CONSERVATOIRE NATIONAL DES ARTS ET METIERS CENTRE CNAM-MAROC Etudes techniques du réseau électrique du parc éolien de Midelt Rapport présenté en vue d'obtenir le : « Diplôme d'ingénieur Spécialité Génie électrique » Du Conservatoire National des Art et Métiers Code : « CYC8801A » Par : Omar KHLIFI Soutenu le : 27 Juillet 2021 Jury: Mr G. ROSTRAING Président Jury Mr M. TACHAFINE Référent pédagogique de la filière Génie Electrique, CNAM-Maroc Mr M. TBITBI Encadrant externe Année universitaire 2019/2020 1. Table des matières 1. Table des matières .............................................................................................................. 2 2. Table des figures ................................................................................................................. 4 3. Table des tableaux .............................................................................................................. 6 4. Introduction générale ......................................................................................................... 9 5. CHAPITRE I : Contexte général et cahier des charges ....................................................... 10 1.1 Le contexte général du projet ................................................................................... 10 1.1.1 Présentation d’ADI ............................................................................................. 10 1.1.2 Généralité sur les parcs éoliens ......................................................................... 11 1.1.3 Présentation du projet ....................................................................................... 14 1.2 Cahier des charges du lot génie électrique EBoP (Electrical Balance of Plant) du parc éolien de Midelt .................................................................................................................... 17 6. 1.2.1 Descriptif du projet ............................................................................................ 17 1.2.2 Problématique traitée dans ce rapport.............................................................. 21 1.2.3 Planning de travail .............................................................................................. 22 CHAPITRE II : Etudes électriques et dimensionnements .................................................. 23 1.3 1.3.1 Configuration des liaisons électriques du réseau inter-éolien .......................... 23 1.3.2 Méthodologie du calcul des sections de câbles HTA et connexions aériennes . 24 1.3.3 Calcul des sections théoriques ........................................................................... 27 1.3.4 Récapitulatif des sections choisies ..................................................................... 33 1.4 7. Etude du LoadFlow et des courant de court-circuit .................................................. 35 1.4.1 Rappel sur le transit de puissance dans un réseau électrique ........................... 35 1.4.2 Les données spécifiques du parc éolien de Midelt ............................................ 39 1.4.3 Power flow et l’aptitude du parc à générer/absorbé l’énergie réactive ........... 42 1.4.4 Analyse des courants de court-circuit ................................................................ 46 CHAIPTRE III : Elaboration du plan de protection ............................................................. 58 1.5 Généralité .................................................................................................................. 58 1.5.1 Définition ............................................................................................................ 58 1.5.2 Fonction de protection ....................................................................................... 58 1.5.3 Sélectivité ........................................................................................................... 60 1.6 2 Calcul des sections des câbles HTA ........................................................................... 23 Plan de protection de la partie HTA .......................................................................... 62 1.6.1 La fonction surcharge thermique F49 ................................................................ 63 1.6.2 La fonction différentielle transformateur 87T ................................................... 64 1.6.3 Les fonctions maximums de courant (50/51 + N + 50G et 67) .......................... 66 1.7 Les réglages................................................................................................................ 69 1.7.1 Séquence de déclenchement en cas de défaut ................................................. 69 1.7.2 Réglage des protections ..................................................................................... 70 8. Conclusion générale .......................................................................................................... 73 9. Annexes ............................................................................................................................. 76 10. 3 Bibliographie ................................................................................................................. 93 2. Table des figures Figure 1: Offre d'activité d'ADI [1]............................................................................................ 10 Figure 2: Expertise d'ADI [1] ..................................................................................................... 11 Figure 3: évolution du parc éolien mondial [2] ........................................................................ 12 Figure 4:Aérogénérateur classique tripale à génératrice rapide - coût de production [3] ..... 12 Figure 5:Travaux du lot GC dans un parc éolien ...................................................................... 13 Figure 6: TRAVAUX DU LOT GE DANS UN PARC EOLIEN .......................................................... 13 Figure 7: Travaux du lot turbinier dans un parc éolien ........................................................... 13 Figure 8: Situation géographique du parc éolien de Midelt [4] ............................................... 14 Figure 9: Intervenant du projet midelt wind farm [4] .............................................................. 15 Figure 10: Rabattement de la Ligne électrique 225KV ONEE [6] ............................................. 18 Figure 11: Distribution du réseau inter-éoliens 33KV [6] ........................................................ 19 Figure 12: Schéma unifilaire de principe du poste électrique du parc éolien de midelt [6] ... 20 Figure 13: Configuration de la liaison turbine -poste électrique ............................................. 23 Figure 14: Mode de poste d'une liaison hta des câbles du réseau inter-éolien [8]................. 24 Figure 15: Méthodologie de choix des sections des câbles ..................................................... 25 Figure 16: Formule de calcul des sections des connexion aériennes au passage des courant permanents [9] ......................................................................................................................... 26 Figure 17: Abaque de GUT et GRUNDBERG [9] ........................................................................ 26 Figure 18:Modélisation série d’une ligne de transport ........................................................... 36 Figure 19:Diagramme des tensions correspondant à la figure 18 ........................................... 36 Figure 20:Schéma en Π représentant une ligne ....................................................................... 38 Figure 21:Vue générale du modèle du parc éolien de midelt.................................................. 40 Figure 22: WTG Type full converter ......................................................................................... 41 Figure 23: Caractéristique P(Q) de la WTG SWT-DD-130 4.2 de siemensgamesa .................. 42 Figure 24:Capacité du parc à fournir la puissance réactive à une tension 0.9pu- diminution de la puissance active .................................................................................................................... 43 Figure 25: Charge de quelques grappes à la tension 0.9pu ..................................................... 44 Figure 26: Charge des transformateurs de puissance et position des prises des régleurs...... 44 Figure 27: Capacité du parc à absorber la puissance réactive à la tension réseau 1.087pu ... 45 Figure 28: Charge de quelques grappes à la tension 1.087pu ................................................. 45 Figure 29: Charge des transformateurs de puissance à la tension 1.087pu ........................... 46 Figure 30:Les différents types de courts-circuits ..................................................................... 47 Figure 31: Schéma simplifié d'un réseau.................................................................................. 47 Figure 32:présentation graphique et décomposition du courant d’un court-circuit s’établissant en un point éloigné d’un alternateur .................................................................. 48 Figure 33:rappel et présentation graphique des deux cas extrêmes d’un courant de courtcircuit, symétrique et asymétrique .......................................................................................... 49 Figure 34:Variation du facteur κ en fonction de R / X ............................................................. 50 Figure 35: le courant de court-circuit actif et réactif fournie par une éolienne full converter 53 4 Figure 36: Evolution du courant Icc fourni par une éolienne full converter de Siemens ........ 54 Figure 37: Régime de neutre du parc éolien de midelt ( BPN) ................................................ 56 Figure 38:Principe de fonctionnement d'un relais de protection numérique [13] ................. 59 Figure 39:principe du déclenchement à temps indépendant .................................................. 59 Figure 40: Principe du déclenchement à temps dépendant .................................................... 60 Figure 41: Différents types de sélectivité ................................................................................. 61 Figure 42: Plan de protection du transformateur de puissance .............................................. 62 Figure 43: Plan de protection des arrivées grappes................................................................. 63 Figure 44:Comportement de température pour différents courants de surcharge (Facteur K = 1,1)............................................................................................................................................ 64 Figure 45: Principe de la protection différentielle transformateur ......................................... 65 Figure 46: Caractéristiques de fonctionnement de la 87T ....................................................... 66 Figure 47: Fonction de protection F50 à temps Independent ................................................. 67 Figure 48:La fonction de protection F51 à temps dépendent ................................................. 67 Figure 49: Illustration du rôle des protections directionnelles ................................................ 68 Figure 50:Caractéristique de fonctionnement d'une protection à maximum de courant directionnel .............................................................................................................................. 68 5 3. Table des tableaux Tableau 1: Chiffres et jalon majeurs du parc éolien de Midelt [5] .......................................... 17 Tableau 2: Principe de réparation des éoliennes du parc de Midelt [6] .................................. 21 Tableau 3: Températures maximales admissible par les connexions Almélec [9]................... 28 Tableau 4: Tableau 52E des mode de pose de la NF13-200 [11] ............................................. 29 Tableau 5: Coefficients de déclassement ................................................................................. 30 Tableau 6: Tableau 52J de la NF13-200 des intensités dans les câbles 18/30 (36) kV en PR .. 31 Tableau 7: Tableau527A-valeurs K-B [11] ................................................................................ 32 Tableau 8: récapitulatif des sections retenues ........................................................................ 34 Tableau 9: Caractéristique des transformateurs des WTG et de puissance ............................ 40 Tableau 10: Caractéristiques des câbles HTA........................................................................... 41 Tableau 11: Caractéristiques du réseau ONEE au point de raccordement .............................. 41 Tableau 12: Courant maximal fourni lors d'in défaut par l'éolienne full converter de siemens .................................................................................................................................................. 53 6 Remerciement Au terme de ce travail, je tiens à remercier ma profonde gratitude à mon professeur et encadrant M. Mohamed Y. TACHAFINE pour son suivi et pour son énorme soutien qu’il n’a pas cessé de me prodiguer tout au long de la période de réalisation de ce travail. Je tiens également à remercier mes encadrants externes M. Mohammed Amine TBITBI, pour le temps qu’il m’a consacré et pour les précieuses informations qu’ils m’a fournies avec intérêt et compréhension. J’adresse aussi mes vifs remerciements aux membres du jury pour avoir bien voulu examiner et juger mon travail. Mes remerciements vont à toute ma famille, auprès de laquelle j’ai trouvé le soutien, surtout à mon épouse qui n’a jamais cesser de m’inspirer l’encouragement et la confiance en moi. 7 Résumé Le parc éolien de Midelt de 180 MW entre dans le cadre de la politique marocaine qui s’est engagée à produire 52% de sa production en énergie électrique à partir de sources renouvelables. Cependant, la construction et l’exploitation de ce parc ne peuvent commencer qu’après avoir effectué les études nécessaires traitant son fonctionnement en régime normal et en cas de perturbations. A cette fin, des études techniques ; à savoir le calcul des sections des câbles, l’analyse de l’écoulement de charge, le calcul des courants de courts-circuits et le réglage des protections, ont été réalisées afin d’assurer le fonctionnement du parc suivant les normes qui organisent ce genre de projets qui ne cessent de présenter de vrais problèmes lors de raccordement au. Abstract The 180 MW Midelt wind farm is a part of the Moroccan policy that has committed to produce 52% of its electricity production by renewable ressources. However, the operation of this wind farm can only begin after having carried out the necessary studies dealing with its operation under normal conditions and in the event of disturbances. Therefore, technical studies (calculation of cable cross-sections, load flow analysis, calculation of shortcircuit currents and adjustment of protections…) have been carried out in order to ensure the functioning of the park according to the standards that organize this type of projects which constantly present real problems when connecting to the network. 8 4. Introduction générale Le parc éolien 180 MW de Midelt s’inscrit dans le cadre du projet intégré 850MW éolien dont l’appel d’offre a été initié par l’ONEE, pour accompagner la stratégie nationale à atteindre 52% de la production d’électricité à partir de sources renouvelables. Le projet a été adjugé en faveur du groupement NAREVA-ENEL et le turbinier SIEMENS-GAMESA. Cependant, la construction et l’exploitation de ce parc ne peuvent commencer qu’après avoir réalisé et validé les études de dimensionnement nécessaires traitant son fonctionnement en régime normal et en cas de perturbations. A cette fin, des études techniques, à savoir le calcul des sections des câbles, l’analyse de l’écoulement de charge, le calcul des courants de court-circuit et le choix du plan de protection et le réglage des protections, ont été réalisées afin d’assurer la sûreté et la sécurité du parc suivant les normes en vigueurs pour ce genre de projets, et afin de respecter le GRID CODE du gestionnaire du réseau électrique. Ce projet s’articule autour de plusieurs axes à savoir le dimensionnement des câbles, l’analyse du fonctionnement normal, le réglage des protections et en fin l’analyse du « Grid Code Compliance Study ». Ceci donne lieu à une organisation du travail selon trois chapitres. Dans le premier chapitre, on présentera tout d'abord, le contexte général du projet à savoir l’entreprise dans laquelle je collabore actuellement ainsi que le projet constituant la base de l’étude réalisée. Le second chapitre sera consacré aux études électriques et dimensionnements, notamment le calcul des sections des câbles ainsi que l’analyse des flux de puissance et des courants de court-circuit. Le dernier chapitre sera consacré à l’élaboration des réglages des protections et l’étude de sélectivité du JDB HTA. 9 5. Chapitre I : Contexte général et cahier des charges 1.1 Le contexte général du projet Ce chapitre a pour but d’introduire brièvement la société où je travail, ses principales activités et ses différents départements. Il a aussi l’objectif de décrire le contexte du projet et l’architecture du parc éolien de Midelt. 1.1.1 Présentation d’ADI Parmi les leaders nationaux dans le développement territorial, ADI est une société d’ingénierie pluridisciplinaire exerçant l’activité d’Ingénierie Conseil et d’Assistance à Maîtrise d’Ouvrage. Active depuis 1976, ADI est un acteur clé dans la mise en œuvre de grands projets d’envergure dans le Royaume et à l’international, à travers une équipe multidisciplinaire hautement qualifiée, une expertise solide et une riche expérience acquise tout au long des années par la réalisation de nombreuses prestations d’ingénierie de référence à l’échelle nationale et internationale comptant ainsi à son actif plus de 820 références. Depuis 2012, ADI est certifiée, selon les normes Qualité ISO 9001 V2008, pour l’ensemble de ses activités et en phase de transition vers la version V2015. F IGURE 1: OFFRE D 'ACTIVITE D 'ADI [1] 10 ADI offre une large panoplie de services d’ingénierie comme illustré sur la Figure 1. Actuellement j’opère au sein du département énergie en tant que chef de projet énergie électrique. Le département a pour vocation, le développement des projets dans les domaines des parcs éoliens, les centrales thermiques et photovoltaïques, les infrastructures électriques, et l’efficacité énergétique. F IGURE 2: EXPERTISE D 'ADI [1] Le domaine d’expertise d’ADI commence depuis les études de faisabilités jusqu’au suivi de réalisation des projets et leur mise en service finale comme montré sur Figure 2. 1.1.2 Généralité sur les parcs éoliens La libéralisation du secteur électrique favorise fortement la connexion de nouveaux moyens de production électrique. Dans ce contexte, la production d'électricité devient une activité à part entière. Elle peut être réalisée soit par des entreprises électriques d’état, soit par de nouvelles entreprises privée qui se lancent dans la production d'électricité. Les moyens utilisés pour la production d'électricité sont très variés. Il y a les centrales de cogénération, les centrales hydrauliques, les parcs éoliens et les centrales photovoltaïques. Le premier pays qui a utilisé les éoliennes pour produire de l'électricité fut le Danemark à la fin du 19ème siècle. Au début du 20ème siècle des éoliennes furent installées en Europe et aux Etats-Unis. Fin 2018, plus de 591 GW éoliens étaient installés dans le monde. Mais les aérogénérateurs produisent encore moins de 4 % de l’électricité mondiale [2] 11 F IGURE 3: EVOLUTION DU PARC EOLIEN MONDIAL [2] Les aérogénérateurs, ou éoliennes, transforment l'énergie cinétique de l'air (le vent) en énergie électrique. Cette source d'énergie, qui commence à atteindre sa maturité technologique dans le monde, est de plus en plus répandue grâce à son fort attrait écologique. L'énergie primaire est gratuite et l'impact environnemental est assez réduit. F IGURE 4:AEROGENERATEUR CLASSIQUE TRIPALE A GENERATRICE RAPIDE - COUT DE PRODUCTION [3] La construction des parcs éoliens est un domaine pluridisciplinaire qui fait intervenir des sociétés du génie civil, des sociétés du génie électrique et des constructeurs des éoliennes qu’on nomme communément turbinier. Les efforts de ces entreprises sont coordonnés et initialisés par des groupements de sociétés qu’on nomme les développeurs des parcs éoliens. Chaque parc éolien est subdivisé en trois principaux lots : - 12 Le lot Génie civil : c’est la partie qui s’occupe de la réalisation des piste d’accès, des fondations des éoliennes, ainsi que les plateformes de montage. F IGURE 5:T RAVAUX DU LOT GC DANS UN PARC EOLIEN - Le lot génie électrique : c’est la partie qui s’occupe de la réalisation des infrastructures électriques tel que les réseau inter-éolien, le poste électrique d’évacuation, ainsi que les lignes électriques de raccordement au réseau ONEE. F IGURE 6: TRAVAUX DU LOT GE DANS UN PARC EOLIEN - Le lot turbinier : c’est la partie du projet qui s’occupe de la fabrication et le montage des éoliennes dans le parc. F IGURE 7: T RAVAUX DU LOT TURBINIER DANS UN PARC EOLIEN 13 1.1.3 Présentation du projet Le site du parc éolien de Midelt est situé à environ 6 km à vol d’oiseau au nord-est de la ville de Midelt, à une altitude d’environ 1600 m au-dessus du niveau de la mer. Il est bordé au nord par Oued Moulouya, à l’ouest par la route de Midelt-Mibladen et au sud par la nationale N15 (Midelt-Errachidia). F IGURE 8: SITUATION GEOGRAPHIQUE DU PARC EOLIEN DE MIDELT [4] Le parc éolien de Midelt a une capacité de 180 MW, avec un productible moyen net estimé à environ 550.2 GWh/an. Le délai de réalisation est de 24 mois avec une mise en service commerciale du parc pour le quatrième trimestre 2020 [4]. Les Contrats du projet ont été établis en deux principaux lots : Le premier lot comporte la fabrication, le transport sur site, le montage, les tests, les essais de performance et la mise en service de 50 turbines éoliennes SWT- 130 DD-3,6 MW, qui peuvent être boostées à 4.2MW, avec le système SCADA correspondant. Ce lot a été confié par Midelt Wind Farm (MWF) à Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE). 14 Le second lot consiste en la réalisation de tous les travaux de Génie Civil (les fondations, les pistes d'accès, les plateformes et des tranchées MT) et travaux Génie Electriques (Ligne THT, Réseau interne et Poste électrique, avec le système SCADA correspondant). Ce lot a été confié par MWF à l’entreprise marocaine : Construction Management Services (CMS). Midelt Wind Farm (MWF) est une société anonyme incorporée par Nareva Enel Green Power Morocco (NEGPM) et l’ONEE avec une participation de 65% (NEGPM) et 35% (ONEE). NEGPM est une société anonyme incorporée par Enel Green Power Morocco (50%) et Nareva Renouvelables (50%), c’est le consortium adjudicataire de l’appel d’offres du Projet Eolien Intégré (PEI) 850 MW. NEGPM a géré la construction du projet éolien Midelt pour le compte de la société de projet Midelt Wind Farm. Les intervenants du projet sont présenter sur la Figure 9. F IGURE 9: INTERVENANT DU PROJET MIDELT WIND FARM [4] 15 16 1.2 Cahier des charges du lot génie électrique EBoP (Electrical Balance of Plant) du parc éolien de Midelt 1.2.1 Descriptif du projet Le tableau ci-dessous représente les chiffres clés du projet Midelt Wind Farm : Chiffres et Jalons majeurs du projet Capacité totale du parc 180 MW Nombres d'éoliennes 50 turbines éoliennes Capacité nominale unitaire 4,2 MW Hauteur du moyeu 85 m Diamètre du rotor 130 m Production totale par an 550.2 GWh/an Budget global du Projet 2,5 Milliards MAD TABLEAU 1: CHIFFRES ET JALON MAJEURS DU PARC EOLIEN DE MIDELT [5] Le Maitre d’ouvrage a prévu la consistance des travaux du lot EBoP suivante : La construction du poste d’évacuation et du réseau inter-éolien 33KV du parc éolien de Midelt, ainsi que le rabattement de la ligne 225 kV Errachidia-Mibladen et le raccordement sur le nouveau poste d’évacuation 225/33KV de 130MVA. Les études, les fournitures THT/MT/BT, le transport, les travaux de montage de l’appareillage électrique, les travaux de raccordement, les travaux de génie civil, les tests et essais, ainsi que la mise en service des installations suivantes, regroupées en deux lots [6] : Lot 1 : Ce lot est constitué : Du rabattement en deux lignes simple terne depuis le poste 225 kV du parc éolien de Midelt vers la ligne 225 kV Errachidia-Mibladen comme illustré sur la Figure 10. D’un réseau inter-éolien composé de l’ensemble des réseaux électriques MT, BT et fibres optiques aériens et souterrains. Ce réseau devra assurer les liaisons intermédiaires entre les aérogénérateurs, ainsi qu’entre les aérogénérateurs et le poste d’évacuation selon le layout électrique présenté sur la Figure 11. Lot 2 : Ce lot concerne : 17 La construction d’un poste électrique d’évacuation 33/225 kV de type ONEE. La structure du poste comprend un jeu de barres principal et un jeu de barres de transfert, deux transformateurs de puissance 130 MVA), 16 cellules MT, et sera réalisé en technologie AIS (poste électrique à isolement dans l’air) selon l’unifilaire de la Figure 12. Tout le matériel nécessaire à la télé-conduite du poste à partir du dispatching ONEE à Casablanca et du centre de télégestion NAREVA à Casablanca sera fourni, installé, raccordé et testé par le Contractant. F IGURE 10: RABATTEMENT DE LA LIGNE ELECTRIQUE 225KV ONEE [6] 18 F IGURE 11: D ISTRIBUTION DU RESEAU INTER-EOLIENS 33KV [6] 19 F IGURE 12: SCHEMA UNIFILAIRE DE PRINCIPE DU POSTE ELECTRIQUE DU PARC EOLIEN DE MIDELT [6] 20 Le parc éolien a été subdivisé en quatre tranches, chaque tranche est constituée d’un ensemble de grappes dont chacune regroupe un ensemble d’éolienne totalisant une puissance allant de 20 à 25 MW par grappe. Cette répartition est montrée clairement sur le tableau suivant et l’unifilaire simplifier générale en Annexe 1: Unifilaire simplifié . TABLEAU 2: PRINCIPE DE REPARATION DES EOLIENNES DU PARC DE MIDELT [6] 1.2.2 Problématique traitée dans ce rapport L’exploitant du parc éolien, à l’instar de tout producteur d’électricité, doit fournir une bonne qualité de service. Il a intérêt à ce que la production éolienne soit exploitée dans les meilleures conditions. Par ailleurs, l’intégration à grande échelle des parcs éoliens pose aux réseaux d’énergie électrique de nouvelles contraintes par rapport aux sources d’énergies conventionnelles dont le comportement est bien maitrisé. La contrainte essentielle de l’intégration des parcs éoliens dans les systèmes électriques est liée au caractère de variabilité. La puissance électrique produite par les éoliennes est fluctuante [7]. Afin de produire une énergie électrique de bonne qualité, ce projet de fin d’études a pour objectif de faire les études techniques du parc éolien 180 MW de Midelt et d’analyser l’impact de son raccordement au réseau, tout en respectant les normes et les règlementations en vigueurs. Les missions qui m’ont été accordées consistent à faire l’étude technique du parc concernant les parties suivantes : Détermination des sections des câbles ; Analyse du Load-Flow et la détermination des courant de court-circuit afin de vérifier le choix des équipements du réseau HTA inter-éolien, et la simulation de raccordement du parc éolien ; Elaboration du plan de protection de la partie HTA ; 21 1.2.3 Planning de travail Le travail a été effectué selon le planning suivant : 22 6. Chapitre II : Etudes électriques et dimensionnements 1.3 Calcul des sections des câbles HTA Le dimensionnement des câbles électriques est une étape essentielle lors de l’étude et du dimensionnement des installations électriques, en effet on doit éviter tout surdimensionnement et/ou sous-dimensionnement. D’un côté, le surdimensionnement entraine des frais supplémentaires, non nécessaires et donc des dépenses sans utilité, sinon de l’autre côté le sous-dimensionnement entraine des échauffements non désirés au niveau des câbles, mais aussi au niveau de la totalité de l’installation électrique connectée aux câbles. Il est judicieux alors de bien dimensionner les canalisations en vue d’un bon fonctionnement de l’installation tout en respectant les normes exigées par le maitre d’ouvrage. Pour ce faire on travaille avec la norme NF C13-200 version 2009 qui est applicable pour les tensions inférieures ou égales à 36 kV, car le réseau du parc est sous un tension de 33 kV, et le cahier des spécifications techniques générales de l’ONEE. 1.3.1 Configuration des liaisons électriques du réseau inter-éolien Comme montré sur Annexe 1: Unifilaire simplifié, les éoliennes sont regroupées par grappe par des liaisons souterraine. Chaque grappe est liée au JDB HTA (jeux de barre HTA) du poste de transformation par une liaison aéro-souterraine (majoritairement aérienne). Chaque JDB HTA est lié au transformateur de puissance par une liaison dans des caniveaux. La Figure 13 illustre clairement cette configuration. F IGURE 13: C ONFIGURATION DE LA LIAISON TURBINE - POSTE ELECTRIQUE 23 Les câbles électriques unipolaires sont posés directement au sol dans des tranchées avec une disposition en nappe. La Figure 14 illustre ce mode de pose. F IGURE 14: MODE DE POSTE D 'UNE LIAISON HTA DES CABLES DU RESEAU INTER-EOLIEN [8] 1.3.2 Méthodologie du calcul des sections de câbles HTA et connexions aériennes En conformité avec les recommandations de la norme NF C 13-200, le choix de la section des canalisations doit satisfaire plusieurs conditions nécessaires à la sécurité de l’installation. Le logigramme suivant résume le principe de la démarche de calcul des sections des câbles : 24 F IGURE 15: METHODOLOGIE DE CHOIX DES SECTIONS DES CABLES La détermination de la section S1 justifie que le câble peut supporter le courant admissible Iz de façon permanente. Le choix de la section S2 montre que le câble peut supporter les contraintes thermiques engendrées par un courant de court-circuit Icc sans dépasser la température maximale admissible. La section S3 de la chute de tension. La section du conducteur ultime à retenir est celle qui est la plus grande de ces trois sections après vérification de la tenue aux courants de défaut des armatures des câbles. Pour les connexions aériennes, la vérification se fait à l’aide des équations exigées par le gestionnaire du réseau marocain ONEE dans son cahier des spécifications générales des installation THT (CSTG) [9]. 25 F IGURE 16: F ORMULE DE CALCUL DES SECTIONS DES CONNEXION AERIENNES AU PASSAGE DES COURANT PERMANENTS [9] La vérification de l’échauffement des connexions aériennes suite à un court-circuit se fait par l’abaque de Gut et Grundberg en fonction du produit I².t avec I la densité du courant en A/mm² et t la durée du court-circuit en seconde. F IGURE 17: A BAQUE DE GUT ET GRUNDBERG [9] 26 1.3.3 Calcul des sections théoriques Le tronçon qui est retenu comme cas d’étude dans cette section est l’artère principale qui lie la grappe09 au poste électrique. Les sections calculées sont récapitulées dans le Tableau 8: récapitulatif des sections retenues. L’artère principale qui lie la grappe09 au poste électrique est constituée d’une liaison aérienne en câbles Almélec 288mm² d’une longueur d’environ 8 km, et d’une liaison souterraine en câble Al 630mm². Les fiches techniques de ces câbles sont données en Annexe 2. 1.3.3.1 Liaison aérienne 1.3.3.1.1 Calcul du courant permanent : Le nombre des turbines de la grappe09 est de cinq turbines dont chacune possède un transformateur de 4.3MVA (voir Annexe 3). La puissance totale acheminée vers le poste électrique est de 21.5MVA, ce qui donne un courant de : Ib = s √3 ⋅ U = 21500 √3 ⋅ 33 = 376,2A En utilisant la formule de la Figure 16 pour calculer les deux termes de l’équation on trouve les résultat suivant : 1er terme = 𝐼 2 ⋅ 𝑅 ⋅ [1 + 𝑘(𝑇 − 20)] + 𝛼 ⋅ 𝑠𝑖̇ ⋅ 𝑑 2ème terme = 8,55.(T-To).(V.d)0,448 + E.σ.π.d.[(T+273)4 –(To+273)4] avec : 27 R la résistance du conducteur en courant continu à 20°C en Ω/m = 0.115x10-3 [10] K Coefficient de température en C°-1 = 0.0036 [9] T température Max de fonctionnement du conducteur = 85C° [9] α Coefficient d’absorption solaire =0.5 [9] Si intensité du rayonnement solaire W/m²=900 [9] d le diamètre du conducteur en m 22.05x10-3 [10] To température ambiante = 50C° [6] V vitesse du vent transversal en m/s = 3 (Vitesse minimale de fonctionnement des turbines) E pouvoir émissif par rapport au corps noir= 0.6 [9] σ. Constante de Stéfan en w/m²= 5.7x10-8 [9] Ce qui donne : I²x0.000115 x [1+0.0036(85-20)] + 0.5 x 900x0.02205 = 8.55 x (85-50) x (3 x 0.02205)0.448 + 0.6x5.7x10-83.14 x 0.02205 x [(85+273)4- (50+273)4] 0.14191x10-3xI²+9.9225 = 101.768 => I=804.5A On conclut que le conducteur Almélec 288mm² peut transiter une intensité de 804.5A, alors que le courant de la grappe est de 376.2 A. 1.3.3.1.2 Vérification de la contrainte thermique à Icc : Le courant de court-circuit de dimensionnement avec lequel on va vérifier la section est le courant Icc maximum obtenus lors de la simulation du réseaux inter-éolien sur la grappe09 (Voir Annexe 4 : résultats de simulation des courants de court-circuit). Il est égal à 19.2 kA. Le temps de court-circuit est de 1 seconde. Pour utiliser l’abaque de Gut et Grundberg, il faut calculer le terme I²xt, avec I est la densité du courant en A/mm². I²xt=(19200/288)2x1= 4444,5 A/mm² (Voir Figure 17) D’après l’abaque, la valeur de l’échauffement causé par ce courant de court-circuit dans un câble Almélec est de 60C°. En ajoutant cette élévation à la température de fonctionnement du conducteur qui de 85C°, le conducteur peut atteindre une température de 145C°. Cette valeur reste inférieure à 220C° exigée par le CSTG ONEE pour ce type de câble. TABLEAU 3: TEMPERATURES MAXIMALES ADMISSIBLE PAR LES CONNEXIONS A LMELEC [9] 1.3.3.2 Liaison souterraine 1.3.3.2.1 Calcul du courant admissible Pour pouvoir calculer le courant admissible à partir du courant d’emploi, il faut statuer sur le mode de pose de la liaison pour déterminer les coefficients de déclassement à prendre en compte pour cette liaison. 28 Dans notre cas, la liaison souterraine de l’artère principale de la grappe 09 est posée dans une tranchée normale, où les câbles sont posés en nappe directement au sol comme indiqué sur Figure 14. Selon le tableau 52E de la NF 13-200 les modes de pose correspondant pour ce cas est le 62 : les câbles directement enterrés. TABLEAU 4: T ABLEAU 52E DES MODE DE POSE DE LA NF13-200 [11] Donc les coefficients à adopter selon le Tableau 4 , à savoir K=K12xK13xK14xK15 pour les câbles en tranchée normale. Avec : 29 [11] Les intensités du courant qu’il faut déclasser pour avoir le courant admissible dans le câble sont présentés dans Tableau 6. Pour notre cas d’étude, la section des câbles est 630mm² aluminium avec l’isolation en PR comme indiquer sur la fiche technique dans l’Annexe 2. Le courant à déclasser est égal à 727A dans les conditions suivantes : - Un seul circuit sans proximité thermique ou électrique Température du sol 20°C Résistivité thermique du sol 1K.m/W Profondeur de pose 0.8m Or les conditions du site sont - Température du sol 25°C [6] La résistivité du sol 1.2K.m/W [12] La profondeur de pose 1m Les câble posé selon la Figure 14 Le tableau suivant résume les valeurs des coefficients de déclassement K12-K13-K14-K15- qui ont été extraits respectivement des tableaux de la norme NF13-200 , 52 K12- 52K13-52K1452K15-. [11] K12 0.95 K13 K14 K15 0.93 0.97 0.84 TABLEAU 5: C OEFFICIENTS DE DECLASSEMENT D’où : K’= 0.95x0.93x0.97x0.84 30 alors K’= 0.719 TABLEAU 6: T ABLEAU 52J DE LA NF13-200 DES INTENSITES DANS LES CABLES 18/30 (36) KV EN PR On conclus que le câble AL 630mm² 18/30 (36)kV peut supporter le courant : I= 727x0.719 I= 523.3A Or le courant maximale de la grappes 09 est 376A comme calculé plus haut. 1.3.3.2.2 Vérification de la contrainte thermique dû au courant de court-circuit La formule de vérification de la contrainte thermique dû au courant de court-circuit est la suivante : 31 [11] Où S= 630 [6] ; T =1 s [6] ; K= 148 [tableau 527A] ; Β= 228 ; Θi = 90 °C ; Θf = 250°C TABLEAU 7: T ABLEAU 527A-VALEURS K-B [11] D’où IAD= 59.5 kA Or le courant de court-circuit maximal de dimensionnement de la parie HTA est de 19,2kA pour une durée de 1 seconde. On conclut que le câble va supporter la contrainte thermique dû au courant de court-circuit. 1.3.3.2.3 Vérification de la tenue de l’écran du câble au courant de défaut La liaison du neutre à la terre est effectuée par une bobine point neutre (BPN), dimensionnée pour limité le courant de défaut à la terre à 600A [6]. 32 Selon la fiche technique du câble est doté d’un écran en aluminium. Selon la spécification du fournisseur, la section de l’écran est capable de supporter un courant de défaut égale à 3.7 kA. Ce courant de défaut est bien supérieur au courant limité par la BPN, donc on conclut que l’écran du conducteur peut supporter les contraintes thermiques. 1.3.3.3 Vérification de la chute de tension La formule utilisé pour vérifier la chute de tension selon la norme NFC13-200 est la suivante : Avec : - - u est la chute de tension en volte b est étant égal à 1.732 pour le système triphasé ƿ1/S étant la résistance linéique dans les conditions normales soit 1.25 celle à 20°C (0.12 ohm/km pour le câble Almélec à 20°C et 0.06307 ohm/km à 90°C pour le câble 630mm²) L étant la longueur de la liaison (8km pour le câble Almélec et 0.17 km pour le câble 630mm²) ʎ étant la réactance linéique (0.274 ohm/km pour le câble Almélec et 0.1 ohm/km pour le câble 630mm²) Cos(θ)= 0.9 et sin(θ)= 0.43 Tout calcul fait on obtient : u= 1177V Cela représente 3.56% de la tension nominal du réseau HTA 33kV. Ce pourcentage est acceptable et se trouve en deçà de 5% exigé par le CPS. 1.3.4 Récapitulatif des sections choisies Le tableau suivant récapitule les sections du réseau inter-éolien retenue pour le projet de Midelt : 33 Portée Section mm² Alu 600 450 498 588 194 150 150 150 240 400 630 630 654 194 250 770 671 316 150 150 150 150 240 400 630 630 GRAPPE N° 1 MD01 - MD02 MD02 - MD03 MD03 - MD04 MD04 - MD05 MD05 - Py (A-S) Py (A-S) - Poste 33kV N° mât Portée Section mm² Alu 845 905 488 478 200 323 296 150 150 150 240 400 400 400 630 630 635 1311 747 651 580 183 160 150 240 240 240 400 630 630 662 262 212 526 520 1130 106 168 240 240 240 240 400 630 630 630 Portée Section mm² Alu 486 833 559 669 532 249 156 150 150 240 400 630 630 630 722 204 313 1000 325 321 321 162 150 150 240 150 400 400 630 630 1666 664 775 869 166 168 150 150 240 400 630 630 GRAPPE N° 6 MD40 Bis - MD51 MD51 - Py (A-S) Py (A-S) - MD48 MD48 - MD29 MD29- MD28 Bis MD28 Bis -MD26 MD26 - Py (A-S) Py (A-S) - Poste 33kV 1110 578 108 1022 1422 902 106 150 150 240 400 630 630 630 GRAPPE N° 7 GRAPPE N° 4 MD15 - MD16 MD16 - MD17 MD17 - MD18 MD18 - MD19 MD19 - MD20 Bis MD20 Bis - Py (A-S) Py (A-S) - Poste 33kV Section mm² Alu Tranche 02 GRAPPE N° 3 Py (A-S) - Poste 33kV MD 31 Bis - 30 Bis MD 30 Bis - MD24 MD22 - MD23 MD23- MD24 MD24- MD25 MD25- Py (A-S) Py (A-S) - Poste 33kV Tranche 03 MD09 - MD11 MD11 - MD12 MD12 - MD13 MD13 - MD14 MD14 - Py (A-S) Py (A-S) - MD21 MD21 -Py (A-S) Portée GRAPPE N° 5 GRAPPE N° 2 MD49 - MD58 Bis MD58 Bis - Py (A-S) Py (A-S) - MD06 MD06 - MD10 MD10 - MD 07 MD07 - Py (A-S) Py (A-S) - Poste 33kV N° mât Tranche 01 N° mât N° mât Tranche 04 MD32 - MD 33 MD33 - MD34 MD34 -MD35Bis MD35Bis - MD36 MD36 - MD 37 MD37 - Py (A-S) Py (A-S) - Poste 33kV GRAPPE N° 8 MD43 - MD42 MD42 - Py (A-S) Py (A-S) - MD41 MD39 - MD 41 MD41 - Py (A-S) Py (A-S) - MD 38 MD 38 - Py (A-S) Py (A-S) - Poste 33kV GRAPPE N° 9 MD44 - MD45 MD45 - MD46 MD47 -MD46 MD46 -MD50 MD50 - Py (A-S) Py (A-S) - Poste 33kV TABLEAU 8: RECAPITULATIF DES SECTIONS RETENUES 34 1.4 Etude du LoadFlow et des courant de court-circuit Les réseaux de transport et d’interconnexion à très haute tension assurent la liaison entre les centres de production et les grandes zones de consommation. Ils permettent d’acheminer, là où elle est consommée, l’énergie produite à un instant donné. Ils permettent aussi, d’échanger de la puissance, à travers les lignes d’interconnexion, entre grandes zones relevant de gestionnaires de réseaux différents. Cependant, afin d'atteindre des objectifs tels que la continuité et la sécurité de l'approvisionnement en électricité, avec un niveau élevé d'énergie éolienne dans le réseau électrique, il faut faire face à de nouveaux défis ainsi que de nouvelles approches dans l'exploitation du système électrique. C'est pourquoi certains gestionnaires des réseaux électriques ont publié des codes de réseau nommés « Grid Code » dédiés à la connexion des parcs éoliens au réseau électrique de transport et / ou distribution. L’ONEE en tant que gestionnaire de réseau électrique, exige à chaque développeur, que le parc Eolien à construire doit permettre la fourniture et l’absorption de réactif aussi bien parc en production que parc sans production (sans vent). Le parc doit au moins absorbé de 0 à 30% de sa puissance nominale, et de fournir au moins de 0 à 40% de sa puissance nominale en réactif, Tout en fonctionnant dans une plage de tension entre +8.7% et -10% de la tension nominale [6]. Cette exigence permettrait au parc éolien de jouer un rôle de support dans la régulation dynamique de la tension du réseau électrique. Cette section sera consacrée à l’analyse du loadflow et des performances du parc éolien de Midelt, ainsi de sa capacité à répondre aux exigences du gestionnaire du réseau électrique (ONEE), notamment en matière de fourniture et d’absorption du réactif. 1.4.1 Rappel sur le transit de puissance dans un réseau électrique 1.4.1.1 La puissance transmissible dans une ligne Contrairement à une idée très répandue, ce n’est pas l’échauffement maximal des conducteurs qui, en général, limite la puissance transmissible à travers une ligne. En effet, considérons la Figure 18 qui représente, de manière très simplifiée, par un dipôle d’impédance Z = R + jX, une ligne destinée à acheminer une puissance entre deux points différents d’un réseau électrique. Sans nuire à la généralité du propos, nous supposerons d’abord que la résistance R de la ligne est nulle (elle est généralement très faible vis-à-vis de la réactance X) et que la puissance réactive Q2 de la charge est nulle (ce qui est vrai en cas de bonne compensation) [7] 35 F IGURE 18:MODELISATION SERIE D ’UNE LIGNE DE TRANSPORT Nous montrerons d’abord qu’il est important de réguler la tension aux bornes de la charge. Si nous désignons par θ l’angle entre V1 et V2 (nommé aussi angle de transport), nous avons, en considérant la Figure 19 simplifiée (avec R = 0), I en phase avec V2, d’où : Et la puissance active est : F IGURE 19:DIAGRAMME DES TENSIONS CORRESPONDANT A LA FIGURE 18 Sans action pour maintenir V2 constante lorsque la charge varie, on a : Soit : 36 Il apparaît donc que, dans ce cas, on ne peut transporter qu’une puissance active maximale par phase, atteinte pour θ = 45˚ égale à : Si l’on maintient V2 constante, ce qui implique que Q2 n’est plus nulle, mais P1-P2, on a, pour V2 = V1 : Soit le double de la valeur précédente. Pour améliorer la capacité de transfert des réseaux, il est essentiel de disposer du plus grand nombre possible de points à tension fixée. Cette objectif peut être atteint en contrôlant le flux de puissance réactive dans ces points. 1.4.1.2 Chute de tension dans une ligne Revenons à la Figure 18, en considérant que la ligne a maintenant une impédance complexe Z = R + jX et que la tension n’est tenue qu’à l’extrémité 1, l’extrémité 2 absorbant une puissance : - Si le réseau n’est pas trop chargé, le diagramme de tension donné par la Figure 19 conduit à assimiler la chute de tension ∆V à : L’angle de transport θ étant petit (réseau peu chargé), si ϕ désigne le déphasage du courant par rapport à la tension à l’extrémité réceptrice 2, on peut écrire, pour un réseau monophasé : On montre de même que : 37 L’hypothèse du réseau peu chargé permet d’écrire : Soit, pour un réseau triphasé et en notant U la tension composée correspondant à V, P et Q les transits triphasés et en supposant que R<<X ( ou R=0) : Dans ces conditions, les relations ci-dessus illustrent le fait que : — la chute de tension dépend principalement de la puissance réactive consommée par l’extrémité réceptrice ; — l’angle de transport θ dépend principalement de la puissance active transmise. 1.4.1.3 Calculs de répartition de puissances Le calcul de répartition est l’une des briques de base pour la compréhension, la prévision et le dimensionnement des systèmes électriques. Pour évaluer les transits dans un réseau, il faut faire une modélisation plus fine et il faut représenter les lignes par un schéma monophasé équivalent en Π, conformément à la Figure 20. F IGURE 20:SCHEMA EN Π REPRESENTANT UNE LIGNE À partir de la loi d’Ohm en alternatif et de l’expression, en fonction des tensions et des caractéristiques des lignes, des variables P et Q, on obtient un système d’équations non 38 linéaires, de grande taille (plusieurs milliers de variables pour les grands réseaux interconnectés), que l’on peut résoudre directement par des méthodes de Newton. Mais on peut aussi simplifier le calcul par linéarisation : c’est l’approximation dite du courant continu. Cette simplification est bâtie sur le fait que les transits actifs sont, sur les réseaux de lignes aériennes, surtout liés aux phases des tensions et peu aux modules. On considère donc que : - Le module de la tension est constant en chaque nœud : Vi=Vj=V Seules les phases varient, mais avec de faibles différences entre sommets voisins : cos(θi − θj) = 1 et sin(θi − θj) = θi – θj On montre que la puissance active Pi injectée ou prélevée en un nœud i et la puissance transitée PTij dans la ligne ij peuvent alors s’exprimer par : En pratique et pour résoudre la répartition des puissance (Powerflow) dans un réseau complexe on utilise des logiciels dédiés tel que : Digsilent PowerFactory, ETAP, PSS/E…ect. 1.4.2 Les données spécifiques du parc éolien de Midelt Le parc éolien se compose de 50 turbines SWT-DD-130 de SiemensGamesa fonctionnant en mode 4,2 MW, totalisant 210 MW de puissance de sortie nominale. La puissance de sortie de chaque turbine (WTG) est évacuée vers le réseau externe via un système de grappes composé de neuf (9) lignes aériennes (OHL) et de deux transformateurs parallèles de 130 MVA 33/225 kV, qui sont directement couplé au jeu de barres 33 kV (voir Figure 21 ). Les transformateurs sont équipés de changeurs de prises en charge (OLTC) pour la régulation de tension. Le parc éolien est modélisé à l'aide du logiciel DIgSILENT PowerFactory version 15.2.5. C’est un logiciel de premier rang pour l‘analyse des réseaux électriques dans les domaines de la production, du transport, de la distribution ainsi que dans le domaine industriel. La majorité des fabriquant des générateurs éoliens proposent les modèles de leurs machines exploitables sous le format du logiciel PowerFactory. 39 F IGURE 21:VUE GENERALE DU MODELE DU PARC EOLIEN DE MIDELT Les turbines sont réparties selon le Tableau 2. Les caractéristiques des transformateurs des WTG et des transformateurs de puissances sont présenté dans le tableau suivant : Turbine Transformer Power Transformer Transformer Parameter Value Value Puissance nominale [MVA] 3.9/ 4.3 130 Type de refroidissement KNAN/ KNAF ONAN/ONAF Tension primaire [kV] 33 33 Tension secondaire [kV] 0.69 225 Couplage Dyn11 YNd11 Tension de court-circuit, uk [%] 6/ 6.6 12.5 Pertes à vide [kW] 2.5 66 Pertes en charge [kW] 26 390 Régleur en charge Primary Primary Type du régleur en charge Off-load On-load Pas du régleur en charge [%] 2.5 1.5 Plage de variation maximale [%] ±5 ± 15 Nombre de positions 5 21 TABLEAU 9: CARACTERISTIQUE DES TRANSFORMATEURS DES WTG ET DE PUISSANCE Les tableaux suivants résument les spécifications des câbles du réseau inter-éolien ainsi que les données du réseau 225KV de l’ONEE au point de raccordement : Type de câble 150 240 400 630 288* 40 R (ohm / Km) 0.206 0.125 0.078 0.047 0.124 X (ohm / Km) 0.127 0.117 0.109 0.100 0.274 C (µF/km) 0.200 0.240 0.290 0.350 - TABLEAU 10: CARACTERISTIQUES DES CABLES HTA Réseau externe (ONEE) Maximum Minimum Puissance de court-circuit en MVA 2410 300 Courant de court-circuit en kA 6.184 0.770 Impédance directe Zd den ohm 3.49 + j21.78 61.80 + j180.00 Impédance homopolaire Zo en ohm 2.98 + j25.42 24.80 + j178.80 TABLEAU 11: CARACTERISTIQUES DU RESEAU ONEE AU POINT DE RACCORDEMENT Les WTG utilisées dans Midelt sont de type Direct Drive ou convertisseur complet (convertisseur AC/DC puis un convertisseur DC/AC) intercaler entre la génératrice et le réseau électrique (Figure 22). Le générateur électrique dans cette configuration est un générateur synchrone à aimants permanents, est connecté au réseau via ce double pont de convertisseurs. La puissance nominale du convertisseur doit être égale à celle du générateur. On peut aussi remarquer que le générateur est découplé du réseau électrique, ainsi il peut tourner à des fréquences différentes de celle du réseau et fonctionner sur une large gamme de vitesse. Toutefois le principal inconvénient de cette technologie est la complexité du système et le coût élevé qui en résulte. Les principale caractéristique sont résumé dans en Annexe 3 F IGURE 22: WTG T YPE FULL CONVERTER La capacité du générateur SWT-DD-130 4.2 MW de SiemensGamesa à générer et absorber la puissance réactive aux différents niveaux de tension est données dans la figure suivante 41 F IGURE 23: C ARACTERISTIQUE P(Q) DE LA WTG SWT-DD-130 4.2 DE SIEMENSGAMESA On constate que c’est une génératrice très dynamique et donne une large contrôlabilité de la puissance réactive dans différent échelon de tension. Cette flexibilité est une conséquence du découplage de la génératrice du réseau électrique auquel elle est connectée grâce au convertisseur. 1.4.3 Power flow et l’aptitude du parc à générer/absorbé l’énergie réactive Cette section est consacrée à la présentation des résultat l’étude de l’écoulement des puissances dans le parc éolien de Midelt. 1.4.3.1 Scénarios de l’étude La configuration d’exploitation normal du parc éolien est tel que les grappes 1 à 4 sont connectées au transformateur de puissance N°1 et les grappes 5 à 9 sont connectées au transformateur N°2. Le disjoncteur du couplage 33kV est ouvert et les deux transformateurs de puissance sont couplés au jeu de barres 225KV de l’ONEE. Dans la suite du rapport la présentation sera limitée aux scénarios les plus défavorable et les plus réalistes, demandées par le client, et qui se résument en deux cas d’étude : - 42 Cas N°1 : La puissance active varie de 0% et 100%, la tension du réseau est égale à 0.9pu, la consigne de l’ONEE est de fournir la puissance réactive égale à 0.4xPn = 84 MVAR, les deux transformateurs sont en service. Cas N°2 : La puissance active varie de 0%à 100%, la tension du réseau est égale à 1.087pu, La consigne de l’ONEE est d’absorber la puissance réactive égale à 0.3xPn = 63 MVAR, les deux transformateurs sont en service. 1.4.3.2 Cas N°1 : Tension 0.9pu Comme le montre la Figure 23, à puissance active nominale, les turbines ne peuvent pas fournir de puissance réactive lorsque la tension aux bornes chute à 0,900 p.u. Ainsi, pour assurer le respect de l'exigence du grid code de l’ONEE en terme de fourniture de la puissance réactive, il est suggéré de réduire temporairement la puissance active nominale du parc éolien. Dans ce cas d'étude, le pourcentage de réduction de la puissance active du parc éolien, nécessaire pour la conformité de la puissance réactive au code du réseau, est présenté dans la figure suivante. La puissance active nominale de toutes les turbines est successivement diminuée jusqu'à ce que la production de puissance réactive souhaitée au point de connexion soit atteinte. F IGURE 24:CAPACITE DU PARC A FOURNIR LA PUISSANCE REACTIVE A UNE TENSION 0.9PU - DIMINUTION DE LA PUISSANCE ACTIVE La Figure 24 montre que le parc éolien répond à l'exigence de puissance réactive capacitive du grid code en réduisant la puissance active nominale à 204,5 MW (soit à 4,09 MW par turbine). Cela implique que le point de consigne de puissance active maximale temporaire au Point de connexion doit être inférieur ou égal à 204 MW. Ainsi, une réduction temporaire de la puissance active d'environ 2,7% de la capacité nominale du parc éolien est nécessaire pour atteindre la conformité de la puissance réactive capacitive du code de réseau. 43 Pendant le mode de fonctionnement capacitif du parc éolien, les charges maximales observées pour les liaisons HTA et les transformateurs de puissance sont respectivement de 90% et 92% comme illustré sur les figures suivantes : F IGURE 25: CHARGE DE QUELQUES GRAPPES A LA TENSION 0.9PU F IGURE 26: CHARGE DES TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE ET POSITION DES PRISES DES REGLEURS 44 1.4.3.3 Cas N°2 : Tension 1.087pu Dans ce mode de fonctionnement, les exigences ONEE spécifient une absorption de puissance réactive de 0,3 * Pn (soit 63 MVAR à la puissance nominale du parc éolien). Les résultats de simulation correspondants sont présentés dans les figures suivantes. F IGURE 27: C APACITE DU PARC A ABSORBER LA PUISSANCE REACTIVE A LA TENSION RESEAU 1.087PU On constate que le parc éolien répond à l'exigence de puissance réactive inductive du code réseau. En mode de fonctionnement inductif, les charges maximales des liaison HTA du parc éolien et des transformateurs de puissance sont respectivement de 90% et 91%. F IGURE 28: CHARGE DE QUELQUES GRAPPES A LA TENSION 1.087 PU 45 F IGURE 29: CHARGE DES TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE A LA TENSION 1.087PU 1.4.3.4 Conclusion On conclut que dans les deux cas de figures le parc éolien va répondre au besoin du gestionnaire du réseau en matière d’absorption et de génération de la puissance réactive. Bien que dans le cas où la tension est égale à 0.9pu l’opérateur du parc éolien sera contraint de limiter la puissance active du parc à 204 MW. 1.4.4 Analyse des courants de court-circuit 1.4.4.1 Généralité sur les courts-circuits Le dimensionnement d’une installation électrique et des matériels à mettre en œuvre, la détermination des protections des personnes et des biens, nécessitent le calcul des courants de court-circuit en tout point du réseau. Un court-circuit est une liaison accidentelle entre conducteurs à impédance nulle (courtcircuit franc) ou non (court-circuit impédant). Il peut être interne s’il est localisé au niveau d’un équipement, ou externe s’il se produit dans les liaisons. La durée d’un court-circuit est variable : auto-extincteur si le défaut est trop court pour déclencher la protection ; fugitif lorsqu’il est éliminé après déclenchement et réenclenchement de la protection ; permanent s’il ne disparaît pas après déclenchement de la protection. Les causes de court-circuit sont d’origines mécanique (coup de pelle, branche, animal), électrique (dégradation d’isolant, surtension), humaine (erreur de l’exploitant). [13] 46 Les différents courants de court-circuit sont présentés sur la Figure 30. Les court-circuit monophasés représentent 80 % des cas ; les court-circuit biphasés constituent 15 % des cas (Ces défauts dégénèrent souvent en défauts triphasés) ; et les court-circuit triphasés se limitent à 5 % seulement dès l’origine. F IGURE 30:LES DIFFERENTS TYPES DE COURTS-CIRCUITS Un réseau simplifié se réduit à une source de tension alternative constante, un interrupteur et une impédance Zcc représentant toutes les impédances situées en amont de l’interrupteur, et une impédance de charge Zs (Figure 31 ). F IGURE 31: SCHEMA SIMPLIFIE D 'UN RESEAU L’impédance Zcc de la source est composée de tout ce qui est en amont du court-circuit avec des réseaux de tensions différentes (HT, BT) et des canalisations en série qui ont des sections 47 et des longueurs différentes. L’intensité Icc s’établit suivant un régime transitoire en fonction des réactances X et des résistances R composant l’impédance de court-circuit. Cependant, le régime transitoire d’établissement du courant de court-circuit diffère suivant l’éloignement du point de défaut par rapport aux alternateurs ( le cas le plus fréquent). Ce régime transitoire est alors celui résultant de l’application à un circuit self-résistance d’une tension : Avec α = angle électrique qui caractérise le décalage entre l’instant initial du défaut et l’origine de l’onde de tension. La Figure 32 montre la construction graphique du courant de court-circuit par l’addition algébrique des ordonnées de deux composantes : - L’une (ica) est alternative et sinusoïdale : - L’autre (icc) est une composante continue : F IGURE 32: PRESENTATION GRAPHIQUE ET DECOMPOSITION DU COURANT D ’ UN COURT -CIRCUIT S ’ETABLISSANT EN UN POINT ELOIGNE D’UN ALTERNATEUR L’évolution du courant est alors de la forme : 48 L’instant de l’apparition du défaut ou de fermeture par rapport à la valeur de la tension réseau étant caractérisé par son angle d’enclenchement α. Deux cas extrêmes peuvent être observés : - α = ϕ ≈ π / 2, dit « régime symétrique » : Le courant de défaut est de la forme [14] C’est-à-dire qu’il a la même allure qu’on régime établi avec une valeur crête E / Z (Figure 33-a). - α = 0, dit « régime asymétrique » : Le courant de défaut est de la forme [14] Ainsi sa première valeur crête ip est fonction de ϕ et donc du rapport R / X ≈ cos ϕ du circuit (Figure 33-b). F IGURE 33: RAPPEL ET PRESENTATION GRAPHIQUE DES DEUX CAS EXTREMES D’ UN COURANT DE COURT CIRCUIT, SYMETRIQUE ET ASYMETRIQUE Il est nécessaire de calculer ip pour déterminer le pouvoir de fermeture des disjoncteurs à installer, mais aussi pour définir les contraintes électrodynamiques que devra supporter l’ensemble de l’installation. Sa valeur se déduit de la valeur efficace du courant de court-circuit symétrique Ia par la relation : Le coefficient κ étant obtenu par la courbe de la Figure 34 en fonction du rapport R / X, calculé par l’expression suivante : 49 F IGURE 34:VARIATION DU FACTEUR Κ EN FONCTION DE R / X 1.4.4.2 Méthodes de calcul des courants de court-circuit En haute tension deux référentiels sont utilisés pour le calcul de courant de court-circuit [15] : 1- La norme internationale CEI 60909 : connue par sa précision et par son aspect analytique. Plus technique, elle exploite le principe des composantes symétriques pour le calcul des courants de court-circuit symétriques (triphasés) et asymétriques (biphasés et monophasés). Elle s’applique à tous les réseaux, radiaux et maillés, jusqu’à 550 kV. Basée sur le théorème de Thevenin, elle consiste à calculer une source de tension équivalente au point de court-circuit pour ensuite déterminer le courant en ce même point. Toutes les alimentations du réseau et les machines synchrones et asynchrones sont remplacées par leurs impédances (directe, inverse et homopolaire). Les courants à déterminer sont : - Courant de court-circuit symétrique initial I"k: Valeur efficace de la composante symétrique alternative d'un courant de court-circuit présumée à l'instant d'apparition du court-circuit, si l'impédance conserve sa valeur initiale. - Valeur de crête Ip du courant de court-circuit : Valeur instantanée maximale possible du courant de court-circuit présumé. - Courant de court-circuit symétrique coupé Ib: Valeur efficace d'un cycle complet de la composante alternative symétrique du courant de courtcircuit présumé à l'instant de la séparation des contacts du premier pôle de l'appareil de coupure. - Composante continue (apériodique) Idc du courant de court-circuit : Valeur moyenne des enveloppes inférieure et supérieure d'un courant de court-circuit. - Courant de court-circuit permanent Ik: Valeur efficace du courant de court-circuit se maintenant après extinction des phénomènes transitoires. Ik = Ib =I’’k lorsqu’on est électriquement éloigné de sources. 50 2- La norme française UTE C 13-205 : Le guide pratique des installations électriques à haute tension présente une méthode, dite des impédances, basée sur la publication de la CEI 60909. Méthode concise et pratique, conduit à des résultats suffisamment précis et généralement par excès. Elle est basée sur la détermination de la valeur d’impédance de chaque élément du circuit, d’après les caractéristiques assignées de chaque élément. Dans ce qui suite, la méthode des impédances, proposée par le guide UTE C 13-205, sera exposée avec une application numérique sur un point du réseau inter-éolien. Par la suite une comparaison sera faite avec les résultats obtenues grâce au logiciel DigSilent PowerFactory qui utilise la norme CEI 60909. 1.4.4.3 Calcul des courants de court-circuit par la méthode des impédances En application des règles de la section 434 de la norme NFC13-200, il est nécessaire de déterminer pour chaque canalisation, le courant de court-circuit maximal présumé et le courant de court-circuit minimal. Le courant maximal est utilisé pour vérifier les pouvoirs de coupure des dispositifs de protection, la vérification des contraintes thermiques des conducteurs, et la vérification des efforts électrodynamiques. Le courant de court-circuit minimal sert à la vérification des conditions de coupure des dispositifs de protection et des réglages des relais de protection [16]. - Courants de court-circuit maximaux et minimaux : Les courants Icc3 maximaux sont des courants de court-circuit triphasés symétriques (valeur efficace) : Avec Uo est la tension simple, Z1 est l’impédance globale vue du point de court-circuit La valeur crête du courant de court-circuit est calculée par la formule : 𝐼𝑝 = k√2. 𝐼𝑐𝑐3 Avec k est un facteur dont la valeur est indiquée dans la Figure 34. Les courants Icc2 minimaux sont les courants de court-circuit biphasés (valeur efficace) : Avec Z2 est l’impédance globale vue du point de court-circuit, mais cette fois en ne tenant en compte la configuration minimale du réseau en limitant les sources qui alimentent le défaut au strict minimum. 51 - Valeurs des différentes impédances des canalisations Les résistances et les réactances des câbles sont souvent données par les constructeurs ( voir Tableau 10). A défaut de données, on calcul la résistance de la liaison par : Avec L – la longueur simple de la liaison en m, S – la section des conducteurs en mm², ρ – la résistivité des conducteurs prise égale à 1.25 fois la résistivité du conducteur à 20°C pour le calcul de Icc3 max, soit 22.5mohm.mm²/m pour le cuivre et 36 mohm.mm²/m pour l’aluminium. Et prise égale à 1.5 fois la résistivité du conducteur à 20°C pour le calcul de Icc2 min, soit 29mohm.mm²/m pour le cuivre et 43 mohm.mm²/m pour l’aluminium. La réactance des conducteurs est égale à : X=λ.L Avec λ étant égale conventionnellement à : 0.08 mohm/m pour les câbles multiconducteurs, 0.15 mohm/m pour les câble monoconducteurs, et 0.3 mohm/m pour les lignes aériennes. - Caractéristiques des sources L’impédance du réseau amont est calculée par la formule : Avec Pcc est la puissance de court-circuit du réseau amont, et U est la tension nominale. L’impédance Zt des transformateurs de puissance est calculée par : Avec U est la tension au secondaire du transformateur, P sa puissance nominal, et e est la tension de court-circuit. Pour la détermination de la résistance interne du transformateur peut être calculée par la formule : Avec W étant les pertes totales en charge du transformateur. - Contribution des génératrices éoliennes « full converter aux courtcircuit » L’impédance interne des générateurs éoliens conventionnels évolue suivant trois stades lors d’un court-circuit. En fait Le courant de court-circuit triphasé sera limité par cette impédance selon les cas suivants : 52 Subtransitoire (𝑋𝑑′′) : intervenant pendant 10 à 20 ms après le début du court-circuit ; Transitoire (𝑋𝑑′ ) : se prolongeant jusqu’à 100 à 400 ms ; Synchrone (𝑋𝑑) : réactance permanente ou synchrone à considérer après la période transitoire. Or la contribution au courant de court-circuit des éoliennes « full converter » de Siemens (DDWT) est cependant fondamentalement différente. Ces éoliennes sont équipés d'un convertisseur à quatre quadrants avec une capacité de contrôle de détection des pannes très avancée. Par conséquent, la contribution de courant de court-circuit est déterminée par le convertisseur basé sur IGBT. En cas de défaut réseau, la tension aux bornes au niveau du convertisseur chutera généralement en dessous de la valeur du seuil d'activation de la détection de défaut, et l'injection de courant actif et réactif est alors contrôlée par la commande du convertisseur en fonction de la tension aux bornes MT. Elle forcera le convertisseur à fournir un support de tension en augmentant l'injection de courant réactif vers le réseau. La Figure 35 suivante montre la réponse typique des éolienne full converter de Siemens à un court-circuit [17]. F IGURE 35: LE COURANT DE COURT -CIRCUIT ACTIF ET REACTIF FOURNIE PAR UNE EOLIENNE FULL CONVERTER Le tableau suivant fourni par le constructeur de l’éolienne donne les valeurs de contribution au court-circuit. La Figure 36 illustre l’évolution du de ces courants : Turbine SWT 4.2 Courant de base 3598 A Courant Icc de 0 à 50 ms 8980 A >> 2.49 pu Courant Icc de 50 à 3000 ms 3994>> 1.11 pu TABLEAU 12: C OURANT MAXIMAL FOURNI LORS D 'IN DEFAUT PAR L'EOLIENNE FULL CONVERTER DE SIEMENS 53 F IGURE 36: EVOLUTION DU COURANT I CC FOURNI PAR UNE EOLIENNE FULL CONVERTER DE SIEMENS 1.4.4.3.1 Exemple de calcul manuel du courant de court-circuit minimal Pour le calcul du courant de court-circuit minimal, il faut considérer les conditions suivantes : Le jeu de barres en défaut considéré est celui qui est le plus éloigné de la source. Pour notre cas c’est le bus de la turbine N°49 sur la grappe N°2; La puissance de court-circuit minimale du réseau est retenue, elle est égale à 300MVA ; Aucune éolienne ne contribue à ce courant de court-circuit ; Le court-circuit est biphasé ; Calcul des différentes impédances L’impédance du réseau amont est donnée par l’ONEE est égale à Zr =|61.80 + j180.00|=190 ohm, ramenée au secondaire elle devient : |61.8+j180| x (33/225)² = | 1.33+ j3.872| = 4.1 ohm L’impédance du transformateur est égale à Zt = (12.5 x 33²) / (100x130) = 1.05 ohm ; la résistance de l’enroulement est égale à : Rt = perte joule/(3xIn²) = 390000/(3 x 2274²)= 0.025 ohm (négligeable) L’impédance de liaison : Type de câble 150 240 400 630 288* R (ohm / Km) 0.206 0.125 0.078 0.047 0.124 X (ohm / Km) 0.127 0.117 0.109 0.100 0.274 Zc = 1.73 + j 3.25 L’impédance total vue depuis le point de court-circuit est égale à : 54 Longueur km 1.2 0.83 0.75 0.5 10.5 Zcc = |3.1+j8.17|= 8.73 ohm A ce stade on peut calculer le courant de court-circuit minimal (court-circuit biphasé) avec la formule de la norme UTE C 13-205 : Icc2= U/2xZcc Iccmin = 33000/(2x8.73) = 1890 A La valeur de Iccmin calculée par le logiciel est égale à 1780 A. On constate qu’il y a une différence de 6% par rapport au calcul manuel. Cette différence est due au fait que le logiciel PowerFactory utilise la norme CEI60909 qui exige les conditions suivantes pour le calcul des Iccmin : Appliquer la valeur du facteur de tension c correspondant à la tension minimale autorisée sur le réseau. Tenir compte de l’impédance des jeux de barres, des transformateurs de courant, etc. Prendre les résistances RL à la température envisageable la plus élevée 1.4.4.4 Régime du neutre et limitation du courant de défauts phase terre Dans un réseau, le régime de neutre joue un rôle très important. Lors d’un défaut d’isolement ou de la mise accidentelle d’une phase à la terre, les valeurs prises par les courants de défaut, les tensions de contact et les surtensions sont étroitement liées au mode de raccordement du neutre. Un neutre mis directement à la terre limite fortement les surtensions ; par contre, il engendre des courants de défaut très importants. Au contraire, un neutre isolé limite les courants de défaut à des valeurs très faibles, mais favorise l’apparition de surtensions élevées. Le potentiel du neutre peut être fixé par rapport à la terre par cinq méthodes différenciées par la nature (capacité, résistance, inductance), et la valeur (zéro à l’infini) de l’impédance ZN de liaison que l’on connectera entre neutre et terre [13] : ZN = ∞ : neutre isolé, pas de liaison intentionnelle, ZN est une résistance de valeur plus ou moins élevée, ZN est une réactance, de valeur faible en général, ZN est une réactance de compensation, destinée à compenser la capacité du réseau, ZN = 0 : le neutre est relié directement à la terre. Les critères de choix concernent de multiples aspects, notamment l’aspect techniques (fonction du réseau, surtensions, courant de défaut, etc.), l’aspect d’exploitation (continuité de service, maintenance), l’aspect de sécurité, l’aspect économiques (coûts d’investissements, d’exploitation). En particulier, deux considérations techniques importantes sont contradictoires : 55 Réduire le niveau des surtensions, Réduire le courant de défaut à la terre, L’optimisation de l’une de ces exigences entraîne automatiquement la dégradation de l’autre. Pour le parc éolien de Midelt, les transformateurs de puissance ont un couplage Etoiletriangle. Pour avoir un neutre accessible du côté 33kV on a utilisé une bobine point de neutre (BPN) afin de limiter les courant de défaut et réduire les surtensions transitoires lors des court-circuit phase- terre (Figure 37). La BPN est dimensionnée pour limiter le courant de défaut à 600A, sa valeur est égale à 95.3 ohm. F IGURE 37: REGIME DE NEUTRE DU PARC EOLIEN DE MIDELT ( BPN) Le courant de défaut phase terre maximal, retournant dans le neutre, calculé par le logiciel est égal à 585 A. ce courant reste inférieur à la valeur que peut supporter la BPN. 1.4.4.5 Conclusion L’Annexe 4: Résultats de calculs du ICC par le logiciel PowerFactory montre les courants de cour circuit maximaux calculés selon deux mode d’exploitation : Le mode d’exploitation normal, où les grappes 1-2-3-4 débitent sur le jeu de barres du transformateur N°1, et les grappes 5-6-7-8-9 débitent sur le jeu de barres du transformateur N°2. Avec le couplage 33kV entre le deux jeu de barre est ouvert. Le mode d’exploitation dégradé, où toutes les grappes débitent sur le jeu de barre d’un seul transformateur suite à une défaillance de l’autre transformateur. Le couplage 33kV entre les deux jeux de barre est fermé. Les résultats montrent que le mode d’exploitation dégradé donne naissance au courant de court-circuit maximal en cas de défaut dans le jeu de barre principal de l’installation. Ik’’3 atteint 19.2 kA et le courant crêt Ip = 43.4kA. 56 Les courants de court-circuit calculés restent en dessous des valeurs caractéristique spécifiées par le constructeur des cellules HTA du poste électrique. Les équipements de ces cellules sont dimensionnés pour des courants de court-circuit de 25kA /3s et des pouvoir de fermeture des disjoncteurs de 63kA. 57 7. Chapitre III : Elaboration du plan de protection 1.5 Généralité 1.5.1 Définition Compte tenu de la typologie des défauts affectant les réseaux (court-circuit, coupure d’une phase, câble tombé à terre...), le système de protection MT doit répondre aux objectifs suivants [18]: Préserver la sécurité des personnes et des biens (danger d’électrocution par élévation de potentiel) ; Éviter la destruction partielle ou totale des matériels de réseau par élévation dangereuse des températures, incendie ou explosion dus à l’amorçage d’un arc entre phases ; Assurer la continuité de fourniture en éliminant rapidement l’élément de réseau défectueux. On cherche dans tout système de protection à obtenir le meilleur compromis entre : La sensibilité, qui est l’aptitude des protections à détecter les défauts, notamment les défauts très résistants, qui peuvent mettre en péril la sécurité des tiers ; La sélectivité, qui permet de n’éliminer que la partie en défaut ; La rapidité, pour réduire les conséquences néfastes des courts-circuits, du moins lorsque ceux-ci ne sont pas des défauts auto-extincteurs ; La fiabilité, qui est l’aptitude des protections à éviter les déclenchements intempestifs (sécurité) et à assurer le bon fonctionnement en cas de défaut (sûreté) ; La simplicité, pour faciliter les mises en œuvre et la maintenance. Certaines de ces exigences sont contradictoires, telles la sélectivité et la rapidité, la sécurité et la sûreté. L’implantation des protections doit être conçue pour éliminer les défauts en séparant l’élément défectueux par l’organe de coupure aval (disjoncteur, fusible) le plus proche ; éliminer un défaut par une protection amont quand une protection ou un organe de coupure aval sont défaillants ; prévoir éventuellement des protections de secours (redondance des protections) ; prévoir des protections spécifiques pour certains matériels : transformateurs, tableaux MT, condensateurs.... L’ensemble de ces dispositions est appelé plan de protection. Il doit permettre la réalisation des objectifs du système de protection. 1.5.2 Fonction de protection Les relais de protection qui surveillent en permanence les grandeurs électriques du réseau, comportent des associations de fonctions élémentaires, dont la combinaison est adaptée aux éléments de réseau surveillés [13]. 58 Le relais numérique de protection comprend (Figure 38) : Une entrée analogique de mesure de la grandeur observée, issue du capteur, un module de résultat logique du traitement de la mesure, une sortie logique instantanée de la fonction de protection, à usage de signalisation par exemple, une sortie logique temporisée ou non de la fonction de protection, à usage d’action de commande de déclenchement du disjoncteur. F IGURE 38:P RINCIPE DE FONCTIONNEMENT D 'UN RELAIS DE PROTECTION NUMERIQUE [13] Certaines caractéristiques des fonctions de protection sont réglables par l’utilisateur, notamment : Seuil de déclenchement : il fixe la limite de la grandeur observée déterminant l’action de la protection. Temps de déclenchement : Temporisation à temps indépendant, ou temps constant (DT : Definite Time) L’exemple de la Figure 39 appliqué à un relais de courant, fait apparaître que le temps de déclenchement de la protection est constant (réglage de la temporisation T) au-delà du seuil de courant Is ; F IGURE 39: PRINCIPE DU DECLENCHEMENT A TEMPS INDEPENDANT 59 Temporisation à temps dépendant (IDMT: Inverse Definite Minimum Time).L’exemple de la Figure 40 appliqué à un relais de courant, fait apparaître que le temps de déclenchement de la protection est d’autant plus court que le courant est élevé, audelà du seuil de courant Is. F IGURE 40: PRINCIPE DU DECLENCHEMENT A TEMPS DEPENDANT Temps de maintien : temps de retour réglable, Retenue : blocage du déclenchement en fonction du taux d’harmonique 2, Constantes de temps (exemple image thermique ANSI 49), Angle caractéristique (exemple directionnelle de courant ANSI 67). Les principales fonctions de protection sont indiquées dans Annexe 5, en précisant leur code selon la norme ANSI C37.2 ainsi qu’une brève définition [13]. 1.5.3 Sélectivité Les protections constituent entre elles un ensemble cohérent dépendant de la structure du réseau et de son régime de neutre. Elles doivent donc être envisagées sous l’angle d’un système reposant sur le principe de sélectivité : il consiste à isoler le plus rapidement possible la partie du réseau affectée par un défaut et uniquement cette partie, en laissant sous tension toutes les parties saines du réseau. Différents moyens peuvent être mis en œuvre pour assurer une bonne sélectivité dans la protection d’un réseau électrique [13]: 60 Sélectivité chronométrique par le temps : Il consiste à donner des temporisations différentes aux protections à maximum de courant échelonnées le long du réseau. Ces temporisations sont d’autant plus longues que le relais est plus proche de la source. Sélectivité ampérométrique par les courants : Il est basé sur le fait que dans un réseau, le courant de défaut est d’autant plus faible que le défaut est plus éloigné de la source. Sélectivité par échange d’informations, dite sélectivité logique : L’échange d’informations logiques entre protections successives permet la suppression des intervalles de sélectivité, et donc de réduire considérablement le retard de déclenchement des disjoncteurs situés les plus près de la source. En effet, dans un réseau en antenne, les protections situées en amont du point de défaut sont sollicitées, celles en aval ne le sont pas ; cela permet de localiser sans ambiguïté le point de défaut et le disjoncteur à commander. Chaque protection sollicitée par un défaut envoie : Un ordre d’attente logique à l’étage amont (ordre d’augmentation de la temporisation propre du relais amont), Un ordre de déclenchement au disjoncteur associé sauf s’il a lui-même reçu un ordre d’attente logique de l’étage aval. Sélectivité par utilisation de protections directionnelles : Dans un réseau, où un défaut est alimenté par les deux extrémités, il faut utiliser une protection sensible au sens d’écoulement du courant de défaut pour pouvoir le localiser et l’éliminer de façon sélective : c’est le rôle des protections directionnelles à maximum de courant. Sélectivité par utilisation de protections différentielles : Ces protections comparent les courants aux deux extrémités du tronçon de réseau surveillé. Toute différence d’amplitude et de phase entre ces courants signale la présence d’un défaut : la protection ne réagit qu’aux défauts internes à la zone couverte et est insensible à tout défaut externe. Elle est donc sélective par nature. La figure suivante illustre les différents types de sélectivité : F IGURE 41: D IFFERENTS TYPES DE SELECTIVITE 61 1.6 Plan de protection de la partie HTA Le plan de protection adopté pour le projet de Midelt peut être schématisé par les Figure 42 et Figure 43. Il se compose de deux parties principales ; la protection du transformateur de puissance et la protection des départs et arrivées HTA. Il est constitué d’une combinaison de plusieurs fonctions de protection afin d’assurer une redondance et sureté de fonctionnement lors des défauts. F IGURE 42: PLAN DE PROTECTION DU TRANSFORMATEUR DE PUISSANCE 62 F IGURE 43: PLAN DE PROTECTION DES ARRIVEES GRAPPES 1.6.1 La fonction surcharge thermique F49 La protection image thermique permet de protéger les câbles et les transformateurs MT/BT contre les surcharges, à partir de la mesure du courant absorbé. Une surcharge prolongée provoque des échauffements qui entraînent une détérioration prématurée de l’isolation. Ce vieillissement prématuré peut conduire, à terme, à un défaut d’isolation. La fonction F49 est un élément permettant de reproduire les conditions thermiques du transformateur par un système d’analogie (I²t). Θ=θm(1- e-t/Te) * (I/In)² Avec Θ = température à l’instant t. θm = température maximale nominale (lorsque I = In en permanence). t = temps de calcul. Te = constante de temps thermique à l’échauffement, I = courant à l’instant t. In = courant nominal du transformateur il est égal à. 63 Le réglage recommandé pour cette fonction I/In=k= 1.1 et Te= 5min. F IGURE 44:C OMPORTEMENT DE TEMPERATURE POUR DIFFERENTS COURANTS DE SURCHARGE (FACTEUR K = 1,1) 1.6.2 La fonction différentielle transformateur 87T La protection différentielle du transformateur est une fonction utilisée pour protéger les transformateurs contre les défauts internes. Son principe est le même que celui de toutes les autres protections différentielles : il consiste à comparer les courants qui entrent dans la zone protégée et les courants qui en sortent. Dans le cas d'un transformateur, une relation dite « différentielle » qui découle de la loi des nœuds est établie entre les courants primaires et secondaires en tenant compte à la fois du couplage des enroulements de la machine et du rapport de transformation. Cette relation est réalisée soit de façon matérielle par la mise en place d'un montage spécial des réducteurs de mesure et d'un circuit auxiliaire soit de façon logicielle par programme. Tant que cette relation différentielle est vérifiée, le transformateur est considéré dans un état sain ; sinon, le transformateur présente un défaut interne qu'il faut isoler sous peine de gravement endommager la machine. Cependant, et contrairement aux autres protections 49 différentielles, la protection différentielle des transformateurs doit tenir compte des conditions de fonctionnement normales du transformateur pour lesquels la relation différentielle n'est pas vérifiée pour éviter les déclenchements intempestifs en l'absence de défaut. En effet, la mise sous tension d'un transformateur de puissance s'accompagne d'une forte saturation de son circuit magnétique. Du fait de cette saturation, l'induction apparente des enroulements décroit donnant ainsi lieu à des courants secondaires de forte amplitude et de forme non sinusoïdale. Il est donc nécessaire de désensibiliser la protection différentielle du transformateur à l'enclenchement de celui-ci. Avec des relais électromécaniques, cette insensibilisation était réalisée manuellement en désactivant la protection mais les relais numériques actuels le font 64 grâce à des algorithmes qui se basent sur la décomposition harmonique du courant (en particulier, le courant d'enclenchement contient au moins 20% d'harmoniques de rang 2 contre moins de 5% pour un défaut interne au transformateur). Par ailleurs, les transformateurs sont dimensionnés pour fonctionner dans le coude de saturation pour la tension nominale et donc toute surtension transitoire de faible amplitude sur le réseau entraine une saturation du circuit magnétique avec l'apparition d'un courant de magnétisation important qui dépasse souvent le seuil de déclenchement de la protection différentielle (légèrement supérieur au courant de magnétisation permanent). Dans ce cas aussi, la protection différentielle va voir un défaut interne au transformateur mais il a été montré que ce courant de magnétisation contenait un taux élevé d'harmoniques de rang 5 contrairement aux courants de défaut où ce taux reste faible. Pour bloquer le déclenchement intempestif de la protection dans ce cas, les relais verrouillent la protection dès qu'une élévation de tension est détectée ou bien dès que le taux d'harmoniques de rang 5 dépasse un seuil prédéfini. Cette protection doit tenir compte des phénomènes liés à son utilisation : Rattrapage de l’argument dû au couplage du transformateur principal. Adaptation des modules à une comparaison en amplitude. En régime de fonctionnement stable, le seuil de sensibilité devra tenir compte des courants mesurés d’un seul côté (courant magnétisant < 3%). En régime de fonctionnement stable, le seuil de sensibilité devra tenir compte des erreurs provoquées par : Erreurs différentielles des TC (< 10%) Erreur propre de la protection (< 5%) Présence éventuelle d’un régleur en charge qui fait varier un seul courant (primaire ou secondaire suivant sa position. F IGURE 45: PRINCIPE DE LA PROTECTION DIFFERENTIELLE TRANSFORMATEUR Pour supprimer les risques de déclenchements intempestifs dû à la saturation éventuelle des TC d’un seul côté, sur défaut traversant, la caractéristique de fonctionnement est dite à pourcentage (Figure 46) Le seuil est relevé en fonction du courant traversant : 65 Grande sensibilité pour courant de défaut faible. Stabilité (sensibilité moindre pour augmentation du courant traversant). Is = seuil de fonctionnement du relais. Id = seuil de courant différentiel. Itr = courant traversant, Itr = (Inp + Ins) / 2. In = courant nominal F IGURE 46: C ARACTERISTIQUES DE FONCTIONNEMENT DE LA 87T Valeurs de réglages conseillées : o Is=Id / In avec régleur en charge = 30 à 40% o Itr / In de 0 à 0.5, Pente P = 0 (Même seuil ampérométrique changement de pente à Itr/In = 0.5). o Itr / In de 0.5 à 2.5, Pente P = 20% à 40% (seuil ampérométrique à pourcentage, changement de pente à Itr/In = 2.5). o Itr / In de 2.5 à 12, Pente P = 50% à 70% (seuil ampérométrique à pourcentage, changement de pente à Itr/In = 12). o Itr/In > 12, Pente P = 0 (même seuil ampérométrique, 12 est la valeur maximum du courant traversant). o 1.6.3 Les fonctions maximums de courant (50/51 + N + 50G et 67) La protection à maximum de courant phase a pour fonction de détecter les surintensités monophasées, biphasées ou triphasées, la protection est activée lorsqu’un des courants des trois phases dépasses le seuil de démarrage de la protection. Cette protection peut être temporisée, dans ce cas elle ne sera activée que si le courant dépasse le seuil de démarrage dans une durée au moins égale à la temporisation sélectionnée. Cette temporisation peut être à temps dépendant ou à temps indépendant. 66 F50 : La temporisation est constante, elle est indépendante de la valeur du courant mesuré, le seuil de courant et la temporisation sont généralement réglables par l’utilisateur. F IGURE 47: F ONCTION DE PROTECTION F50 A TEMPS I NDEPENDENT F51 : La temporisation dépend du rapport entre le courant et le seuil de réglage, plus le courant est important plus la durée nécessaire pour donner l’ordre de déclenchement est faible (Voir la figure suivante). La protection nécessite donc le réglage en temps et en courant, le réglage en courant détermine le seuil de démarrage de la protection, le réglage en temps détermine la constante du temps qui fixe la pente de courbure de la courbe de déclenchement. F IGURE 48:LA FONCTION DE PROTECTION F51 A TEMPS DEPENDENT 67 F50/51N et F50/51G : La protection à maximum de courant terre permet la détection des défauts à la terre. La protection est activée si le courant résiduel Irsd = I1 +I2 + I3 dépasse le seuil de démarrage pendant une durée égale à la temporisation choisie. La protection offre deux possibilités d’exploitation, elle peut être à temps indépendant ou bien à temps dépendant comme le cas pour la protection à maximum de courant phase. En l’absence de défaut à la terre le système triphasé formé par les trois courant est triphasé équilibré donc le courant résiduel est nul, le courant résiduel est égal au courant qui passe par la terre en cas de défaut. La mesure du courant résiduel se fait par deux méthodes soit par un tore enserrant les trois conducteurs de phase (50G/51G), soit par trois transformateurs de courants (50N/51N). La mesure du courant résiduel par le moyen d’un tore est plus précise que celle effectuée par trois transformateurs de courant. Le seuil de réglage de de la protection maximum courant phase doit être supérieur à 1,15 fois le courant nominal et inférieur à 0,85 fois le courant de court-circuit biphasé minimal. Le seuil de réglage de de la protection maximum courant terre doit être supérieur à la fois à 10% du courant de limitation à la terre et au maximum des courants capacitifs et inférieur à 0,85 fois le courant de défaut minimal. F67 : La protection directionnelle permet de discriminer la partie du réseau en défaut mieux que ne le fait une protection à maximum de courant. Elle est nécessaire en cas de défaut en présence de plusieurs sources ; C’est la mesure du sens d’écoulement du courant, c’est-à-dire la mesure du déphasage entre courant et tension, qui permet de détecter la direction dans laquelle se trouve le défaut. F IGURE 49: I LLUSTRATION DU ROLE DES PROTECTIONS DIRECTIONNELLES La figure suivante montre la caractéristique de fonctionnement de fonctionnement de la protection à maximum de courant directionnelle. Le réglage le plus universel de l’angle caractéristique est de 45°. F IGURE 50:CARACTERISTIQUE DE FONCTIONNEMENT D 'UNE PROTECTION A MAXIMUM DE COURANT DIRECTIONNEL 68 F64 : C’est une protection rapide, détectant les défauts internes au transformateur, et les défauts à la terre. Pour se faire, la cuve du transformateur, ses accessoires, ainsi que ses circuits auxiliaires doivent être isolés du sol par des joints isolants. La mise à la terre de la cuve principale du transformateur est réalisée par une seule connexion courte qui passe à l’intérieur d’un TC tore. Ce dernier permet d’effectuer la mesure du courant s’écoulant à la terre. Tout défaut entre la partie active et la cuve du transformateur est ainsi détecté par un relais de courant alimenté par ce TC. Ce relais envoie un ordre de déclenchement instantané aux disjoncteurs primaires et secondaires du transformateur. Un TC tore est incorporé dans la BPN pour détection d’éventuel défaut à la terre. 1.7 Les réglages 1.7.1 Séquence de déclenchement en cas de défaut En cas de défaut au pied d’une éolienne La première protection à déclencher est celle de la cellule MT au pied de l’éolienne (Fonctions de protection 50/51 et 50N/51N et la fonction 27 min tension) ensuite la protection arrivée grappe correspondante (fonctions de protection 67, 51G). En cas de défaut sur l’arrivée grappe La première protection à déclencher est la protection départ grappe (fonctions de protection 67 et 50G/51G) ensuite la protection couplage JDB 33kV (fonctions de protection 50/51) puis la protection arrivée JDB 33kV (fonctions de protection 50/51et 50N/51N) et enfin la protection départ transformateur côté 225 kV (fonctions de protection 50/51, 50N/51N et F49). En cas de défaut sur les jeux de barres 33 KV La première protection à déclencher est la protection couplage JDB 33kV pour isoler le demi jeu de barre en défaut (fonctions de protection 50/51) ensuite la protection arrivée JDB 33kV (fonctions de protection 50/51et 50N/51N) et enfin la protection départ transfo 225 Kv (fonctions de protection 50/51, 50N/51N et F49). En cas de défaut sur le départ transformateur 33 KV La première protection à déclencher est la protection couplage JDB 33kV pour isoler le demi jeu de barre en défaut (fonctions de protection 50/51) ensuite la protection arrivée JDB 33Kv (fonctions de protection 50/51et 50N/51N) et enfin la protection départ transfo 225 Kv (fonctions de protection 50/51, 50N/51N et F49). En cas de défaut au niveau 225 KV La première protection à déclencher est la protection arrivée JDB 33kV (fonctions de protection 50/51 et 50N/51N) et ensuite la protection départ transfo 225 kV (fonctions de protection 50/51, 50N/51N et F49). 69 1.7.2 Réglage des protections Réglage des protections de surintensité Les courbes de sélectivité de la grappe 1, prise comme cas d’étude, figurent en annexe 6. Le tableau suivant résume les différents réglages. Le tableau suivant résume les différents réglages des protections de surintensité : Ouvrages Relais cellule turbine : Protections Code ANSI Caractéristique Rapport Réglage Proposé par le Temps/Courant TC constructeur 51 T inverse MAX I PHASE et Relais 50 OC1 T indépendant NEUTRE Turbines 50/51/50N/51N (Au pied de la (Coté 33kV) 50 OC2 T indépendant 51N T inverse Turbine) Relais 7SJ80 50N Ouvrages Ouvrages Relais Couplage 70 I>>= 350 A avec t= 0,6 s 100/1 T indépendant I>>> = 840 A avec t= 0 s I0> = 10 A avec t= 0,5 s I0>> = 15 A avec t= 0 s Relais cellule arrivée grappe Protections Code ANSI 67 Relais arrivée grappes N°1 I> = 82 A avec t= 2s MAX I PHASE et NEUTRE 67/50SG/51SG (Coté 33) Relais 7SJ82 Caractéristique Temps/Courant Rapport Réglage Proposé par le TC constructeur T inverse 67 OC1 T indépendant 67OC2 51G T indépendant 50G T indépendant T inverse I> = 412 A avec t= 2s θ=45° 400/1 I>>=800 A avec t= 1 s θ=45° I>>> = 2000 A avec t= 0,2 s 80/1 I0> = 10 A avec t= 5 s I0>> = 30 A avec t= 0,15 s Relais couplage Protections MAX I PHASE 50 Relais 7SJ82 Code ANSI Caractéristique Temps/Courant 50 OC1 T indépendant 50 OC2 T indépendant Relais départ transformateur côté 33kV Rapport Réglage Proposé par le TC constructeur 2500/1 I> = 2400 A - t= 0,6 s I>> = 3000 A - t=0,4 s Ouvrages Protections Code ANSI Caractéristique Temps/Courant 51 T inverse Relais MAX I PHASE et 50 OC1 départ TR NEUTRE 50/51/50N 50 OC2 N°1 côté 33 Relais 7SJ82 kV 50N Ouvrages Protections Code ANSI Relais 50 OC2 MAX I PHASE et départ TR NEUTRE 50/51/50N/ 50N OC1 (Côté 225) N°1 côté Relais 7SJ82 225kV 50N OC1 Ouvrages Relais départ TR N°1 côté 33kV I>> = 4500 A - t=1,2s 2500/1 T indépendant I>>> = 6000 A - t=1s T indépendant I0>=100 A - t=0,3 s Caractéristique Temps/Courant Rapport Réglage Proposé par le TC constructeur T indépendant I>> =800A, t=5 sec alarm, T indépendant I>>> =1120A t=2,5 s T indépendant T indépendant 400/1 I=100 A, 5s alarm I=334 A , 3s déclenchement Image thermique 49 Protections SURCHARGE THERMIQUE 49 (Côté 33) Relais 7SJ82 Code ANSI 49 Caractéristique Temps/Courant Rapport Réglage Proposé par le TC constructeur Courbe thermique Ith =1.1In=2502A, constante de temps 3000/1 t=5min alarm, Différentielle transformateur 87T PARAMETRE Valeur Seuil Pente 1 Pt de section 1 Istab Pt de section 2 Istab Pente 2 blocage H2 blocage H5 71 I> = 2500 A - t= 3 s Relais départ transformateur côté 225kV 50 OC1 T indépendant Rapport Réglage Proposé par le TC constructeur REGLAGE 0.2 0.3 0.67 2.5 0.7 15% 25% Défaut terre 64 Protections Code ANSI Protection masse câble, gaine câble Protection masse cuve 64 Caractéristique Temps/Courant Temps constant Rapport Réglage Proposé par le constructeur TC 3000/1 300/1 200/1 I=1800A , t=0s I= 90A, t=0s I=120A, t=0s Fonction d’exploitation Protections Code ANSI Réglage Proposé par le constructeur Diff Max tension : 10 V Vérification de synchronisme 25 Diff Max angle : 5 Deg Diff Max fréq :100 mHz Délai de fermeture : 1 s 72 Mini de tension 27 MinU : 0,7*Un, t = 10s ( fonction triphasée) Max de tension 59 MaxU : 1.2*Un, t = 30s ( fonction triphasée) Min fréquence 81L <47 Hz avec t = 10 s Max fréquence 81H >52 Hz avec t = 10 s 8. Conclusion générale Dans le cadre de l’élaboration de ce travail, et durant mon projet de fin d’études, j’ai pu réaliser les différentes études techniques qui font du parc une station de production conforme aux normes liées à la production de l’énergie électrique. Premièrement, j’ai commencé par introduire le schéma unifilaire, et expliquer la structure du parc éolien. Ensuite j’ai passé à la vérification des sections des câbles en réalisant de nouveau leur dimensionnement, pour confirmer les estimations des études faites lors du développement du projet. J’ai trouvé finalement que les câbles étaient bien dimensionnés sauf quelques-uns qui ont été sous-dimensionnés. Après ces deux étapes, j’ai fait l’analyse du LoadFlow pour confirmer que le parc éolien répond aux exigences du gestionnaire du réseau en matière de la génération et l’absorption de l’énergie réactive, et pour confirmer que les équipements choisis vont fonctionner dans les conditions normales d’exploitation. J’ai calculé les courants de courts-circuits par la méthode des impédances en vérifiant par la suite mes résultats à l’aide des rapports générés par le logiciel de simulation : les valeurs des courants de courts-circuits calculés à la main et ceux générés par le logiciel avaient des valeurs très proches. Ensuite, j’ai élaboré le plan de protection en faisant le choix des relais et leurs fonctions de protection, en calculant leurs seuils de réglage en se basant sur une étude de la sélectivité ampérométrique-chronométrique par courbes de sélectivités. Le Montant de réalisation du parc éolien de midelt s’élève à 2.5 Milliards de dirhams. Ce coût est réparti sur cinq postes distincts. Notamment la fourniture et installation des turbines éoliennes, les fournitures et travaux génie civil du parc, les fourniture et travaux génie électrique, le sponsoring et management, les infrastructures O&M. La figure suivante montre le poids de chaque poste dans le coût total du parc éolien : Répartiment des coûts dans un parc éolien 1% 12% 7% 10% 70% Turbinier C-Bop E-Bop Infrastructure O&M et pièce de rechange Sponsoring , management, developpement,,, 73 La partie E-BoP du lot génie électrique représente 7% du coût total du projet. Elle est constituée de quatre sous lot. Notamment la construction du poste électrique, le rabattement de la ligne THT, l’établissement du réseau inter-éolien. La figure suivante montre le poids de chaque sous lot au prix total du contrat E-Bop : E-Bop 13% 21% 58% 8% POSTE D'EVACUATION LIGNE AERIENNE 225KV RESEAU INTERNE AERIEN 33KV RESEAU INTERNE SOUSTERRAIN 33KV Le lot génie civil (C-Bop) représente 10% du montant global du contrat. La répartition des coûts est faite sur cinq principaux postes. Notamment le sou lot Piste et ouvrage hydraulique, les plateformes, les fondations, les tranchées MT et la road survey (l’aménagement des accès de transport des rues urbaines, depuis les usines de fabrication, ou bien les ports, jusqu’au site). La figure suivante montre cette répartition des coûts : C-Bop 2% 2% 11% 35% 50% Fondations 74 Pistes et OH Plateformes Tranchées MT Road Survey Ce travail m’a permis d’élargir ma perception au marché de l’industrie génie électrique, et aux opportunités qu’il offre. J’ai pu renforcer et confirmer mon savoir-faire dans le domaine des études des réseaux électriques des parcs éoliens. 75 9. Annexes 76 A NNEXE 1: UNIFILAIRE SIMPLIFIE 77 A NNEXE 2: FICHE TECHNIQUE DES CABLES HTA 78 79 80 A NNEXE 3: SPECIFICATIONS DE LA WTG DE MIDELT 81 A NNEXE 4: RESULTATS DE CALCULS DU ICC PAR LE LOGICIEL POWERF ACTORY Ip Max Ik Max AG01 AG02 AG03 AG04 AG05 AG06 AG07 82 40,10 16,83 Bus ID Bus AR TR1 Bus AR TR2 Bus-HV-MD01 Bus-HV-MD02 Bus-HV-MD03 Bus-HV-MD04 Bus-HV-MD05 Bus-HV-MD06 Bus-HV-MD07 Bus-HV-MD10 Bus-HV-MD58 Bis Bus-HV-MD49 Bus-HV-MD09 Bus-HV-MD11 Bus-HV-MD12 Bus-HV-MD13 Bus-HV-MD14 Bus-HV-MD21 Bus-HV-MD15 Bus-HV-MD16 Bus-HV-MD17 Bus-HV-MD18 Bus-HV-MD19 Bus-HVMD20Bis Bus-HV-MD22 Bus-HV-MD23 Bus-HV-MD24 Bus-HV-MD25 Bus-HV-MD30 Bis Bus-HV-MD31 Bis Bus-HV-MD26 Bus-HV-MD28 Bis Bus-HV-MD29 Bus-HV-MD40 Bis Bus-HV-MD48 Bus-HV-MD51 Bus-HV-MD32 Bus-HV-MD33 Bus-HV-MD34 kA kA Icc Max en Mode exploitation normal 3-Phase Fault I"k ip Ik 16,29 39,40 16,29 16,83 40,10 16,83 4,68 9,04 4,68 4,81 9,48 4,81 4,90 9,81 4,90 4,97 10,06 4,97 5,03 10,22 5,03 4,83 9,57 4,83 5,03 10,23 5,03 4,94 9,96 4,94 3,91 7,61 3,91 Line-to-Line Fault I"k ip Ib Ik 14,11 34,12 14,11 14,11 14,57 34,73 14,57 14,57 4,05 7,83 4,05 4,05 4,17 8,21 4,17 4,17 4,24 8,49 4,24 4,24 4,31 8,71 4,31 4,31 4,35 8,85 4,35 4,35 4,18 8,29 4,18 4,18 4,36 8,86 4,36 4,36 4,28 8,63 4,28 4,28 3,39 6,59 3,39 3,39 *Line-to-Line-to-Ground I"k ip Ib Ik 14,18 34,29 14,18 14,18 14,78 35,22 14,78 14,78 4,14 7,99 4,14 4,14 4,25 8,37 4,25 4,25 4,32 8,65 4,32 4,32 4,38 8,86 4,38 4,38 4,43 9,00 4,43 4,43 4,26 8,44 4,26 4,26 4,43 9,01 4,43 4,43 4,36 8,78 4,36 4,36 3,46 6,74 3,46 3,46 3,83 6,85 7,14 7,42 7,63 7,83 10,12 7,43 8,13 8,51 8,99 9,55 10,12 7,35 13,19 14,16 15,23 15,98 16,61 22,27 13,68 15,85 17,22 18,84 20,65 22,25 3,83 6,85 7,14 7,42 7,63 7,83 10,12 7,43 8,13 8,51 8,99 9,55 10,12 3,32 5,93 6,18 6,43 6,61 6,78 8,77 6,43 7,04 7,37 7,78 8,27 8,76 6,36 11,42 12,26 13,19 13,84 14,39 19,28 11,85 13,72 14,92 16,31 17,88 19,27 3,32 5,93 6,18 6,43 6,61 6,78 8,77 6,43 7,04 7,37 7,78 8,27 8,76 3,32 5,93 6,18 6,43 6,61 6,78 8,77 6,43 7,04 7,37 7,78 8,27 8,76 3,40 6,02 6,27 6,51 6,69 6,86 8,84 6,53 7,13 7,46 7,86 8,35 8,83 6,51 11,59 12,43 13,36 14,00 14,55 19,45 12,03 13,90 15,09 16,48 18,05 19,43 3,40 6,02 6,27 6,51 6,69 6,86 8,84 6,53 7,13 7,46 7,86 8,35 8,83 3,40 6,02 6,27 6,51 6,69 6,86 8,84 6,53 7,13 7,46 7,86 8,35 8,83 9,71 10,28 10,99 11,34 9,93 19,66 21,53 24,05 25,06 20,35 9,71 10,28 10,99 11,34 9,93 8,41 8,91 9,51 9,82 8,60 17,03 18,65 20,82 21,70 17,62 8,41 8,91 9,51 9,82 8,60 8,41 8,63 17,48 8,91 9,12 19,09 9,51 9,71 21,25 9,82 10,01 22,13 8,60 8,82 18,07 8,63 9,12 9,71 10,01 8,82 8,63 9,12 9,71 10,01 8,82 8,21 16,40 8,21 8,21 8,43 16,86 8,43 8,43 11,34 25,06 11,34 9,82 21,71 10,40 22,40 10,40 9,00 19,40 9,82 9,00 9,82 10,01 22,13 10,01 10,01 9,00 9,20 19,82 9,20 9,20 10,11 21,49 10,11 8,76 18,61 7,69 15,21 7,69 6,66 13,17 8,76 6,66 8,76 6,66 8,96 19,04 8,96 6,86 13,57 6,86 8,96 6,86 9,85 8,02 5,65 5,82 6,07 8,53 6,95 4,89 5,04 5,26 8,53 6,95 4,89 5,04 5,26 8,74 7,14 5,09 5,23 5,43 8,74 7,14 5,09 5,23 5,43 9,48 18,94 9,48 20,56 16,23 10,70 11,23 12,12 9,85 8,02 5,65 5,82 6,07 8,53 17,81 6,95 14,05 4,89 9,27 5,04 9,73 5,26 10,50 18,24 14,44 9,64 10,09 10,85 8,74 7,14 5,09 5,23 5,43 Bus-HV-MD35 Bis Bus-HV-MD36 Bus-HV-MD37 Bus-HV-MD38 Bus-HV-MD39 AG08 Bus-HV-MD41 Bus-HV-MD42 Bus-HV-MD43 Bus-HV-MD46 Bus-HV-MD47 AG09 Bus-HV-MD50 Bus_HV_MD44 Bus_HV_MD45 83 6,22 12,62 6,22 5,39 10,93 5,39 5,39 5,56 11,28 5,56 5,56 6,37 6,47 6,37 5,30 5,63 4,98 4,81 4,96 4,78 5,08 4,50 4,82 5,51 11,31 5,60 11,53 5,52 11,43 4,59 8,89 4,87 9,89 4,31 8,51 4,17 8,03 4,30 8,61 4,14 8,07 4,40 8,91 3,89 7,26 4,17 8,15 5,51 5,60 5,52 4,59 4,87 4,31 4,17 4,30 4,14 4,40 3,89 4,17 5,51 5,60 5,52 4,59 4,87 4,31 4,17 4,30 4,14 4,40 3,89 4,17 5,69 5,77 5,68 4,76 5,03 4,46 4,32 4,97 4,78 5,03 4,67 4,91 5,69 5,77 5,68 4,76 5,03 4,46 4,32 4,97 4,78 5,03 4,67 4,91 13,06 13,32 13,20 10,27 11,43 9,83 9,27 9,94 9,32 10,29 8,38 9,41 6,37 6,47 6,37 5,30 5,63 4,98 4,81 4,96 4,78 5,08 4,50 4,82 11,67 11,89 11,76 9,22 10,21 8,81 8,33 9,94 9,31 10,18 8,70 9,59 5,69 5,77 5,68 4,76 5,03 4,46 4,32 4,97 4,78 5,03 4,67 4,91 Ip Max Ik Max AG01 AG02 AG03 AG04 AG05 AG06 AG07 84 43,58 19,19 kA kA Bus ID Bus AR TR1 Bus AR TR2 Bus-HV-MD01 Bus-HV-MD02 Bus-HV-MD03 Bus-HV-MD04 Bus-HV-MD05 Bus-HV-MD06 Bus-HV-MD07 Bus-HV-MD10 Bus-HV-MD49 Bus-HV-MD58 Bis Bus-HV-MD09 Bus-HV-MD11 Bus-HV-MD12 Bus-HV-MD13 Bus-HV-MD14 Bus-HV-MD21 Bus-HV-MD15 Bus-HV-MD16 Bus-HV-MD17 Bus-HV-MD18 Bus-HV-MD19 Bus-HVMD20Bis Bus-HV-MD22 Bus-HV-MD23 Bus-HV-MD24 Bus-HV-MD25 Bus-HV-MD30 Bis Bus-HV-MD31 Bis Bus-HV-MD26 Bus-HV-MD28 Bis Bus-HV-MD29 Bus-HV-MD40 Bis Bus-HV-MD48 Bus-HV-MD51 Bus-HV-MD32 Bus-HV-MD33 Bus-HV-MD34 Bus-HV-MD35 Bis Bus-HV-MD36 Bus-HV-MD37 Bus-HV-MD38 Icc Max en mode dégradé 3-Phase Fault I"k ip Ik 19,19 43,58 19,19 19,19 43,58 19,19 4,90 9,31 4,90 5,05 9,78 5,05 5,15 10,13 5,15 5,23 10,40 5,23 5,29 10,57 5,29 5,06 9,88 5,06 5,29 10,58 5,29 5,19 10,30 5,19 3,98 7,54 3,98 4,07 7,82 4,07 I"k 16,62 16,62 4,24 4,37 4,46 4,53 4,58 4,38 4,58 4,50 3,45 3,52 Line-to-Line Fault ip Ib Ik 37,74 16,62 16,62 37,74 16,62 16,62 8,07 4,24 4,24 8,47 4,37 4,37 8,78 4,46 4,46 9,01 4,53 4,53 9,16 4,58 4,58 8,56 4,38 4,38 9,17 4,58 4,58 8,92 4,50 4,50 6,53 3,45 3,45 6,77 3,52 3,52 7,29 7,64 7,99 8,25 8,49 11,23 7,90 8,75 9,23 9,82 10,52 11,22 13,72 14,78 15,97 16,80 17,50 23,79 14,19 16,57 18,11 19,92 21,96 23,76 7,29 7,64 7,99 8,25 8,49 11,23 7,90 8,75 9,23 9,82 10,52 11,22 6,32 6,62 6,92 7,14 7,35 9,72 6,84 7,58 7,99 8,50 9,11 9,72 11,88 12,80 13,83 14,55 15,16 20,60 12,29 14,35 15,68 17,25 19,02 20,58 10,43 11,13 11,99 12,42 10,70 20,58 22,64 25,45 26,58 21,33 10,43 11,13 11,99 12,42 10,70 9,03 9,64 10,39 10,76 9,26 17,82 9,03 9,03 9,39 19,61 9,64 9,64 9,98 22,04 10,39 10,39 10,72 23,02 10,76 10,76 11,09 18,47 9,26 9,26 9,61 10,16 19,79 10,16 8,80 17,13 6,32 6,62 6,92 7,14 7,35 9,72 6,84 7,58 7,99 8,50 9,11 9,72 8,80 *Line-to-Line-to-Ground I"k ip Ib Ik 17,08 38,78 17,08 17,08 17,08 38,78 17,08 17,08 4,45 8,45 4,45 4,45 4,57 8,86 4,57 4,57 4,65 9,16 4,65 4,65 4,72 9,39 4,72 4,72 4,77 9,54 4,77 4,77 4,58 8,94 4,58 4,58 4,77 9,55 4,77 4,77 4,69 9,30 4,69 4,69 3,61 6,84 3,61 3,61 3,69 7,09 3,69 3,69 6,32 6,61 12,43 6,61 6,62 6,90 13,34 6,90 6,92 7,19 14,37 7,19 7,14 7,41 15,09 7,41 7,35 7,61 15,70 7,61 9,72 10,04 21,26 10,04 6,84 7,19 12,92 7,19 7,58 7,91 14,98 7,91 7,99 8,31 16,31 8,31 8,50 8,82 17,88 8,82 9,11 9,42 19,66 9,42 9,72 10,03 21,24 10,03 8,80 18,51 20,31 22,75 23,74 19,17 6,61 6,90 7,19 7,41 7,61 10,04 7,19 7,91 8,31 8,82 9,42 10,03 9,39 9,98 10,72 11,09 9,61 9,39 9,98 10,72 11,09 9,61 9,15 17,82 9,15 9,15 12,42 26,59 12,42 10,76 23,03 10,76 10,76 11,09 23,75 11,09 11,09 11,29 23,63 11,29 9,78 20,46 9,78 9,78 10,10 21,14 10,10 10,10 10,95 22,62 10,95 9,48 19,59 8,15 15,79 8,15 7,06 13,68 9,48 7,06 9,48 7,06 9,81 20,27 9,81 7,35 14,24 7,35 9,81 7,35 10,63 8,53 5,89 6,08 6,36 6,53 18,69 14,63 9,53 10,02 10,83 11,30 9,20 7,39 5,10 5,26 5,51 5,66 9,20 7,39 5,10 5,26 5,51 5,66 9,54 7,67 5,35 5,51 5,75 5,89 9,54 7,67 5,35 5,51 5,75 5,89 9,54 7,67 5,35 5,51 5,75 5,89 5,80 11,71 5,90 11,94 5,81 11,83 5,80 5,90 5,81 5,80 5,90 5,81 6,03 12,18 6,03 6,13 12,41 6,13 6,03 12,28 6,03 6,03 6,13 6,03 21,58 16,89 11,01 11,57 12,51 13,04 10,63 8,53 5,89 6,08 6,36 6,53 6,70 13,52 6,70 6,81 13,79 6,81 6,71 13,66 6,71 9,20 7,39 5,10 5,26 5,51 5,66 19,37 15,19 10,00 10,48 11,30 11,76 Bus-HV-MD39 AG08 Bus-HV-MD41 Bus-HV-MD42 Bus-HV-MD43 Bus-HV-MD46 Bus-HV-MD47 AG09 Bus-HV-MD50 Bus_HV_MD44 Bus_HV_MD45 85 5,52 5,89 5,18 4,99 5,16 4,96 5,29 4,65 5,00 10,55 11,78 10,10 9,51 10,21 9,55 10,58 8,57 9,65 5,52 5,89 5,18 4,99 5,16 4,96 5,29 4,65 5,00 4,78 9,14 5,10 10,20 4,48 8,74 4,32 8,23 4,47 8,84 4,30 8,27 4,58 9,16 4,03 7,42 4,33 8,36 4,78 5,10 4,48 4,32 4,47 4,30 4,58 4,03 4,33 4,78 5,10 4,48 4,32 4,47 4,30 4,58 4,03 4,33 4,99 9,55 4,99 5,30 10,61 5,30 4,68 9,12 4,68 4,52 8,61 4,52 5,22 10,33 5,22 5,02 9,65 5,02 5,30 10,59 5,30 4,87 8,99 4,87 5,15 9,94 5,15 4,99 5,30 4,68 4,52 5,22 5,02 5,30 4,87 5,15 Ikmin 1,78 Bus ID Bus-HVMD49 3-Phase Fault I"k ip Ik 2,05 4,16 2,05 IBPN = 0.585 A 86 kA Icc Minimal I"k 1,78 Line-to-Line Fault ip Ib 3,60 1,78 Line-to-Line-to-Ground Ik I"k ip Ib Ik 1,78 1,82 3,68 1,82 1,82 A NNEXE 5: C ODE AINSI DES FONCTIONS DE PROTECTION Code ANSI 12 14 21 Libellé de la fonction Survitesse Sous-vitesse Protection de distance 21B Minimum d’impédance 24 Contrôle de flux 25 Contrôle de synchronisme 26 27 Thermostat Minimum de tension Minimum de tension directe 27D 27R 27TN 32P 32Q 37 37P 37Q 38 40 46 47 Minimum de tension rémanente Minimum de tension résiduelle (harmonique 3) Maximum de puissance active directionnelle Maximum de puissance réactive directionnelle Minimum de courant phase Minimum de puissance active directionnelle Minimum de puissance réactive directionnelle Surveillance de température de paliers Perte d’excitation Maximum de composante inverse Maximum de tension inverse 48 - 51LR Démarrage trop long et blocage rotor 49 Image thermique 49T Sonde de température 50 Maximum de courant phase instantanée 87 Définition Détection de survitesse des machines tournantes Détection de sous-vitesse des machines tournantes Détection de mesure d’impédance Protection de secours des générateurs contre les courtscircuits entre phases Contrôle de surfluxage Contrôle d’autorisation de couplage de deux parties de réseau Protection contre les surcharges Protection pour contrôle d’une baisse de tension Protection des moteurs contre un fonctionnement à tension insuffisante Contrôle de disparition de la tension entretenue par les machines tournantes après déconnexion de l’alimentation Détection de défaut d’isolement à la terre d’enroulements statoriques (neutre impédant) Protection de contrôle de transfert maximal de puissance active Protection de contrôle de transfert maximal de puissance réactive Protection triphasée contre les minima de courant Protection de contrôle de transfert minimal de puissance active Protection de contrôle de transfert minimal de puissance réactive Protection contre les échauffements anormaux des paliers des machines tournantes Protection des machines synchrones contre défaut ou perte d’excitation Protection contre les déséquilibres des courants des phases Protection de tension inverse et détection du sens de rotation inverse de machine tournante Protection des moteurs contre le démarrage en surcharge ou sous tension réduite, et pour charge pouvant se bloquer Protection contre les surcharges Protection contre les échauffements anormaux des enroulements des machines Protection triphasée contre les courts-circuits entre phases 50BF Défaillance disjoncteur 50N ou 50G Maximum de courant terre instantanée 50V 50/27 51 Maximum de courant phase à retenue de tension instantanée Mise sous tension accidentelle générateur Maximum de courant phase temporisée Protection de contrôle de la non-ouverture du disjoncteur après ordre de déclenchement Protection contre les défauts à la terre : 50N : courant résiduel calculé ou mesuré par 3 TC 50G : courant résiduel mesuré directement par un seul capteur (TC ou tore) Protection triphasée contre les courts-circuits entre phases, à seuil dépendant de la tension Détection de mise sous tension accidentelle de générateur Protection triphasée contre les surcharges et les courtscircuits entre phases Protection contre les défauts à la terre : 51N : courant résiduel calculé ou mesuré par 3 TC 51G : courant résiduel mesuré directement par un seul capteur (TC ou tore) 51N ou 51G Maximum de courant terre temporisée 51V Maximum de courant phase à retenue de tension temporisée Protection triphasée contre les courts-circuits entre phases, à seuil dépendant de la tension 59 Maximum de tension Protection de contrôle d’une tension trop élevée ou suffisante 59N Maximum de tension résiduelle Protection de détection de défaut d’isolement 63 Pression 64REF Différentielle de terre restreinte 64G 100 % stator générateur 66 67 67N/67NC 78 78PS Limitation du nombre de démarrages Maximum de courant phase directionnelle Maximum de courant terre directionnelle Saut de vecteur Perte de synchronisme (pole slip) 79 Réenclencheur 81H 81L Maximum de fréquence Minimum de fréquence 88 Détection de défaut interne transformateur (gaz, pression) Protection contre les défauts à la terre d’enroulements triphasés couplés en étoile avec neutre relié à la terre Détection de défauts d’isolement à la terre des enroulements statoriques (réseau à neutre impédant) Protection contrôlant le nombre de démarrages des moteurs Protection triphasée contre les courts-circuits selon le sens d’écoulement du courant Protection contre les défauts à la terre selon le sens d’écoulement du courant (NC : Neutre Compensé) Protection de découplage à saut de vecteur Détection de perte de synchronisme des machines synchrones en réseau Automatisme de refermeture de disjoncteur après déclenchement sur défaut fugitif de ligne Protection contre une fréquence anormalement élevée Protection contre une fréquence anormalement basse 81R 87B Dérivée de fréquence (rocof) Différentielle jeu de barres 87G Différentielle générateur 87L Différentielle ligne 87M Différentielle moteur 87T Différentielle transformateur 89 Protection de découplage rapide entre deux parties de réseau Protection triphasée contre les défauts internes de jeu de barres Protection triphasée contre les défauts internes d’alternateurs Protection triphasée contre les défauts internes de ligne Protection triphasée contre les défauts internes de moteur Protection triphasée contre les défauts internes de transformateur 90 A NNEXE 6: C OURBES DE SELECTIVITES Protection turbine Protection arrivée grappe-turbine 91 Protection Transfo côté 33kV- couplage –arrivée grappe Protection transfo côté 225kV-protection transfo côté33 92 10. 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