441 TS KTS20

P48_51_3 BOOL 3 Démarrage trop long (48/51) - F441 TS KTS19

P66 BOOL 3 Nombre de démarrage (66) - F421 TS KTS23

P38_49T_al_1 BOOL 2 Alarme température (38/49T) - F461…F466 TS KTS26

P38_49T_1 BOOL 3 Déclenchement température (38/49T) - F461…F466 TS KTS27

P38_49T_al_2 BOOL 2 Défaut sonde température (38/49T) - F461…F466 TS KTS28


Présenté par Max Céleste GOUARI MANGAYI Promotion 2016-2017 64

Annexe 11 : Liste des interfaces de communication

Liste SEPAM/cellules

Lien Modbus MOXA 1

192.168.10.21

Lien Modbus MOXA 2

192.168.10.22

Lien Modbus MOXA 3

192.168.10.23

Lien Modbus MOXA 4

192.168.10.24

Lien Modbus MOXA 5

192.168.10.25

Lien Modbus MOXA 6

192.168.10.26

Lien Modbus MOXA 7

192.168.10.27

Lien Modbus MOXA 8

192.168.10.28

Lien Modbus MOXA 9

192.168.10.29

Lien Modbus MOXA 10

192.168.10.30

1

Départ Transfo PB501A

Tableau PD5011 Cellule 1

SEPAM 2000 T06 Module Modbus 1

Départ transfo PB503



Départ moteur GX301A


SEPAM 1000 M41 Module Modbus 9




Départ pompe PBT4 Tableau PD5011

Cellule 26 SEPAM 2000 T06

Module Modbus 17

Départ transfo PBT3 Tableau PD5011

Cellule 5 SEPAM 1000 M41 Module Modbus 21

Départ transfo PB901A



Départ transfo village DJENO

PD509 Cellule 8c

SEPAM 2000 S04 Module Modbus 29

Départ MER PPN2 PD509

Cellule 6c SEPAM 2000 S08

Module Modbus 33

Départ transfo PB507B PD509

Cellule 7c SEPAM 1000 T82

Module Modbus 37

2

Départ Transfo PB505



Arrivée Transfo PB509



Départ moteur GX301B






Départ Transfo PB901B



Départ pompe PBT4 Tableau PD5011

Cellule 22 SEPAM 1000 M41 Module Modbus 26

Départ réserve PD509

Cellule 2c SEPAM 2000 S04 Module Modbus 30

Arrivée SNE PD509


Module Modbus 38

3

Départ batteries condensateurs

750kVAR Tableau PD5011

Cellule 3 SEPAM 2000 C02 Module Modbus 3

Couplage de barre A et B 5,5kV


SEPAM 2000 B07 Module Modbus 7

Départ moteur GX301C



Départ transfo PB501B



Arrivée GE5 Tableau PD5011

Cellule 14 SEPAM 1000 G87

Module Modbus 23

Cellule 7 - GH1 sans SEPAM

Cellule TP PD509


Module Modbus 31

Départ transfo PB509 PD509

Cellule 1c SEPAM 1000 T82

Module Modbus 39

4

Départ transfo 10IU6101A

(MOHO et ITG) Tableau PD5011

Cellule 4 SEPAM 2000 T06 Module Modbus 4

Départ transfo K-PB901

(TGBT KITINA) Tableau PD5011

Cellule 11 SEPAM 2000 T03 Module Modbus

8

Arrivée Centrale AGGREKO


SEPAM 1000 S41 Module Modbus 12

Arrivée transfo PB501B



Arrivée GE6 Tableau PD5011

Cellule 15 SEPAM 1000 G87

Module Modbus 24

I2 Cellule 19 GH2 sans

SEPAM


Cabine ELEC PD509


Module Modbus 32

Arrivée CEC Poste LT-CEC

(PD520) PD509


Module Modbus 40

Vitesse 19200 19200 19200 19200 19200 19200 19200 19200 19200 19200 Parité Paire Paire Paire Paire Paire Paire Paire Paire Paire Paire

Bit de stop 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

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INSTALLATION ET MISE EN SERVICE D’UN SYSTEME DE …