[email protected] SONICHAR .SA ETUDE TECHNIQUE DE REMPLACEMENT D’UN TRANSFORMATEUR DE 5MVA PAR UN AUTRE DE 23MVA AU POSTE 132kV A LA SONICHAR MEMOIRE POUR L’OBTENTION DU MASTER SPECIALISE EN GENIE ELECTRIQUE, ENERGETIQUE ET ENERGIES RENOUVELABLES OPTION : GENIE ELECTRIQUE -----------------------------------------------------------------Présenté et soutenu publiquement le …..par MOUSSA KADRI Mahaman Sani Travaux dirigés par : Ahmed .O BAGRE Enseignant au 2iE UTER : Génie Energétique et Industriel (GEI) ISSA Adamou Chef d’équipe électricité section services généraux (SONICHAR) ISSA Mahamadou Chef service maintenance (DEC) Jury d’évaluation du stage : Président : Prénom NOM Membres et correcteurs : Prénom NOM Prénom NOM Prénom NOM Promotion : 2009-2010 i REMERCIEMENTS Mes remerciements vont à l’endroit de : L’Union Européenne, pour le financement de la formation, Le Burkina Faso, pour l’accueil, A la fondation 2ie, A la SONICHAR, A Mr AHMED.O BAGRE, mon encadreur pédagogique, A mes Co-encadreurs à la SONICHAR : - Elh ISSA Adamou Elh ISSA Mahamadou A Mes parents, A ISSAKA MAMAN Madjitaba, un frère A toute ma famille A TOUTE LA PROMOTION 2009/2010 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 ii RESUME Le projet de fin de cette formation consiste à une étude technique de remplacement d’un transformateur de 5MVA par un autre de 23MVA au poste 132kV à la SONICHAR, suite à notre stage en entreprise effectué à la dite société. L’objectif de ce travail consiste d’abord à justifier cette opération de remplacement par l’établissement du bilan de puissance du transformateur 5MVA puis évaluer l’impact de cette opération sur le réseau et sur son plan de protection. Pour cela, une présentation générale du réseau et de son plan de protection à été effectuée. Le bilan de puissance réalisé montre que le transformateur a une surcharge de l’ordre de 21% par rapport à sa capacité nominale. L’étude d’impact réalisé à l’horizon à 2016 sur le réseau et le plan de protection montre que la chute de tension sera de l’ordre de 31% sur le départ AGADES et de l’ordre de 5% sur le départ Station de pompage. Sur le plan de la tenue thermique des équipements, le câble souterrain départ AGADES sera chargé de l’ordre de 90% par rapport à la valeur admissible. Enfin, Sur le plan de protection, les intensités en ligne de tous les départs dépasserons les calibres de transformateurs courants installés. MOTS CLES : 1-Transformateur, 2-bilan de puissance, 3- réseau de distribution, 4-plan de protection, 5- SONICHAR MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 iii ABSTRACT The final project of this training is a technical study to replace a transformer 5MVA by another of 23MVA at 132kV to post SONICHAR following our internship conducted at the said company. The objective of this work is to first justify the replacement operation by setting the power balance of the transformer 5MVA then assesses the impact of this operation on the network and its protection plan. For this, the presentation of the network and its protection plan has been completed. The power balance achieved shows that the transformer has an overload of about 21% over its rated capacity. The impact study done by the year 2016 on the network and the protection plan shows that the voltage drop will be around 31% over the departure AGADES and about 5% of the departure Pumping Station. In terms of the thermal equipment, underground cable AGADES departure will be loaded for about 90% compared to the allowable value. Finally, on the protection plan, the line intensities for all departures will exceed the sizes of current transformers installed. KEY WORDS: 1-Transformer, 2-power balance, 3-distribution network, 4-protection plan, 5SONICHAR MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 iv LISTE DES ABREVIATIONS 2IE : Institut International de l’Ingénierie de l’eau et de l’Environnement SONICHAR : La Société Nigérienne du Charbon d’Anou-Araren DEC : Division Exploitation Centrale HTB : Haute tension type B HTA : Haute tension type A AA : Poste Anou-Araren AK : Poste AKOKAN JB : jeux de barre TC : Transformateur de courant OLRR : Désignation Locale du Transformateur 5MVA OLPT : Auxiliaires au poste 20kV OLPR : Transformateur de démarrage en cas d’arrêt de la centrale BNP : Bobine du point neutre OLPS : Désignation Locale du Bobine du point neutre au poste 20kV OLPB : Désignation Locale de la masse tableau HTA au poste 20kV 1GA : Turbo alternateur n°1 2GA : Turbo alternateur n°1 1GT : Transformateur élévateur n°1 2GT : Transformateur élévateur n°2 1LGA, 1LGB : Tableaux de distribution interne 1D, 2D… : Disjoncteurs HTB 1SA ,2SA,..: Sectionneurs HTB ITG 7113 : Relais à maximum de courant à usage générale ITGD 7180 : Relais à maximum de courant + Discordance MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 v SOMMAIRE RESUME ................................................................................................................................... iii ABSTRACT ................................................................................................................................ iv LISTE DES ABREVIATIONS ..................................................................................................... v LISTE DES TABLEAUX ......................................................................................................... viiii LISTE DES FIGURES……………………………………………………………………………………… .viii Partie 0 : GENERALITES ...................................................................................................... 1 I. Contexte du stage ......................................................................................................... 2 II. Présentation générale de la SONICHAR .................................................................. 2 III. Introduction générale ................................................................................................... 5 IV. Objectif de l’étude ......................................................................................................... 6 V. Cahier de charge…………………………………………………………………… 6 VI. Méthodologie ………………………………………………………........................ 6 Partie I : PRESENTATION GENERALE DU RESEAU 20kV ET DE SON PLAN DE PROTECTION ......................................................................................................................... 8 Chapitre 1 : CARACTERISTIQUES GENERALES DU RESEAU 20kV SONICHAR . 9 I. Régime de tension ......................................................................................................... 9 II. Réseau unifilaire 132kV/20kV ..................................................................................... 9 III. Analyse fonctionnelle du réseau 132kV/20kV en régime normale .......................... 11 IV. Réseau de distribution 20kV SONICHAR ................................................................ 13 V. Caractéristiques électriques des câbles et conducteurs aériens 20kV SONICHAR .. 16 Chapitre2 : PLAN DE PROTECTION DU RESEAU 20kV SONICHAR ....................... 18 I. Le régime du neutre ................................................................................................... 18 II. Organisation du plan de protection ........................................................................... 18 III. Principe de fonctionnement du système de protection .............................................. 18 IV. Schéma unifilaire simplifié du poste 20KV .............................................................. 20 V. Réglage des relais de protections ............................................................................... 22 Partie II : ETUDE REALISEE ............................................................................................. 25 Chapitre 3 : ETUDE DE LA CHARGE ............................................................................... 26 I. Contexte d’étude ........................................................................................................... 26 II. Bilan de puissance du transformateur 5MVA ............................................................... 26 II-1.Niveau de la charge ................................................................................................ 26 II-2 .Facteurs de charges ................................................................................................ 28 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 vi II-3 .Bilan de puissance du transformateur .................................................................... 29 III. Prévision de La charge à l’horizon 2016 ................................................................... 29 Chapitre 4: ETUDE D’IMPACT SUR LE RESEAU ET SUR LE PLAN DE PROTECTION ....................................................................................................................... 30 I. Etude d’impact sur le réseau ......................................................................................... 30 I-1 . Objectif ................................................................................................................. 30 I-2 .Modélisation du réseau de distribution ................................................................... 30 I-3 .Vérification de la tenue thermique des conducteurs et câbles HTA ....................... 31 I-3-1 .Les hypothèses de calculs .................................................................................... 31 I-3-2 .Les résultats de calculs ........................................................................................ 31 I-4 .Vérification de la chute de tension ...................................................................... 32 I-4-1 .Les hypothèses de calculs..................................................................................... 32 I-4-2 .Les résultats des calculs ...................................................................................... 33 II. Etude d’impact sur le plan de protection ................................................................... 33 CONCLUSION GENERALE ............................................................................................... 36 RECOMMANDATION ......................................................................................................... 36 Partie III : TRAVAUX DE MISE EN SERVICE DU TRANSFORMATEUR 23MVA . 37 Chapitre 4 : MISE EN SERVICE DU TRANSFORMATEUR 23MVA ........................... 38 I. Contrôle d’isolement ............................................................................................. 38 II. Vérification du rapport de transformation .............................................................. 39 III. Alimentation en tension réduite coté HT ............................................................... 40 IV. Mise en service du transformateur ........................................................................ 40 Bibliographie ............................................................................................................................ 42 ANNEXES ............................................................................................................................... 43 ANNEXE I : Détermination de caractéristiques électriques de conducteurs aérien et câbles 44 ANNEXE II : Calcul de facteur de charge suivant les départ .................................................. 47 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 vii LISTE DES TABLEAUX Tableau 1 : Régime de tension ................................................................................................... 9 Tableau 2 : Caractéristiques électriques des câbles souterrains ............................................... 16 Tableau 3 : Caractéristiques électriques des conducteurs aériens ............................................ 17 Tableau 4 : Réglage de relais de protection poste 20kV SONICHAR ..................................... 23 Tableau 5 : Niveau de la charge retenue par départ ................................................................. 27 Tableau 6 : Facteurs de charges moyen par départ .................................................................. 28 Tableau 7 : Bilan de puissance du transformateur 5MVA ....................................................... 29 Tableau 8 : Prévision de la charge à l’horizon 2016 ................................................................ 29 Tableau 9 : Résultats de la vérification de la contrainte thermique ......................................... 31 Tableau 10 : Résultats de la vérification de la chute de tension .............................................. 33 Tableau 11 : Etude d’impact sur le système de réglage et les calibres des TC ........................ 34 Tableau 12 : Choix des TC ....................................................................................................... 35 Tableau 13 : Mesures d’isolement entre enroulements du transformateur 23MVA ................ 38 Tableau 14 : Mesures d’isolement des câbles 20kV sans connexion ....................................... 38 Tableau 15 : Mesures d’isolement des câbles 20kVau transfo et mise à la terre ..................... 38 Tableau 16 : Vérification du rapport de transformation ........................................................... 39 Tableau 17 : INTENSITE ADMISSIBLE DES CONDUCTEURS AERIENS .......................................... 44 Tableau 18: ANNEXE DU TABLEAU 17 ....................................................................................... 44 Tableau 19 : Résistance linéique des conducteurs ................................................................... 45 Tableau 20 : Câbles HTA souterrains enterrés à sol à 20 °C – Régime discontinu ................. 46 Tableau 21 : Facteur de charge moyen départ AGADES ........................................................ 47 Tableau 22 : Facteur de charge moyen départ Cité SONICHAR ............................................ 48 Tableau 23 : Facteur de charge moyen départ Station de pompage ......................................... 48 Tableau 24 : Facteur de charge moyen départ Parc à charbon ................................................. 49 Tableau 25 : Facteur de charge moyen départ auxiliaire au poste ........................................... 50 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 viii LISTE DES FIGURES Figure 1 : Organigramme de la SONICHAR ............................................................................. 4 Figure 2 : Réseau unifilaire 132kV/20kV ................................................................................ 10 Figure 3 : Transformateur élévateur 6,6kV/132kV .................................................................. 11 Figure 4 : Couplage des transformateurs 1GT et 2GT au JB 132 AA au poste 132kV: .......... 12 Figure 5 : Transformateur 5MVA au poste 132kV AA ......................................................... 13 Figure 6 : Réseau de distribution 20kV .................................................................................... 14 Figure 7 : TC TORE sur un départ ........................................................................................... 19 Figure 8 : Relais de protection ................................................................................................. 19 Figure 9 : Principe de fonctionnement du système de protection ............................................ 20 Figure 10 : Schéma unifilaire simplifié du poste 20kV ........................................................... 21 Figure 11 : Evolution des pointes annuelles de puissance suivant les départs ......................... 27 Figure 12 : Modélisation du réseau de distribution .................................................................. 30 Figure 13 : Essai à tension réduite du transformateur 23MVA ................................................ 40 Figure 14 : Transformateur 23MVA en état de service ........................................................... 41 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 ix Partie 0 : GENERALITES 1 I. Contexte du stage La qualité de l’enseignement dispensé au 2iE n’est point à démontrér, cependant le 2iE a une politique visant à permettre aux étudiants de mettre en pratique l’ensemble des connaissances acquises au cours de la formation, en rendant notamment obligatoire un stage en entreprise pour une durée minimum de trois mois pour les Masters spécialisés. C’est dans le cadre de cette politique que nous avons effectué un stage de trois mois à la Société Nigérienne du Charbon d’Anou-Araren (SONICHAR). II. Présentation générale de la SONICHAR II-1 Historique Les missions de prospection organisées par le commissariat à l’ énergie atomique dans le cadre de la recherche de gisements uranifères avaient procédé en 1964 à la reconnaissance de gisement de charbon de Tiféreye , localisé sur le site d’Anou Araren, 45km à vol d’oiseau au nord – ouest de la ville d’AGADES (REGION NORD DU NIGER) et à 200 km au Sud d’Arlit. Cette découverte ouvrait la perspective de l’exploitation d’une ressource minière supplémentaire et son utilisation vers la production énergétique. Mais, ce ne fut qu’à partir de 1974 que l’idée prit corps, et passa alors très rapidement du stade conceptuel aux premières réalisations. Ainsi, en 1975 née la Société Nigérienne du Charbon d’Anou-Araren (SONICHAR), société anonyme d’économie mixte au capital de 19 .730.000.000 FCFA. II-2 Mission La société nigérienne du charbon d’Anou-Araren (SONICHAR) dont la création s’inscrit dans le cadre de la recherche des voies et moyens en vue de réduire la dépendance énergétique du Niger a pour missions : L’exploitation du charbon ; La production de l’énergie électrique à partir de la centrale thermique ; Le transport et la répartition de l’énergie électrique aux sociétés minières, aux cités induites ainsi qu’a à la ville d’AGADES. MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 2 II-3 Organisation La SONICHAR est placée sous la tutelle du ministère des mines et de l’énergie. Elle est administrée par un conseil d’administration et dotée d’une direction générale (voir organigramme). Toutes les installations administratives et industrielles de la SONICHAR sont sur le site d’Anou-Araren et au poste d’Akokan (Arlit). Seul le bureau de liaison est implanté à Niamey. La SONICHAR est constituée essentiellement de deux divisions qui sont : La division exploitation minière et la division exploitation centrale et des services administratifs. II-3-1.La division exploitation minière Elle a pour mission essentielle d’alimenter la centrale en charbon de granulométrie 0,5 mm avec une teneur moyenne en cendre de 51% et un pouvoir calorifique de 3800Kcal/Kg. Pour accomplir sa mission, elle doit extraire le charbon et le traiter mécaniquement avant son envoi à la centrale .Elle est composée d’un service production qui extrait, transporte et traite le charbon ; et d’un service Maintenance qui s’occupe de l’entretien du matériel roulant et d’autres installations fixes de la division. II-3-2 La division exploitation centrale Elle a en charge la production de l’électricité à partir du charbon et est composée de deux services : Un service production qui produit, et transporte l’électricité jusqu’aux différents points d’utilisations ; Un service maintenance chargé de la maintenance des différentes installations II-4 Organigramme de la société MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 3 CONSEIL D’ADMINISTRATION DIRECTEUR GENERAL SECRETAIRE GENERAL DIRECTEUR DES DIRECTEUR DES EXPLOITATIONS SERVICES TECHNIQUES CHEF DE DIVISION EXPLOITATION MINE CHEF DE DIVISION EXPLOITATION CENTRALE CHEF DE SERVICE CHEF DE SERVICE PRODUCTION MAINTENANCE Sections Sections EXPLOITATION MINE ATELIER ENGINS PARC A CHARBON BUREAU DE METHODE CHEF DE SERVICE EXPLOITATION CENTRALE CHEF DE SERVICE MAINTENANCE Sections Sections EXPLOITATION CENTRALE EXECUTION CONTROLE PRODUCTION SERVICES GENERAUX CHEF DE SERVICE SECURITE ET ENVIRONNEMENT CHEF DE SERVICE TRANSPORT ET INFRASTRUCTURE CONTROLE TECHNIQUE BUREAU DE METHODE ATELIER CENTRALE DE FABRICATION Figure 1 : Organigramme de la SONICHAR MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 4 III. Introduction générale Une bonne exploitation du réseau consiste en une attention constante à la sécurité des personnels et des équipements et une fourniture de l’énergie électrique à la clientèle sans interruption et au coût le plus bas possible. Ceci n’est possible que si les exploitants du réseau restent au courant des conditions d’exploitations et connaitre les capacités normales et de surcharges des équipements. En effet, après la conception et la mise en service d’un réseau, les operateurs de conduite de réseau sont responsables pour veiller à ce que les contraintes de conception du réseau ne soient pas dépassées en régime d’exploitation normale. Par ailleurs, ils devront être attentifs aux conditions qui pourraient mettre en danger la fiabilité du réseau et devront être prêt à intervenir sur le réseau pour éviter le développement de situations dangereuses. Les facteurs essentiels soumis au contrôle en divers endroits du réseau sont : le courant en ligne, la tension, la fréquence et la fiabilité du plan de protection. Cette présente étude s’inscrit dans le cadre d’une opération de remplacement d’un transformateur de 5MVA à l’état de saturation par un autre de 23MVA au poste 132kV à la SONICHAR. Le thème de notre étude est organisé en quatre parties étalées suivant cinq chapitres. La partie 0 est consacrée aux généralités dont la présentation générale de la SONICHAR, la méthodologie suivie ainsi que notre cahier de charge. Dans La première partie I ,nous avons fait une présentation générale du réseau 20 kV SONICHAR et de son plan de protection. La deuxième partie II est consacrée à l’étude réalisée. Dans cette partie nous présentons l’étude de la charge dont le bilan de puissance du transformateur et une étude d’impact sur le réseau à l’horizon 2016. Dans la troisième partie nous présentons les éléments essentiels de la mise en service du transformateur de remplacement de 23MVA. MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 5 IV. Objectif de l’étude L’objectif de cette étude est de décrire les conditions techniques d’exploitations du réseau de distribution 20kV SONICHAR à l’horizon 2016 en évaluant l’impact de cette opération de remplacement de transformateur sur le réseau et sur son plan de protection. V. Cahier de charge : Dans le cadre de cette étude, notre travail consiste à: Justifier cette opération de remplacement en effectuant le bilan de puissance du transformateur 5MVA Evaluer les contraintes thermiques en régime normal d’exploitation sur les câbles souterrains et les conducteurs aériens HTA du réseau à l’horizon 2016 VI. Evaluer les contraintes sur le plan de la tension Etudier l’impact sur le plan de protection du réseau Proposer des solutions en cas de dépassement de contraintes admissibles Méthodologie Du point de vue méthodologique nous avons procédé comme suit : Première étape Dans un premier temps nous avons fait une présentation générale du réseau de distribution ainsi que son plan de protection. Nous avons déterminé par la suite les caractéristiques électriques de conducteurs aériens et câbles souterrains à la température de 45°C pendant la période chaude de l’année Deuxième étape Nous avons effectué le bilan de puissance du transformateur 5MVA suivant le schéma ciaprès : Rétention du niveau de la charge à la phase actuelle Détermination des facteurs de charges MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 Etablissement du bilan de puissance du transformateur 5MVA 6 Troisième étape Au cours de cette étape nous avons évalué l’impact sur le réseau et sur le plan de protection suivant le schéma ci-après : Impact sur le réseau Impact sur le plan de protection Modélisation du réseau 20kV Calcul des intensités maximales en ligne pour l’année 2016 Comparaison avec les valeurs admissibles dans les équipements Conclusion sur le respect de la contrainte à tenue thermique des équipements Examen des caractéristiques de transformateurs de courant et les seuils de réglages des relais de protections à la phase actuel Calcul de chute de tension avec les pointes puissances prévues Conclusion sur le respect de la contrainte sur le plan de la tension Mesure à prendre pour ramener la chute de tension dans la limite admissible MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 Comparaison des intensités maximales en ligne prévisibles aux seuils de réglages et aux calibres des transformateurs de courant Détection ou absence de contrainte sur le plan de protection 7 Partie I : PRESENTATION GENERALE DU RESEAU 20kV ET DE SON PLAN DE PROTECTION MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 8 Chapitre 1 : CARACTERISTIQUES GENERALES DU RESEAU 20kV SONICHAR I. Régime de tension En exploitation normale, les tensions sont maintenues dans les plages suivantes : Tableau 1 : Régime de tension Nature de réseaux Tension Fonction Réseau HTB 132kV Transport ligne 132kV Réseau HTA de distribution 20kV Distribution ligne 20kV Réseau HTA de distribution 6,6kV Alimentation des auxiliaires de la centrale interne à la centrale Réseau de distribution BT II. 380V Distribution BT Réseau unifilaire 132kV/20kV Il s’agit du réseau donnant l’aspect du fonctionnement global de l’ensemble des ouvrages, allant de la production jusqu’aux réseaux de distribution 20kV. Voir figure ciaprès : MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 9 1GA 2GA 1GS 2GS 1GT 2GT 1LGB 1LGA 6.6/132kV 2LGB 6.6/132kV 2LGA 1D 2D OLPR 1SA 2SA 20/6.6kV JB 20 AA OLRR 132/20kV 3D OLPT PARC Station CITE JB 132 AA AGADEZ OLPS 5MVA 3 SA 4D Ligne 132kV D 500 JB 132 AK D 100 D 200 132/20kV 132/20kV BPN1 D 115 D5 D6 NIGELEC AK D 215 S1 JB 20 AK SOMAIR D7 D8 SMTT D3 COMINAK D1 NIGELEC ARLIT D4 BPN2 RESERVE Figure 2 : Réseau unifilaire 132kV/20kV MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 10 III. Analyse fonctionnelle du réseau 132kV/20kV en régime normale Les turbos alternateurs 1GA et 2GA produisent la tension alternative à 6,6kV. Cette tension est élevée à 132kV au niveau des transformateurs élévateurs 1GT et 2GT. Ces transformateurs élévateurs sont couplés au niveau de JB 132 AA poste 132kV A partir de jeu barre 132kV on alimente les départs suivants : la ligne 132 kV transportant l’énergie jusqu’aux sociétés minières d’Arlit le départ transformateur 5MVA alimentant le JB 20AA poste 20kV Enfin les transformateurs 1GS et 2GS soutirent de l’énergie à 6,6kV pour alimenter les auxiliaires de fonctionnement de la centrale à travers le réseau de distribution interne. Figure 3 : Transformateur élévateur 6,6kV/132kV MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 11 Figure 4 : Couplage des transformateurs 1GT et 2GT au JB 132 AA au poste 132kV: MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 12 IV. Réseau de distribution 20kV SONICHAR Ce réseau comporte cinq départs à savoir : La ville d’AGADES La cité SONICHAR La station de pompage Le parc à charbon Et les auxiliaires au poste 20kV (OLPT) Ces départs sont alimentés par un transformateur de 5MVA (132kV/20kV) installé au poste 132kV. Voir figure ci-après : Figure 5 : Transformateur 5MVA au poste 132kV AA La figure ci-après donne une représentation détaillée du réseau de distribution. MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 13 Transfo HTB/HTA 5MVA Alu armé 240 D=40m JB 20 kV AA Alu armé 50 D=150m Alu armé 50 D=0,5km Alu armé 50 D=150m Alu armé 50 D=150m Vers gendarmerie Vers FIDA Vers mosquée OLPT Vers mission Almélec 117 D=45km Almélec 117 D=30km 50 Alu armé D= 10m Almélec 56,4 D= 3km Vers château d’eau Kerboubou AGADES Parc à Charbon Almélec 54,6 Almélec 54,6 Forage 1 Forage 4 Station de pompage Forage 2 Sous station services généraux Cité SONICHAR Figure 6 : Réseau de distribution 20kV MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 14 LEGENDE Jeu de barre 20kV Câble souterrain Ossature principale Dérivation IACM : interrupteur aérien à commande manuel Remontée aéro-souterrain MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 15 V. Caractéristiques électriques des câbles et conducteurs aériens 20kV SONICHAR Etant donné que nous sommes dans une zone où la température ambiante peut atteindre 50°C, nous avons fait les hypothèses suivantes pour déterminer les caractéristiques électriques des conducteurs aériens et câbles souterrains pendant la période chaude de l’année : La température moyenne maximale ambiante est de 45°C La température du sol est de 30°C La résistivité du sol est de 1,2Km /W Ces hypothèses nous ont servi de référence pour réajuster des valeurs de résistivités que nous avons prises dans différents tableaux (EDF). (Voir ANNEXE I) Pour fixer les valeurs intensités admissibles des conducteurs et câbles, nous avons considérés les conditions suivantes : Pour les conducteurs aériens nus Régime permanent discontinu en période chaude La Différence entre température ambiante et température max admissible dans l’âme du conducteur est de 15°C lorsqu’il fait jour. Pour les câbles souterrains Régime permanent discontinu en période chaude Les intensités correspondent à une liaison triphasée fonctionnant dans l’environnement thermiques décrit ci-dessus sans parallèles électriques ni proximités thermiques. Les tableaux ci-dessous résument les caractéristiques électriques des conducteurs et câbles HTA du réseau. Tableau 2 : Caractéristiques électriques des câbles souterrains Câbles souterrains Caractéristiques électriques à 30°C Alu armé 240 Résistance 0,160Ω/km réactance 0,103Ω/km Intensité admissible 410A Alu armé 50 0,820Ω/km 0, 138Ω/km 170A MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 16 Tableau 3 Caractéristiques électriques des conducteurs aériens Caractéristiques électriques à 45°C Conducteur aérien nu Almélec 117 Almélec 54,6 Résistance 0,424Ω/km 0,198Ω/km réactance 0,3Ω/km 0,3Ω/km MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 Intensité admissible 235A 145A 17 Chapitre2 : PLAN DE PROTECTION DU RESEAU 20kV SONICHAR I. Le régime du neutre Le réseau est à trois conducteurs de phase avec neutre non distribué. Le secondaire du transformateur 5MVA étant couplé en triangle ne donne pas accès à un point neutre. Cependant, un point neutre artificiel est crée à partir d’une bobine de point neutre BPN (OLPS) raccordée sur le jeu de barres du poste 20kV. C’est une bobine zigzag avec neutre sorti. L’impédance entre les deux parties de l’enroulement, essentiellement selfique et faible, limite le courant de défaut à la terre tout en permettant un bon écoulement des surtensions .Toutefois les protections doivent intervenir automatiquement pour éliminer le premier défaut. II. Organisation du plan de protection Le système de protection assure les protections principales du réseau à savoir : La protection des départs (AGADES, Station de pompage, Cité SONICHAR ….) La protection de l’arrivée alimentant le jeu de barre 20kV (arrivée transfo 5MVA) Il assure également des protections spécifiques des matériels tels que la protection masse cuve du transformateur et la protection masse tableau HTA du poste 20kV. III. Principe de fonctionnement du système de protection Le système protection se compose des chaînes constituées des éléments suivants : Capteur de mesure : transformateur de courant ou de tension fournissant les informations de mesure nécessaires à la détection des défauts, Relais de protection : chargé de la surveillance permanente de l’état électrique du réseau, jusqu’à l’élaboration des ordres d’élimination des parties défectueuse, et leur commande par le circuit de déclenchement, Enfin L’organe de coupure dans sa fonction d’élimination de défaut : disjoncteur HTA. MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 18 Figure 7 : TC TORE sur un départ Figure 8 : Relais de protection MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 19 La figure ci-après donne le principe de fonctionnement du système de protection Transformateur de courant TC Relais de protection Disjoncteur Mesure constamment le courant en ligne sur départ par son primaire et envoie l’image du courant mesuré au relais à travers son secondaire. Surveille l’état électrique du réseau à travers les informations de mesures issu du TC. Il compare ces mesures à son seuil de réglage et élabore des ordres de déclenchement en cas de dépassement de son seuil. Elimine la partie défectueuse à travers l’ordre reçu du relais Figure 9 : Principe de fonctionnement du système de protection IV. Schéma unifilaire simplifié du poste 20KV Il s’agit du schéma donnant une représentation du plan de protection du réseau de distribution 20kV. Voir figure ci-dessous MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 20 JB 132 kV Transfo 5 MVA 50N P2 51 OLPB Wh P1 Varh 51N 1TI 100 .200/5A JB 20 kV P2 51 Wh Varh Station pompage P1 W h Va rh Parc à charbon P2 51 51 51 P1 P2 P2 P2 51 P1 P1 Wh Varh P1 51 OLPS OLPT AGADES Cité Figure 10 : Schéma unifilaire simplifié du poste 20kV MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 21 Wh Varh V. Réglage des relais de protections V-1 Principe du réglage Le choix d’un dispositif de protection se fait après avoir évalué les risques encourus par l’élément à protéger et les conséquences qui découlent d’un éventuel défaut. Par principe, pour tous les éléments d’un réseau, le minimum à prévoir est la protection contre les risques suivants: Court-circuit «phase - phase » (protection à maximum de courant phase) Court-circuit «phase - terre» (protection à maximum de courant résiduel). Lorsque les courants de défaut «terre» et de « phases » sont de même ordre de grandeur, une seule protection triphasée couvre les deux types de risques, sans toutefois les discriminer. Par ailleurs, Les transformateurs de courant doivent avoir une intensité nominale primaire supérieure à l’intensité la plus élevée pouvant les traverser en régime normal, en réservant la marge nécessaire pour le développement prévisible de la charge au cours des années à venir. En pratique, Le choix du calibre est déterminé par la charge maximale du départ telle que : In TC > 1,2 I Charge max Le réglage doit aussi permettre La sélectivité du système de protection. L’objectif est d’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 de ce réseau. Par conséquent, Le seuil de fonctionnement de relais disposé au niveau de l’arrivé HTA doit être au moins égale au plus élevé des seuils adoptés pour les relais correspondants des différent départs. V-1-1 Protection à maximum de courant phase Ces relais doivent être réglés à une valeur inférieure au plus petit courant de défaut susceptible de se manifester entre phases. Ce courant est celui qui résulte d'un défaut biphasé à l'extrémité du réseau lorsque la puissance de court-circuit des transformateurs d'alimentations est la plus faible, Soit : I seuil «phase»> 0,8 Iccbimin Mais, En pratique on utilise la relation suivante : I seuil «phase» > 1,2 IMAP Avec IMAP intensité maximale admissible en permanence qui peut transiter sur la ligne MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 22 V-1-2. Protection à maximum de courant résiduel ou protection homopolaire Il s’agit de la protection contre un défaut à terre. Le réglage se définie comme suit : Iro> 6%Inp TC Avec Inp TC est l’intensité Nominale primaire du TC Ou Iro>1,2 x 3Icodépart Avec 3Ico courant capacitif résiduel du départ V-1-3. Réglages des relais de protection au poste 20kV SONICHAR Le tableau ci-après donne les réglages actuels affichés au poste 20kV SONICHAR. Tableau 4 : Réglage de relais de protection poste 20kV SONICHAR Ouvrage protégé Transfo 5MVA Arrivée Transfo 23MVA Type de défaut Type de relai Repère du relais sur le schéma Masse cuve ITG 7113 50N Surcharge court circuit et homopolaire court-circuit, Départ Station discordance et de pompage homopolaire Départ Parc à charbon Surcharge, discordance et homopolaire ITG 7153 ITGD 7180 ITGD 7180 51 51 51 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 Calibre du TC Réglage actuel affiché au niveau du relai 100/5A Courant : 2,5A Temps : instantané 200/5A 40/5A 50/5A Courant : 8A pour surcharge 20A pour C/C ; 0,2A pour homopolaire Temps : 1,2s pour surcharge, instantané pour le C/C et homopolaire Courant : 10A pour C/C, et 0,3A pour homopolaire Temps : 0, 3s C/C et instantané pour homopolaire Courant : 6,25A pour surcharge, et 0,8A pour homopolaire Temps : 0, 5s pour surcharge et instantané pour homopolaire 23 Ouvrage protégé (suite) Départ AGADES Départ Cité SONICHAR Type de défaut Type de relai Repère du relais sur le schéma Calibre du TC Surcharge, discordance et homopolaire ITGD 7180 51 100/5A Surcharge, discordance et homopolaire ITGD 7180 51 50/5A OLPT Surcharge, discordance et homopolaire ITGD 7180 51 20/5A Masse tableau 20kV Masse tableau ITG 7113 51N 100/5A MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 Réglage actuel affiché au niveau du relai Courant : 8 A pour surcharge, et 1A pour homopolaire Temps : 0, 9s pour surcharge et instantané pour homopolaire Courant : 9A pour surcharge, et 0,3A pour homopolaire Temps : 0, 3s pour surcharge et instantané pour homopolaire Courant : 4A pour surcharge, et 0,5A pour homopolaire Temps : 0, 3s pour surcharge et instantané pour homopolaire Courant : 2,5A Temps : 0,1s 24 Partie II : ETUDE REALISEE MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 25 Chapitre 3 : ETUDE DE LA CHARGE I. Contexte d’étude Dans le cadre de ses activités, la SONICHAR produit et distribue l’énergie électrique à travers un ensemble d’ouvrages décrits aux chapitres précédents. Ces ouvrages sont constitués essentiellement : D’une centrale thermique à charbon composé de deux tranches thermiques de production avec une capacité de 18,8MW chacune Un poste 132kV qui alimente la ligne 132 kV transportant l’énergie jusqu’aux sociétés minières d’Arlit à 200km de la centrale Un poste 20kV alimentant quotidiennement un réseau de distribution HTA composé de cinq départs (AGADEZ, Cité SONICHAR, Station de pompage, le Parc à charbon et le départ auxiliaires au poste (OLPT)) Ce poste source est alimenté par un transformateur HTB/HTA 5MVA (132kV/20kV) l’OLRR. A la phase d’installation le niveau de la charge de ce réseau était largement en dessous de la puissance de ce transformateur. Depuis la demande évoluait. Actuellement, on observe un appel de puissance de puissance au-delà de 5MW au niveau de son secondaire et une élévation significative de sa température interne. Pour éviter de situation dangereuse à la machine, les exploitants limitent la charge à 5MW soit un courant de 170 A au secondaire du transformateur. Cela entraine naturellement de limitation de charge sur le réseau de distribution et surtout sur le départ AGADES qui est le plus gros consommateur. Pour mettre fin à cette situation, une opération du remplacement de ce transformateur par un autre de 23MVA (132kV/20kV) est en cours d’exécution. Cette présente étude s’inscrit dans le cadre de cette opération de remplacement. II. Bilan de puissance du transformateur 5MVA II-1 Niveau de la charge Pour établir le bilan de puissance de ce transformateur, nous avons essayé en premier lieu de fixer le niveau de la charge à l’état actuel. A cet effet nous avons recueilli auprès de la section contrôle production les pointes annuelles de puissance de chaque départ dans la période 1991-2010. Le niveau de la charge retenue pour chaque départ est l’appel de MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 26 puissance maximale observé sur le départ au cours de cette période. Le graphique ci-dessous illustre bien cette évolution de la demande au cours de ces années. EVOLUTION DE LA POINTE ANNUELLE EN MW PUISSANCE en MW 4 3,5 3 2,5 Agadez Cité 2 Station de pompage 1,5 Parc à charbon 1 OLPT 0,5 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 0 Figure 11 : Evolution des pointes annuelles de puissance suivant les départs Le tableau ci-après donne l’appel de puissance maximale observée sur chaque départ pendant la période 1991-2009. Tableau 5: Niveau de la charge retenue par départ Départ Appel de puissance maximal en kW Année correspondante AGADES Cité SONICHAR Station de pompage Parc à charbon OLPT 3452 1500 680 650 20 2009 2009 2009 2009 1991-2009 Ces résultats montrent que pour tous les départs le niveau de la charge retenue est la pointe annuelle de puissance observée en 2009. Par contre pour le départ Station de pompage on observe un appel de puissance maximale pour l’année 2005 mais qui décroit pour les années suivantes alors que celui des auxiliaires au poste reste constant sur toute la période. MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 27 II-2 Facteurs de charges Apres avoir fixé le niveau de la charge, nous avons cherché par la suite à déterminer les facteurs de charges à savoir : Le facteur de puissance cos Le facteur de puissance nous donne la qualité de l’utilisation de l’énergie sur un départ. Il est déterminé la relation suivante : = avec Consommation réactive : consommation mesurée en kVarh au niveau d’un départ pendant une période donnée Consommation active : consommation mesurée en kWh au niveau d’un départ pendant une période donnée Le facteur d’utilisation moyen FU Le facteur d’utilisation nous donne une estimation du taux d’utilisation de la puissance maximale atteinte pour départ donné. En divisant la consommation (kWh) par la demande maximale (kW), on obtient le nombre d’heures d’utilisation de la demande maximum. En comparant ce nombre d’heures au nombre d’heures utilisées dans la période de mesurage, on obtient un pourcentage qui représente le facteur d’utilisation. Il est exprimé par la relation suivante : FU%= Nous avons utilisé le Logiciel Excel pour effectuer nos calculs (voir ANNEXE II). Ces calculs sont réalisés mensuellement pour l’année 2009. Nous avons par la suite déterminé la moyenne de chaque facteur. Le tableau ci-dessous résume nos résultats obtenus. Tableau 6 : Facteurs de charges moyen par départ Départ AGADES Facteur Tan d’utilisation FU 0,59 0,50 Facteur de puissance cos 0,90 Cité SONICHAR 0,52 0,28 0,96 Station de pompage 0,82 0,38 0,93 Parc à charbon 0,25 1,06 0,69 0,83 0,77 OLPT MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 28 II-3 Bilan de puissance du transformateur Avec les résultats précédemment obtenus, nous avons déterminé les puissances apparentes de chaque départ par application de la relation suivante : S apparente = Tableau 7 : Bilan de puissance du transformateur 5MVA Départ AGADES Cité SONICHAR 3452 1500 Niveau de charge kW Facteur de puissance Puissance apparente kVA Coefficient de simultanéité Charge sur le transfo 5MVA en kVA Station de Parc à pompage charbon 680 650 OLPT 20 0,89 0,96 0,93 0,69 0,77 3878,65 1562,50 731,18 942,03 25,97 0,85 6069,29 Conclusion : la charge totale sur le transformateur 5MVA est de l’ordre 6,069MVA soit une surcharge de 21% par rapport à sa capacité nominale lorsque le coefficient simultanéités entre les départs pour atteindre leur charge maximum au même moment est de 0,85. Ce résultat justifie bien cette opération de remplacement de ce transformateur par celui de 23MVA et confirme bien que le 5MVA est en état de saturation. III. Prévision de La charge à l’horizon 2016 Ces données nous ont été fournies par la section contrôle production suivant chaque départ. Tableau 8 : Prévision de la charge à l’horizon 2016 Départ Prévision de la pointe de puissance en kW La charge à l’horizon 2016 en kVA AGADES Cité SONICHAR Station de pompage Parc à charbon 4729 2411 1336 1218 20 5313 2512 1437 1766 25 OLPT On remarque la charge au niveau des auxiliaires au poste (OLPT) reste constante. MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 29 Chapitre 4: ETUDE D’IMPACT SUR LE RESEAU ET SUR LE PLAN DE PROTECTION I. Etude d’impact sur le réseau I-1 Objectif Cette étude vise à décrire les conditions d’exploitations du réseau compte tenu de la prévision de la charge à l’horizon 2016.Elle consiste essentiellement à: Evaluer la contrainte thermique sur les conducteurs aériens et les câbles HTA Evaluer la contrainte sur le plan de la tension I-2 Modélisation du réseau de distribution Transfo 132kV/20kV 23MVA Alu Armé 240 D=40m S=9395kVA coeff de simultanéité =0,85 Jeu de barre 20kV Alu Armé 50 D=150m Alu Armé 50 D=150m Alu Armé 50 D=150m Alu Armé 50 D=0,5km Almélec 117 D=30km Almélec 54,6 D=3km S=25kVA P=1218kW Almélec 117 D=45km P=1336kW tan P=2411kW S=1766kVA S=2512kVA tan tan Départ Parc à charbon S=1437kVA 0,3 tan S=5313kVA Départ Station de pompage 1,06 0,4 0,5 Départ AGADES Figure 12 : Modélisation du réseau de distribution MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 0,83 OLPT Départ Cité P=4729kW tan P=20kW 30 La structure du réseau nous a permis de localiser la charge totale de chaque départ à une certaine distance par rapport au poste 20kV. Ainsi, le schéma ci-dessus donne une modélisation du réseau pour le besoin de nos calculs I-3 Vérification de la tenue thermique des conducteurs et câbles HTA Les contraintes d’intensités sont examinées sur les ouvrages suivants : câbles souterrains HTA conducteurs aériens HTA de l’ossature principale de chaque départ. I-3-1 .Les hypothèses de calculs Les calculs d’intensités sont effectués avec les puissances apparentes maximales prévisibles à l’horizon 2016 sur chaque départ à la température maximale de 45°C pendant la période chaude de l’année, les calculs tiennent compte de la tension nominale du réseau NB : le départ auxiliaire au poste OLPT n’est pas concerné par ces calculs car sa charge est constante I-3-2 .Les résultats de calculs Tableau 9 : Résultats de la vérification de la contrainte thermique Ouvrage départ examiné Intensité en Intensité Rapport du courant en ligne admissible ligne par rapport prévisible l’intensité admissible Alu armé 50 153,40A 170A 90% Almélec 117 153,40A 235A 65% Cité Alu armé 50 72,53A 170A 43% SONICHAR Almélec 54,6 72,53A 145A 50% Station de Alu armé 50 41,49A 170A 24% pompage Almélec 117 41,49A 235A 18% Parc à charbon Alu armé 50 50,99A 170A 30% Alu armé 240 319,11A 410A 78% AGADES Liaison transfo –poste 20kV Pour vérifier le respect des transits d’intensités à la tenue thermique des équipements, les valeurs calculées sont comparées aux valeurs admissibles des ouvrages. Ces résultats montrent que la tenue thermique des ouvrages est assez bonne dans l’ensemble MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 31 du réseau à l’exception des câbles souterrains Alu armé 50 sur départ AGADES et Alu armé 240 assurant la liaison transfo- poste 20kV chargés respectivement à 90% et 78% de leur intensité admissible. I-4 Vérification de la chute de tension La vérification de la tension vise s’assurer le respect de niveau de tension admissible pour les équipements alimentés. En HTA la chute de tension admissible est 5% par rapport à la valeur nominale. I-4-1 Les hypothèses de calculs Les calculs sont réalisés sur tous les départs à l’exception du départ auxiliaire au poste(OLPT). Les chutes de tensions causées par les câbles souterrains de départs aériens sont considérées négligeables. Et Pour nos calculs, nous avons utilisé la relation suivante : = (r0+x0 ) Avec : r0=résistance linéique en km x0=réactance linéique en km =facteur de puissance U=tension en kV P=puissance en MW L=longueur de la ligne en km La chute de tension généralement acceptable en HTA est : MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 32 I-4-2 .Les résultats des calculs Tableau 10 : Résultats de la vérification de la chute de tension Départ AGADES Puissance prévisible en MW en 2016 4,72 0,5 longueur L en km 45 2,41 0,28 3 0,17% 1,34 0,38 30 5,39% 1,22 1,06 0,5 0,15% tan La chute de tension ∆U/U 31% Cité SONICHAR Station de pompage Parc à charbon Ces résultats montrent une chute tension assez importante sur le départ AGADES de l’ordre de 31% à l’horizon 2016 et de 5,39% sur le départ Station de pompage. Ces valeurs dépassent largement la limite admissible en HTA, surtout pour le départ AGADES. Par contre les chutes de tensions sont négligeables sur les autres départs. Pour ramener la chute de tension à la limite admissible, nous préconisons deux solutions : Augmenter la section du conducteur c'est-à-dire remplacé almélec 117 par almélec 148 Ou Augmenter le niveau de tension et passer à 33kV en lieu et place de 20kV II. Etude d’impact sur le plan de protection Cette étude concerne deux éléments principaux du système de protection à savoir : Les capteurs : transformateurs de courants Et Les réglages de relais de protection Il s’agit de vérifier si l’augmentation puissance à l’horizon 2016 aura un impact sur les transformateurs de courant et sur le système de réglages de relais de protection .A cet effet nous avons comparés les seuils de réglages à l’état actuel et les calibres de transformateurs de courant avec l’intensité maximale previsible en ligne pour chaque départ. Le tableau ci-après donne les résultats de nos observations : MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 33 Tableau 11 : Etude d’impact sur le système de réglage et les calibres des TC Ouvrage protégé Type de défaut Calibre des TC et Intensité en ligne seuils de réglages des prévisible relais A l’horizon 2016 Calibre TC : 200/5A Arrivée Transfo Surcharge court circuit homopolaire 319,11A Observations Le courant en ligne Seuil surcharge : 320A dépasse le calibre du Seuil C/C : 800A TC mais inferieure aux seuils de réglages Calibre TC : 40/5A Départ Station de pompage court-circuit, discordance homopolaire 41,49A Le courant en ligne dépasse le calibre du Seuil C/C : 80A TC mais inferieure au seuil de réglage Calibre TC : 50/5A Départ Parc à charbon Surcharge, discordance homopolaire 51A Le courant en ligne Seuil surcharge : dépasse le calibre du 62,5A TC mais inferieure au seuil de réglage Calibre TC : 100/5A Départ AGADES Surcharge, discordance homopolaire 153,40A Le courant en ligne dépasse le calibre du Seuil surcharge : 160A TC mais inferieure au seuil de réglage Calibre TC : 50/5A Surcharge, Départ Cité discordance SONICHAR homopolaire 72,53A Seuil surcharge : 90A Le courant en ligne dépasse le calibre du TC mais inferieure au seuil de réglage Ces résultats montrent que sur tous les départs le courant en ligne dépassera le calibre du TC mais reste inferieure aux seuils de réglages de relais de protection. Ceci pourrait impacter sur la fiabilité du plan de protection, car lorsque l’intensité en ligne dépasse permanemment le calibre du TC, ce dernier pourrait envoyer des informations erronées sur l’état électrique au relais de protection. MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 34 Pour remédier à cette situation nous préconisons d’augmenter les calibre des TC sur tous les départs. Le choix du calibre est déterminé par la charge maximale du départ telle que : In TC > 1,2 I Charge max Tableau 12 : choix des TC Départ Arrivée Transfo AGADES Cité SONICHAR Station de pompage Parc à charbon 400/5A 200/5A 100/5A 50/5A 100/5A Proposition des calibres pour le choix des TC MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 35 CONCLUSION GENERALE Cette étude nous a permis non seulement de confirmer la justesse de cette opération de remplacement du transformateur 5MVA par celui de 23MVA, mais aussi nous permettre de mettre en évidence les conditions techniques d’exploitations du réseau de distribution 20kV au vue de la progression de la demande à l’horizon 2016. Les points essentiels de notre étude se résument comme : Le bilan de puissance du transformateur montre que le 5MVA supporte une charge de l’ordre de 6,069MVA soit une surcharge de 21% par rapport à sa puissance nominale La tenue thermique des câbles et conducteurs est bonne dans l’ensemble à l’exception de câble souterrain Alu armé 50 sur le départ AGADES qui sera chargé à 90% par rapport à la valeur admissible à l’horizon 2016 La chute de tension est très importante sur le départ AGADES de l’ordre de 31% à l’horizon 2016 ; La chute de tension sera importante sur le départ Station de pompage à l’horizon 2016 dépassant la limite de 5% admissible ; Les courants en ligne de tous les départs dépasseront les calibres des TC installés. Cette opération n’affectera les seuils de réglages jusqu’à l’horizon 2016 RECOMMANDATION Suite à nos observations au cours de cette étude nous recommandons ce qui suit: D’augmenter la section des câbles souterrains et des conducteurs aériens sur les départs AGADES, Station de pompage et la liaison transfo-poste 20kV Par exemple mettre Alu armé 95 à la place de Alu armé 50 ; Alu armé 400 à la place de Alu armé 240 et Almélec 148 à la place de Almélec 117 Changer les transformateurs de courants sur tous les départs en augmentant leurs calibres (voir tableau 12) De revoir les seuils de réglages à l’horizon 2016 De faire une étude sur la tenue thermique et électrodynamique des organes de coupures en cas de court-circuit en amont des départs De réaliser une étude d’impact sur la production et sur la fréquence du réseau. MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 36 Partie III : TRAVAUX DE MISE EN SERVICE DU TRANSFORMATEUR 23MVA MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 37 Chapitre 4 : MISE EN SERVICE DU TRANSFORMATEUR 23MVA I. Contrôle d’isolement Avant de mettre le transformateur sous tension, il ya lieu de s’assurer d’une bonne isolation entre les éléments suivants: Entre les enroulements HT et HTA du transformateur Entre ces enroulements et la masse du transformateur Isolation des câbles 20kV sans connexion Isolation des câbles 20kV avec connexion au transfo +mise à la terre Ces contrôles ont été réalisés à l’aide d’un mégohmmètre sous 5000V pendant 1mn. Les résultats des mesures Pour les enroulements Tableau 13 : Mesures d’isolement entre enroulements du transformateur 23MVA Eléments concernés Valeurs de la résistance observation HT/HTA 1 ,1GΩ Très satisfaisant HT+HTAT/M 523MΩ satisfaisant HT/M 1,57GΩ Très satisfaisant HTA/M 368,7MΩ satisfaisant Pour les câbles 20kV seul sans connexion Tableau 14 : Mesures d’isolement des câbles 20kV sans connexion Eléments concernés Valeurs de la résistance observation Phase 1 40 ,1GΩ Très satisfaisant Phase 2 602MΩ satisfaisant Phase3 1 ,638GΩ Très satisfaisant Pour les câbles 20kV avec connexion au transfo et mise à la terre Tableau 15 : Mesures d’isolement des câbles 20kVau transfo et mise à la terre Eléments concernés Valeurs de la résistance observation Phase 1 1,848GΩ Très satisfaisant Phase 2 1,889GΩ Très satisfaisant Phase3 1,8GΩ Très satisfaisant MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 38 II. Vérification du rapport de transformation Il s’agit de vérifier la concordance du rapport de transformation au niveau de chacune de ses bornes primaires par rapport à leur correspondant au secondaire pour les vingt trois positions du changeur prise en charge (CPC). uab = tension à vide recueillie au secondaire entre les bornes a et b ; UAB=tension d’essai au primaire entre les bornes A et B ; Tableau 16 : Vérification du rapport de transformation Position UAB uab m UAC uac m UBC ubc m CPC 1 395 52,19 0,132 396 52,1 0,132 396 52,27 0,132 2 395 52,98 0,134 395 52,87 0,134 395 53,02 0,134 3 395 53,67 0,136 396 53,66 0,136 396 53,76 0,136 4 395 54,64 0,138 397 54,54 0,137 397 54,7 0,138 5 395 55,32 0,140 396 55,19 0,139 396 55,47 0,140 6 395 56,13 0,142 395 56 0,142 396 56,1 0,142 7 396 56,94 0,144 397 57 0,144 397 57,04 0,144 8 397 57,96 0,146 397 57,98 0,146 397 58,13 0,146 9 396 58,93 0,149 397 58,85 0,148 398 59,01 0,148 10 396 59,83 0,151 397 59,79 0,151 396 59,95 0,151 11 396 60,78 0,153 396 60,7 0,153 397 60,84 0,153 12 396 61,65 0,156 396 61,75 0,156 398 61,85 0,155 13 396 62,83 0,159 396 62,66 0,158 397 62,91 0,158 14 396 63,85 0,161 397 63,74 0,161 398 63,97 0,161 15 396 65,02 0,164 397 64,92 0,164 398 65,2 0,164 16 400 66,43 0,166 400 66,17 0,165 400 66,44 0,166 17 396 67,6 0,171 396 67,32 0,170 396 67,7 0,171 18 396 68,83 0,174 398 68,6 0,172 398 68,9 0,173 19 397 70,05 0,176 398 69,8 0,175 398 70,05 0,176 20 397 71,31 0,180 397 71,02 0,179 398 71,46 0,180 21 397 72,58 0,183 397 72,4 0,182 399 72,64 0,182 22 396 73,9 0,187 397 73,79 0,186 398 74,03 0,186 23 397 75,45 0,190 397 75,25 0,190 397 75,5 0,190 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 39 m= rapport de transformation On remarque une très bonne concordance de rapport de transformation entre les différentes bornes pour chaque position du CPC. III .Alimentation en tension réduite coté HT Le transformateur est alimenté en tension réduite de 20kV coté HT pendant une journée et à vide coté secondaire. Il s’agit d’une procédure normale de mise sous tension progressive par échelons correspondant environs au cinquième de la tension nominale. Au cours cette étape on vérifie le fonctionnement d’ensemble et l’augmentation de la température interne du transformateur. Figure 13 : Essai à tension réduite du transformateur 23MVA IV. Mise en service du transformateur Avant la mise sous tension nominale, il a été procédé aux opérations suivantes : Vérification du niveau d’huile Vérification de l’ouverture et fermeture de toutes les vannes MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 40 Purge du relais buchhoz Essai du fonctionnement de tous les appareils de protection (alarme et déclenchement) Vérification de la fidélité du thermomètre Essai de fonctionnement de la réfrigération Vérification de la circulation d’huile Essai de fonctionnement de changeur de prise en charge manuellement et par son moteur électrique Apres toutes ces vérifications, le transformateur 5MVA a été consigné et mis hors circuit, puis câblage du transformateur 23MVA sur le réseau et mis sous sa tension nominale 132kV. La prise de charge a été effectuée de façon progressive. Figure 14 : Transformateur 23MVA en état de service MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 41 Bibliographie Cours de JJ Graff 2010, RESEAUX ELECTRIQUES TRANSPORT ET DISTRIBUTION TOME 1 Structure des réseaux distribution, TOME 2 Calcul électrique des câbles Choix des câbles souterrains et aériens isolés MEMOIRE DE FIN D’ETUDE 2008-2009 Réalisé par BOUHAN Gueï Rodrigue Hermann Fidele CONTRIBUTION A L’AMELIORATION DE L’EFFICACITE ENERGETIQUE à L’Institut International de l’Eau et de l’Environnement (2iE) ENERGIE ELECTRIQUE DE LA COTE D’IVOIRE, CENTRE DES METIRES DE L’ELECTRICITE D’AKOUKAI –SANTAI 1987, Caractéristique des équipements du réseau interconnecté, Exploitation transport PROJET D’INTERCONNEXION ELECTRIQUE 225KV BOLGATANGA (GHANA) – OUAGADOUGOU (BURKINA FASO), TERMES DE REFERENCE POUR LA MISE A JOUR DE L’ETUDE DE FAISABILITE, D’INGENIERIE ET DE PREPARATION DE DOCUMENTS RELATIFS A L’APPEL D’OFFRES Guide technique Merlin Gerin, Schneider Electric 2000, Moyenne tension, guide de conception MT, Guide de conception des réseaux électriques industriels Le STE d'EDF GDF SERVICES, Edition 1994, Plan de protection des réseaux HTA ELECTRICITE DE France /CENTRE DE NORMALISATION, Spécification d’entreprise Novembre 1967, La protection de réseau aérien à moyenne tension www.erdfdistribution.fr Étude de l’impact sur la tenue thermique et sur le plan de tension des ouvrages en réseau pour le raccordement d’une production décentralisée en BT www.sileccable.com SILEC CABLE, Câbles moyenne tension HTA MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 42 ANNEXES ANNEXE I : Détermination de caractéristiques électriques de conducteurs aérien et câbles souterrains ANNEXE II : Calcul de facteur de charge suivant les départ MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 43 ANNEXE I : Détermination de caractéristiques électriques de conducteurs aérien et câbles souterrains I. Conducteur aérien nu I-1 Intensités admissibles Tableau 17 : INTENSITE ADMISSIBLE DES CONDUCTEURS AERIENS Intensité admissible en A Conducteur 1 2 3 4 5 Almélec 34,4 110 130 150 165 180 Almélec 54,6 145 175 195 220 240 Almélec 117 235 280 320 355 390 Almélec 148 270 320 370 410 455 Almélec 228 350 420 485 540 595 Tableau 18: ANNEXE DU TABLEAU 15 jour nuit 15 1 2 20 2 3 25 3 4 30 4 5 35 5 : Différence entre température ambiante et température max admissible. Les chiffres 1, 2, 3, 4 et 5 correspondent au numéro de colonne du tableau 3 pour un Δ donné MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 44 I-2 Résistance linéique des conducteurs La résistance kilométrique d'un conducteur est donnée par la formule classique : Ro = 10 (ohms / kilomètre) Avec : Résistivité du métal en microhms. cm (10 –6 cm) S : Section du conducteur en mm² Le tableau suivant donne la valeur de résistivité à la température de 20 °C des métaux Les plus couramment utilisés pour la construction des lignes Tableau 19 : Résistance linéique des conducteurs Métal Résistivité à 20 °C en microhms. cm En MT, on utilise la résistivité à 20°C en Ω/km/100mm2 Cuivre dur 1,8 0,180 Aluminium dur 2,9 0,290 Almélec (alliage d'aluminium et d'acier) 3,3 0,330 Câbles aluminium – acier A 7 brins A 37 brins 3,4 3,6 0,34 0,36 Si la température est différente de la température de référence θ0, la résistivité doit être Multipliée par un coefficient k : k = [1 + α (θ – θ0)] Avec α = 0,004 pour les câbles qui nous intéressent et θ0 = 20°C MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 45 I-3. Réactance linéique des lignes (Valeurs usuelles de la réactance linéique des lignes de distribution) En pratique, pour les projets de lignes de distribution MT, on peut admettre sans erreur importante les valeurs suivantes pour : cos φ = 0,8 sin φ = 0,6 soit tg φ = 0,75 En équipement rural, on prend en général : cos φ = 0,9 sin φ = 0,45 soit tg φ = 0,5 La réactance moyenne des lignes aériennes triphasées a une valeur comprise entre 0,3 Ω/ km à 0,35 Ω / km / conducteur. II. Câbles souterrains Tableau 20 : Câbles HTA souterrains enterrés à 80 cm – sol à 20 °C – Régime discontinu Section Câbles Alu armé Caractéristiques Résistance apparente d’un conducteur en courant alternatif 50Hz Ω / km Coefficient de self induction apparente d’un conducteur, mH /km (2) Intensités admissibles en régime permanent 50 0,820 240 0,160 0,440 0,330 170 410 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 46 ANNEXE II : Calcul de facteur de charge suivant les départ Nous avons utilisé le Logiciel Excel pour effectuer nos calculs. Ces calculs sont réalisés mensuellement pour l’année 2009. Nous avons par la suite déterminé la moyenne de chaque facteur. Les tableaux ci-dessous résument nos résultats obtenus. Départ AGADES Tableau 21 : Facteur de charge moyen départ AGADES Mois Consommation réactive en kVarh janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre Moyenne Consommation PMAX active en kWh atteinte en kW 361221 405029 538774 686416 741102 713244 691005 738737 955719 1156609 956348 904768 993905 1058165 1319213 1588350 1685057 1792671 1660311 1765957 1779419 1691892 1296104 1192625 3452 3452 3452 3452 3452 3452 3452 3452 3452 3452 3452 3452 Durée de Facteur Tan mesurage d’utilisation en Heure FU 744 696 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 0,39 0,44 0,51 0,64 0,66 0,72 0,65 0,69 0,72 0,66 0,52 0,46 0,59 0,36 0,38 0,41 0,43 0,44 0,40 0,42 0,42 0,54 0,68 0,74 0,76 0,50 Facteur de puissance cos 0,94 0,93 0,93 0,92 0,92 0,93 0,92 0,92 0,88 0,83 0,80 0,80 0,89 Pour le départ AGADES, les facteurs de charges retenus sont : Facteur de puissance 0,89 Facteur d’utilisation 0,59 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 47 Départ Cité SONICHAR Tableau 22 : Facteur de charge moyen départ Cité SONICHAR Mois Consommation réactive en kVarh janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre Moyenne Consommation PMAX active en kWh atteinte en kW 100200 113400 143700 172100 183200 182600 180200 176400 185200 182600 128700 103300 342000 403800 533200 706800 767600 390800 737000 719200 778200 731800 461800 343400 Durée de Facteur Tan mesurage d’utilisation en Heure FU 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 744 696 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 0,31 0,39 0,48 0,65 0,69 0,36 0,66 0,64 0,72 0,66 0,43 0,31 0,52 0,29 0,28 0,27 0,24 0,24 0,47 0,24 0,25 0,24 0,25 0,28 0,30 0,28 Facteur de puissance cos 0,96 0,96 0,97 0,97 0,97 0,91 0,97 0,97 0,97 0,97 0,96 0,96 0,96 Pour le départ Cité SONICHAR, les facteurs de charges retenus sont : Facteur de puissance : 0,96 Facteur d’utilisation : 0,52 Départ Station de pompage Tableau 23 : Facteur de charge moyen départ Station de pompage Mois janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre Moyenne Consommation Consommation PMAX réactive en active en kWh atteinte kVarh en kW 141840 138800 172940 167880 170430 169370 161010 154350 145850 158670 141120 130270 360770 358030 433740 440910 451490 439600 429270 412390 400390 429460 392440 337120 Durée de mesurage en Heure 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 680 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 744 696 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 Facteur Tan d’utilisation FU 0,71 0,76 0,86 0,90 0,89 0,90 0,85 0,82 0,82 0,85 0,80 0,67 0,82 0,39 0,39 0,40 0,38 0,38 0,39 0,38 0,37 0,36 0,37 0,36 0,39 0,38 Facteur de puissance cos 0,93 0,93 0,93 0,93 0,94 0,93 0,94 0,94 0,94 0,94 0,94 0,93 0,93 48 Pour le départ Station de pompage, les facteurs de charges retenus sont : Facteur de puissance : 0,93 Facteur d’utilisation : 0,82 Départ Parc à charbon Tableau 24 : Facteur de charge moyen départ Parc à charbon Mois Consommation Consommation PMAX Durée de Facteur Tan réactive en active en kWh atteinte mesurage d’utilisation kVarh en kW en Heure FU janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre Moyenne 86900 88500 111800 124300 135700 144800 154200 150900 155900 142800 108600 98100 65200 77600 101600 125900 131200 149600 155100 150300 150100 143500 100300 92700 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 650 744 696 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 0,13 0,17 0,21 0,27 0,27 0,32 0,32 0,31 0,32 0,30 0,21 0,19 0,25 1,33 1,14 1,10 0,99 1,03 0,97 0,99 1,00 1,04 1,00 1,08 1,06 1,06 Facteur de puissance cos 0,60 0,66 0,67 0,71 0,70 0,72 0,71 0,71 0,69 0,71 0,68 0,69 0,69 Pour le départ Station de pompage, les facteurs de charges retenus sont : Facteur de puissance : 0,69 ; Facteur d’utilisation : 0,25 MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 49 Départ OLPT Tableau 25 : Facteur de charge moyen départ Parc à charbon Mois Consommation réactive en kVarh janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre Moyenne 41200 39800 45100 45500 48600 47900 49700 48100 46200 47400 41900 40500 Consommation PMAX Durée de Facteur Tan active en kWh atteinte mesurage d’utilisation en kW en Heure FU 43400 43900 52600 57800 61800 62600 62200 60900 60300 61700 49800 44800 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 744 696 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 2,92 3,15 3,53 4,01 4,15 4,35 4,18 4,09 4,19 4,15 3,46 3,01 0,95 0,91 0,86 0,79 0,79 0,77 0,80 0,79 0,77 0,77 0,84 0,90 0,83 Facteur de puissance cos 0,73 0,74 0,76 0,79 0,79 0,79 0,78 0,78 0,79 0,79 0,77 0,74 0,77 Pour le départ auxiliaire au poste, les facteurs de charges retenus sont : Facteur de puissance : 0,77 ; MOUSSA K. Mahaman Sani Mémoire Master Spécialisé GE 2010 50