rapport de stage_boufenzi_mohammed

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ECOLE NORMALE SUPERIEURE DE
L’ENSEIGNEMENT TECHNIQUE DE MOHAMMEDIA
UNIVERSITE HASSAN II DE CASABLANCA
Département : génie électrique
Filière : Systèmes électriques et énergies renouvelables
Rapport du Stage d’ingénieur
Sous le thème :
Étude CFO pour la zone des
conteneurs frigorifiques CMA CGM au
port de commerce d’Agadir
Lieu du stage : EMPEGEC Sarl
Réalisé par : Mohammed BOUFENZI
Encadrant : Mr. Aboubaker MENEBHI
Année universitaire : 2020/2021
Dédicace
Je dédie ce modeste travail :
A mes chers parents,
C’est grâce à vos efforts et votre soutien que j’ai pu tracer mon chemin,
réaliser mes rêves, et surmonter toutes les épreuves difficiles que j’ai
rencontré tout au long de ma vie, que DIEU le tout puissant, les préserve et
leurs procure santé et longue vie.
A mes frères et sœurs,
Je vous remercie pour votre encouragement et votre tendresse, j’exprime ma
profonde reconnaissance et mon grand respect.
A ma famille,
Pour leurs aides et leurs soutiens qui m’ont permis de surmonter mes
difficultés et de m’encourager afin d’arriver.
A tous mes amis,
Pour les liens forts d’amitié qui nous unissent et les meilleurs moments que
nous avons passé ensemble.
A mes encadrants du stage,
Mr. MENEBHI Aboubaker & Mr. AJARRAR Amine Pour leurs soutiens et
encouragements, après tous les passages que nous avons traversés.
A nos corps professoraux de l’ENSET Mohammedia,
Pour l’effort qu’ils ont déployé durant la période de notre formation au sein
de l’ENSET.
A tout le personnel de la société EMPEGEC,
Pour leurs efforts déployés, pour leur assistance ainsi que pour leur
encadrement et la confiance qu’ils m’ont témoignée.
A mes camarades de classe, À tous ceux qui m’ont aidé de près ou de loin, je
dédie cet humble travail en reconnaissance de leur inestimable soutien durant
ce long parcours.
Remerciements
Je remercie tout d’abord, sans fin, notre dieu ALLAH pour ses innombrables
bienfaits. J’ai eu l’honneur de me retrouver en ce stade de ma carrière, en ce
lieu d’accomplissement d’ambitions entourées de personnes qui m’inspirent et
m’infligent de donner le meilleur de moi-même, sur les deux plans personnel et
professionnel.
J’exprime ma profonde gratitude à MENEBHI Aboubaker, Ingénieur à la société
EMPEGEC mon encadrant, qui, malgré son emploi du temps chargé, a toujours
été à l’écoute du moindre de mes besoins et pris le temps de m’orienter tout
au long de mon stage.
Mes remerciements sont adressés aussi à la direction et tout particulièrement
Mr. EL KHAILI Mohamed notre chef de filière, pour son inestimable
contribution à notre formation du cycle d’ingénieur à l’ENSET Mohammedia.
Je tiens à remercier aussi toute l’équipe pédagogique de l’ENSET Mohammedia
et le corps professoral responsable de la formation en cycle d’ingénieur pour
nous avoir assuré la partie théorique de celle-ci, au premier rang
Mr. LAJOUAD Rachid
Mes remercions à mes camarades de classe, mes fidèles compagnons de guerres.
La solidarité, l‘entraide et le travail ont toujours été nos armes.
Finalement, je remercie toute personne qui a contribué de près ou de loin à
L’élaboration de ce travail.
Avant-propos
En vue de l’obtention du Diplôme d‘Ingénieur d‘état en Systèmes Electriques et Energies
Renouvelables, Les élèves ingénieurs en quatrième année de l’Ecole Normal supérieur
de l’enseignement technique de Mohammedia (ENSET-M) sont envoyés à l’entreprise où
ils se voient confier un sujet dans un de leurs domaines de spécialité. C’est ainsi que j’ai
eu à effectuer un stage au sein de l’entreprise EMPEGEC à Agadir durant 2 mois.
Mon sujet avait pour objectif une étude du courant fort CFO pour la zone d’essai des
conteneurs frigorifiques CMA CGM au port de commerce d’Agadir.
Ce sujet se trouve être d’une importance capitale vu les connaissances techniques et
règlementaires dont il fait appel.
Résumé
Le présent rapport présume le fruit de travail de deux mois effectués au sein de la
société EMPEGEC. Ce projet s’inscrit dans le cadre de la formation d’ingénieur de l’Ecole
Normal supérieur de l’enseignement technique de Mohammedia (ENSET-M).
Dans le cadre de faire l’éclairage et l’électrification de la nouvelle zone des conteneurs
frigorifiques de CMA CGM au port de commerce d’Agadir, nous étions appelés en
collaboration avec les membres de l’équipe du bureau d’étude et d’ingénierie afin de
réaliser une étude de dimensionnement de tous les ouvrages électriques de cette zone.
Ce projet nécessite une étude électrique bien profonde, pour ce faire, il a fallu souligner
les tâches à effectuer pour mener à bien notre travail conformément aux normes.
C’est dans cette optique que notre travail s’est reparti selon cinq parties principales : la
première est réservée à la présentation générale de l’organisme d’accueil et le cahier des
charges. La deuxième partie est consacrée à l’étude de l’installation électrique BT. La
troisième partie est consacrée à l’étude de l’installation électrique MT. La dernière partie
a traité l’étude financière du projet. Et finalement nous finirons par une conclusion où
nous récapitulerons tous ce que nous avons déjà fait dans les chapitres précédents.
Liste des abréviations
A:
J:
Alu : Aluminium
JdB : Jeu de Barres
AC : Courant alternatif
K:
B:
KVA : Kilo Volts Ampères
BT : Basse Tension
M:
C:
MT : Moyenne Tension
CDC : Chemins Des Câbles
N:
CFO : Courant Fort
N : Neutre
CFA : Courant Faible
O:
CPI : Contrôleur Permanent
ONEE : Office National de l’Eau et de l’Électricité
d’Isolement
P:
CC : Court-circuit
PC : Prise de Courant
Cos(φ) : Facteur de puissance
PEN : Conducteur de protection
Cu : Cuivre
PE : Conducteur de protection
D:
PdC : Pouvoir de coupure
DC : Courant continu
PR : Polyéthylène réticulé
ΔU : Chute de Tension
Pc : Puissance crête
H:
Ph : Phase
HTA : Haute Tension Catégorie A
S:
I:
SARL : Société à responsabilité limitée
Icc : Courant de court-circuit
Sn : Puissance du Transformateur
Ib : Courant d’emploi
SLT : Schéma de Liaison à la Terre
In : Courant nominal
T:
Iz : Courant admissible
TGBT : Tableau Général Basse Tension
IP : Indice de Protection
TVA : Taxe sur Valeur Ajoutée
TR : Transformateur
W:
W : Watt
Liste des figures
Figure 1 : Projecteur LED 800w ------------------------------------------------------ 19
Figure 2 : Conteneur frigorifique CMA CGM -------------------------------------------- 19
Figure 3 : schéma synoptique de l’installation ----------------------------------------- 22
Figure 4 : Le transformateur Beltransfo 1000kva ------------------------------------- 24
Figure 5 : Schéma TT ----------------------------------------------------------------25
Figure 6 : Schéma TN-C -------------------------------------------------------------25
Figure 7 : Schéma TN-S -------------------------------------------------------------25
Figure 8 : Schéma IT ---------------------------------------------------------------- 26
Figure 9 : Schéma de la boucle de défaut du régime TN -------------------------------- 26
Figure 10 : Courbe de déclenchement de disjoncteur ----------------------------------- 27
Figure 11 : Diagramme des puissances ----------------------------------------------- 28
Figure 12 : Résultat de simulation sur VarSetPro ------------------------------------- 30
Figure 13 : Démarche pour l’étude de l’installation ------------------------------------- 31
Figure 14 : Schéma unifilaire de l’armoire répartitrice 1 ---------------------------------32
Figure 15 : Schéma unifilaire TGBT ----------------------------------------------------32
Figure 16 : Schéma unifilaire de l’armoire répartitrice 2 --------------------------------32
Figure 17 : schéma unifilaire du TGBT ------------------------------------------------ 46
Figure 18 : Résultat de calcul du TGBT ------------------------------------------------47
Figure 19 : Armoire répartitrice 1 ---------------------------------------------------- 48
Figure 20 : Résultats des prises de courant ------------------------------------------ 48
Figure 21 : Armoire répartitrice 2 ---------------------------------------------------- 49
Figure 22 : Résultats de l’éclairage -------------------------------------------------- 49
Figure 23 : Boucle moyenne tension Marsa Maroc : ------------------------------------52
Figure 24 : Structure générale d’un poste HTA/BT -------------------------------------53
Figure 25 : Schéma en simple dérivation ----------------------------------------------53
Figure 26 : Schéma en coupure d’artère --------------------------------------------- 54
Figure 27 : Schéma en double dérivation --------------------------------------------- 54
Figure 28 : Les cellules HTA -------------------------------------------------------- 55
Figure 29 : Dessin des cellules sous AUTOCAD --------------------------------------- 55
Figure 30 : Procédure pour la détermination de la section des câbles HTA ---------------56
Liste des tableaux
Tableau 1 : Facteurs d’utilisation------------------------------------------------------ 21
Tableau 2 : Facteurs de simultanéité selon l’utilisation --------------------------------- 21
Tableau 3 : la puissance installée pour l’éclairage ------------------------------------- 22
Tableau 4 : la puissance installée pour les niches ------------------------------------- 22
Tableau 5 : calcule de la puissance d’utilisation ----------------------------------------23
Tableau 6 : calcule de la puissance du transformateur ---------------------------------23
Tableau 7 : Puissances normalisées des transformateurs en KVA ---------------------- 24
Tableau 8 : Mode de compensation --------------------------------------------------- 29
Tableau 9 : Valeurs normalisées des courants de calibre des disjoncteurs ---------------33
Tableau 10 : Formules pour calcul de courant d’emploi Ib -------------------------------33
Tableau 11 : Courant d’emploi, Courant nominal --------------------------------------- 34
Tableau 12 : Courant admissible par le câble selon ------------------------------------ 34
Tableau 13 : Valeurs du facteur de correction K1 ---------------------------------------35
Tableau 14 : Valeurs du facteur de correction K2 ---------------------------------------35
Tableau 15 : Valeurs du facteur de correction K3 ---------------------------------------36
Tableau 16 : Détermination de la section minimale pour câble non enterrée -------------- 37
Tableau 17 : Valeurs du facteur de correction K4 --------------------------------------- 37
Tableau 18 : Valeurs du facteur de correction K5 -------------------------------------- 38
Tableau 19 : Valeurs du facteur de correction K6 -------------------------------------- 38
Tableau 20 : Valeurs du facteur de correction K7 --------------------------------------39
Tableau 21 : Détermination de la section minimale pour câble enterrée ------------------39
Tableau 22 : Détermination de la section du PE --------------------------------------- 40
Tableau 23 : Résultat de calcul de la section des câbles ------------------------------- 40
Tableau 24 : Dimensionnement du jeu de barres en fonction de l’intensité nominale ------ 41
Tableau 25 : la chute de tension maximale -------------------------------------------- 41
Tableau 26 : Formules de calcul de la chute de tension --------------------------------- 41
Tableau 27: Calcul de la chute de tension -------------------------------------------- 42
Tableau 28 : Calcul du courant de court-circuit --------------------------------------- 44
Tableau 29 : modes de pose -------------------------------------------------------- 58
Tableau 30 : facteur de correction f2------------------------------------------------- 58
Tableau 31 : facteur de correction f3 ------------------------------------------------- 58
Tableau 32 : facteur de correction f4--------------------------------------------------59
Tableau 33 : Postes livraison MT/BT --------------------------------------------------63
Tableau 34 : Prix total des câbles --------------------------------------------------- 64
Tableau 35 : Prix total des chemins de câbles ---------------------------------------- 64
Tableau 36 : Prix total des prises de courant et projecteurs --------------------------- 64
Tableau 37 : Prix total des tableaux électriques----------------------------------------65
Tableau 38 : Prix total des disjoncteurs -----------------------------------------------65
Tableau 39 : Prix total du projet ------------------------------------------------------65
Table des matières
Dédicace ............................................................................................................................................................... 2
Remerciements ................................................................................................................................................. 3
Avant-propos...................................................................................................................................................... 4
Résumé ................................................................................................................................................................ 5
Liste des abréviations ..................................................................................................................................... 6
Liste des figures ................................................................................................................................................ 7
Liste des tableaux ............................................................................................................................................. 8
Introduction Générale ..................................................................................................................................... 12
Chapitre1 : Présentation de l’organisme d’accueil et Cadre du projet ............................................. 13
1. Présentation de l’entreprise EMPGEC : ................................................................................................. 13
1.1. Création : .................................................................................................................................................. 13
1.2. Siège : ...................................................................................................................................................... 14
1.3. Activité : .................................................................................................................................................. 14
1.3.1. L’audit : ............................................................................................................................................. 14
1.3.2. La maintenance : .......................................................................................................................... 14
1.3.3. La maintenance curative Et dépannage :.............................................................................. 14
1.3.4. L’ingénierie et l’assistance technique : ..................................................................................15
1.3.5. L’installation-équipement : ........................................................................................................15
1.4. Principaux clients : ...............................................................................................................................15
1.4.1. Etablissements et organismes publics :.................................................................................15
1.4.2. Privé : ................................................................................................................................................15
2. Présentation de projet : ............................................................................................................................. 16
2.1. Cahier de charge : ................................................................................................................................. 16
Chapitre 2 : Etude de l’installation BT ........................................................................................................ 17
Introduction :......................................................................................................................................................18
1. Le bilan de puissance..................................................................................................................................18
Introduction :......................................................................................................................................................18
1.1. Méthode du calcul : ...............................................................................................................................18
1.2. Recueil des données : ..........................................................................................................................18
1.2.1 L’éclairage ......................................................................................................................................... 19
1.2.2 Les conteneurs frigorifiques : .................................................................................................... 19
1.2.2.1 Les conteneurs réfrigéré CMA CGM : ............................................................................... 19
1.2.2.2 La consommation électrique du conteneur frigorifique : ......................................... 20
1.2.2.3 Caractéristiques de la prise pour les conteneurs frigorifiques : ........................... 20
1.3. Détermination des puissances : ...................................................................................................... 20
1.3.1. La puissance installée :............................................................................................................... 20
1.3.2. Puissance utilisée ........................................................................................................................ 20
1.4. Description des facteurs de correction : ...................................................................................... 20
1.4.1 Facteur d’utilisation Ku ................................................................................................................ 20
1.4.2 Facteur de simultanéité Ks ......................................................................................................... 21
1.4.3 Facteur d’extension ....................................................................................................................... 21
1.5. Elaboration du Bilan : .......................................................................................................................... 21
1.5.1 Calcul de La puissance installer ............................................................................................... 22
1.5.2 Calcul de la puissance d’utilisation : ....................................................................................... 23
2. Dimensionnement du transformateur : ............................................................................................... 23
2.1. Généralité : ............................................................................................................................................. 23
2.2. Type de transformateur : .................................................................................................................. 24
2.3. La puissance assignée du transformateur : ............................................................................... 24
3. Choix du régime de neutre : .................................................................................................................... 24
3.1. Définition des schémas des liaisons à la terre normalisés : ................................................. 25
3.2. Choix du SLT de l’installation électrique ..................................................................................... 26
3.3. Caractéristiques du régime TN choisi : ........................................................................................ 26
Conclusion ......................................................................................................................................................... 27
4. Compensation d’énergie réactive : ........................................................................................................ 27
4.1. La compensation en charge : ........................................................................................................... 28
4.1.1. La Puissance réactive à installer : .......................................................................................... 28
4.1.2. Mode de la compensation :........................................................................................................ 28
4.1.3. Types de compensation :............................................................................................................ 30
4.1.6. Simulation avec VarSetPro : ..................................................................................................... 30
Conclusion : ........................................................................................................................................................ 31
5. Le dimensionnement des canalisations : ............................................................................................. 31
Introduction :...................................................................................................................................................... 31
5.1. Schéma unifilaire de l’installation par CanecoBT : .................................................................... 32
5.1.1. Présentation du logiciel CanecoBT :........................................................................................ 32
5.1.2. Schéma unifilaire : ....................................................................................................................... 32
5.2. Détermination des calibres des déclencheurs des disjoncteurs : ...................................... 33
5.3. Détermination des sections de câbles : .......................................................................................34
5.3.1. Détermination de la section des câbles (C1) : ..................................................................... 35
5.3.2. Détermination de la section des câbles (C2) : .................................................................... 37
5.3.3. Détermination de la section des câbles (C3) :....................................................................40
5.3.4. Détermination de section du conducteur de protection (PE) : ......................................40
5.3.5. Tableau récapitulative : .............................................................................................................40
5.4. Dimensionnement des jeux de barres : .......................................................................................40
5.5. Détermination des chutes de tension : ........................................................................................ 41
5.5.1. La chute de tension dans les défirent point de l’installation : ....................................... 42
5.6. Détermination des courants de court-circuit : .......................................................................... 42
5.6.1. Impédances équivalentes du réseau amont : ....................................................................43
5.6.2. Transformateurs :........................................................................................................................43
5.6.3. Les Câbles : ...................................................................................................................................43
5.6.4. Jeu de barres : ............................................................................................................................ 44
5.6.5. Application :.................................................................................................................................. 44
5.7. Choix des dispositifs de protection : .............................................................................................45
5.7.1. Protection par disjoncteur : ......................................................................................................45
5.7.2. Choix du disjoncteur de source en aval du transformateur : ........................................45
5.8. Simulation à l’aide de CanecoBT : .................................................................................................. 46
Conclusion : ....................................................................................................................................................... 50
Chapitre 3 : Etude de l’installation électrique MT...................................................................................51
1. Etude du poste de livraison HTA/BT : .................................................................................................... 52
Introduction :..................................................................................................................................................... 52
1.1. Structure générale du poste HTA/BT : ........................................................................................... 52
1.2. Raccordement au réseau HTA : ....................................................................................................... 53
1.2.1. Antenne ou Simple dérivation : ................................................................................................. 53
1.2.2. Coupure d'Artère : ........................................................................................................................ 53
1.2.3. Double dérivation : ......................................................................................................................54
1.3. Cellules HTA : ........................................................................................................................................54
2. Calcul de la section des câbles HTA : ................................................................................................... 56
2.1. Méthodologie : ....................................................................................................................................... 56
2.2. Application du calcul de section :................................................................................................... 57
2.2.1. Détermination du courant d’emploi Ib : ................................................................................. 57
2.2.2. Détermination du facteur de correction global : ............................................................... 57
2.2.3. Détermination du courant admissible Iz dans les canalisations : ............................... 59
2.2.4. Détermination de la section S1 : ............................................................................................. 59
2.2.5. Détermination de la section S2 du court-circuit : ............................................................. 59
2.2.6. Détermination de la section S3 : ............................................................................................. 60
3. Vérification de la chute de tension :...................................................................................................... 60
Conclusion : ........................................................................................................................................................ 61
Chapitre 4 : Etude financière du projet .................................................................................................... 62
Introduction ....................................................................................................................................................... 63
1. Evaluation du prix du matériel : .............................................................................................................. 63
2. Estimation du coût total du projet : ....................................................................................................... 65
Conclusion : ....................................................................................................................................................... 65
Conclusion générale ...................................................................................................................................... 66
Bibliographie..................................................................................................................................................... 67
Webographie ..................................................................................................................................................... 67
Annexes.............................................................................................................................................................. 68
Introduction Générale
Marsa Maroc est le leader national de l’exploitation de travaux portuaires,
elle offre des services de manutention, de stockage et de logistique
portuaire ainsi que des services aux navires. Depuis sa création en
décembre 2006, Marsa Maroc s'est engagée dans un processus de
développement en phase avec la dynamique que connaît le secteur de la
logistique au Maroc. En plus d'ériger la qualité de service comme priorité à
travers, entre autres, le développement du capital humain et l'amélioration
continue de son parc d'équipements, Marsa Maroc ambitionne de devenir
un opérateur portuaire de référence sur le plan régional.
Parmi les objectifs de Marsa Maroc anticiper la croissance du trafic martine
et l’adaptation des équipements à l’évolution en plus l’amélioration de la
qualité de service, à cet effet la société EMPEGEC a lancé un marché des
travaux électriques dans la zone des conteneurs frigorifiques CMA CGM au
port de commerce d’Agadir dont l’objet de notre thème de stage.
Dans le cadre d’effectuer un stage ingénieur, j’ai eu la chance de faire ce
stage dans la société EMPEGEC une Entreprise Mixte de Plomberie
d’Electricité et Génie Civil, avec l’équipe du service d’électricité et de
maintenance de réseau électrique MT/BT au port de commerce d’Agadir.
RAPPORT DE STAGE
12
EMPEGEC Sarl
Chapitre1 :
Présentation de
l’organisme d’accueil
et Cadre du projet
1. Présentation de l’entreprise EMPGEC :
1.1. Création :
EMPEGEC est une jeune entreprise créée le 08 Novembre
2006 par des cadres dirigeants de l’ex ODEP, ayant bénéficié
RAPPORT DE STAGE
13
EMPEGEC Sarl
de leur départ volontaire, après avoir passé plus d’une vingtaine d’années dans divers
postes de responsabilité, ainsi que dans divers ports du royaume.
EMPEGEC est une entreprise spécialisée dans les travaux d’électricité. Pour cela elle a
fait appel pour constituer ses équipes à des professionnels ayant fait preuve de
compétence de célérité et de maîtrise du domaine dans diverses entreprises spécialisées
et organismes.
La société EMPEGEC est agréée aussi bien par le ministère de l’équipement que l’office
national de l’électricité et l’eau potable et dispose avec ce dernier de l’agrément T1 et T2
à hauteur de 10 Millions dirhams.
1.2. Siège :
Entreprise Mixte de Plomberie d'Electricité et de Génie Civil,501, imm. Tifaouine, bloc
E2, rue Oued Ziz Q.I. 80020 Agadir – Maroc.
1.3. Activité :
1.3.1. L’audit :
Mettre en conformité le matériel et les divers équipements dans les installations
électriques, avec les normes de l’ONEE.
Améliorer la performance et la fonctionnalité des équipements et d’assurer une parfaite
maîtrise des coûts par l’utilisation des appareils ultra modernes.
Apporter les éléments de décision permettant de réaliser les interventions correctives,
de prévoir et d’anticiper les travaux à réaliser afin d’éviter toute coupure de courant.
EMPEGEC s’est dotée d’analyseur de réseau et de caméra infrarouge afin de prévenir
l’imprévisible et de proposer les solutions adéquates et préventives.
1.3.2. La maintenance :
Programmer la maintenance préventive de votre réseau électrique MT/BT et toute
l’installation électrique, notamment postes de transformation, cellules, groupes
électrogènes et onduleurs… par analyseur de réseau.
Déceler toutes les anomalies et procéder au remplacement à temps de tout équipement
défectueux.
Analyser l’huile diélectrique prélevée des postes de transformation.
1.3.3. La maintenance curative Et dépannage :
Faire bénéficier nos clients d’un service de proximité pour toute intervention de
dépannage dans les meilleures conditions de disponibilité de nos équipes, de délai de
réalisation des travaux et du coût des opérations d’intervention.
RAPPORT DE STAGE
14
EMPEGEC Sarl
1.3.4. L’ingénierie et l’assistance technique :
Proposer des solutions d’amélioration en fonction du potentiel de vos installations
électriques et de vos contraintes.
Evaluer les gains liés à l’optimisation de vos installations électriques.
La maîtrise des coûts de vos installations par solutions ciblées.
1.3.5. L’installation-équipement :
Construire et installer des postes de transformation de toute puissance.
Equiper toute installation électrique avec le matériel adéquat dans le respect des
normes de sécurité, de performance et de respect de l’environnement.
1.4. Principaux clients :
1.4.1. Etablissements et organismes publics :
✓ ANP. (Agence Nationale des Ports)
✓ MARSA MAROC
✓ ORMVA/SM. (Office Régional de la Mise en Valeur Agricole Souss Massa)
✓ ONSSA. (Office National de Sécurité Sanitaire des Produits Alimentaires) Région
de Souss-Massa Draa.
✓ ONP (Office National des Pêches)
1.4.2. Privé :
✓ ISAS
✓ GROUPE KABBAJ
✓ GROUPE BICHA
✓ Société Pétrolière Américaine de forage
RAPPORT DE STAGE
15
EMPEGEC Sarl
1.5. Organigramme EMPEGEC :
2. Présentation du projet :
2.1. Cahier de charge :
Marsa Maroc est le ladre national de l’exploitation de travaux portuaires, elle offre des services
de maintenance, de stockage et de logistique portuaire ainsi que des services aux navires .parmi
les objectifs de Marsa Maroc anticiper la croissance du trafic martine et l’adaptation des
équipement à l’évolution en plus l’amélioration de la qualité de service ,à cet effet la société
EMPEGEC a lancé un marché des travaux de la base dans la nouvelle zone des conteneurs
frigorifiques CMA CGM au port de commerce d’Agadir dont cette partie l’objet de notre thème de
stage. On a amené à réaliser une étude CFO pour cette zone :
•
•
•
•
•
Bilan de puissance.
Dimensionnement du poste du transformateur.
Élaboration des schémas unifilaires.
Détermination de la mise à la terre.
Dimensionnement des canalisations et leurs protections.
RAPPORT DE STAGE
16
EMPEGEC Sarl
Chapitre 2 : Etude de
l’installation BT
RAPPORT DE STAGE
17
EMPEGEC Sarl
Introduction :
Le dimensionnement d’une installation électrique BT nécessite de prendre en
considération des impératifs techniques, normatifs, économiques, contractuels et
stratégiques, une installation électrique est un ensemble cohérent d’appareillage, câbles,
circuits et récepteurs. Pour bien dimensionner une telle installation de manière à
satisfaire les contraintes de fonctionnement, la connaissance de la réglementation est
préalable. L’objectif final de notre projet est de mettre à disposition les fonctionnalités
électriques auprès de l’exploitant, la durabilité, l'évolutivité ainsi que la sécurité des
biens et des personnes.
Dans cette partie nous allons étudier le dimensionnement de l’installation électrique
tout en détaillant : l’élaboration du bilan de puissance, le choix du type du
transformateur, la compensation d’énergie réactive, le choix du schéma de liaison à la
terre, le dimensionnement des canalisations et le choix des dispositifs de protection.
1. Le bilan de puissance.
Introduction :
Toute élaboration de bilan de puissance commence par un inventaire complet des
équipements consommant de l’énergie électrique dans l’installation à dimensionner tout
en relevant leurs caractéristiques techniques dont l’objectif est l’estimation de la
puissance maximale que devra fournir le distributeur d’énergie. Ensuite on choisit le
type et le nombre des transformateurs.
1.1. Méthode du calcul :
Pour l’élaboration du bilan de puissance nous avons suit la démarche suivante :
✓ Recueillir l’ensemble des récepteurs utilisés.
✓ Déterminer la puissance installée de chaque machine.
✓ Déterminer la puissance utilisée de chaque machine.
✓ Elaborer un schéma unifilaire synoptique de l’installation qui schématise la
distribution (tableaux, circuits et récepteurs).
✓ Appliquer les coefficients d’utilisation et de simultanéité pour chaque récepteur
et chaque niveau.
✓ Prévoir un niveau de réserve de puissance de l’installation.
✓ Elaborer le bilan de puissance.
1.2. Recueil des données :
Avant d’entamer le bilan de puissance. Nous avons établi une liste de tous les
consommateurs utilisés contenant leurs caractéristiques techniques et leur classification
selon le mode d’alimentation
RAPPORT DE STAGE
18
EMPEGEC Sarl
1.2.1 L’éclairage
L’éclairage de la zone des conteneurs frigorifiques, ce fait avec 6 mats d’éclairage placer
au tour de la zone avec des distances entre eux, et chaque mat porte 10 projecteurs avec
une consommation de 800W, donc chaque mat consomme 8KW.
Figure 1 : Projecteur LED 800w
1.2.2 Les conteneurs frigorifiques :
Le conteneur frigorifique : est une référence dans le domaine de la chaîne du froid, est
un conteneur "thermiquement isolé" doté d'un dispositif de maintien de la température.
Il permet le transport de marchandises sous température dirigée. Le conteneur
frigorifique doit être alimenté électriquement en quasi-permanence pour permettre le
fonctionnement de son groupe frigorifique. Il est branché aussi bien à terre que sur le
navire, le camion ou le train. L'empotage doit répondre à certaines règles physiques
pour assurer la bonne circulation de l'air froid, notamment son retour vers
l'évaporateur, et permettre à la marchandise d'en bénéficier pleinement. La répartition
de cette dernière doit aussi favoriser une température homogène dans le conteneur et
l'évacuation de l'éthylène, du dioxyde de carbone et d'autres gaz indésirables.
1.2.2.1 Les conteneurs réfrigéré CMA CGM :
CMA CGM (CMA pour Compagnie Maritime d'Affrètement et CGM pour Compagnie
Générale Maritime), la flotte de conteneurs réfrigérés de CMA CGM est la 2ème plus
grande du monde et l'une des plus récentes. Ces conteneurs équipés des dernières
innovations technologiques sont conçus pour le transport des produits nécessitant un
environnement à température contrôlée. Ils sont disponibles évidemment dans
plusieurs tailles.
Figure 2 : Conteneur frigorifique CMA CGM
RAPPORT DE STAGE
19
EMPEGEC Sarl
1.2.2.2 La consommation électrique du conteneur frigorifique :
Les groupes qui permettent de générer le froid sont des groupes tout électriques. La
consommation d’un conteneur frigo est de 380/460 Volts, 50/60Hz, prise 32Amp 3P+T.
1.2.2.3 Caractéristiques de la prise pour les conteneurs frigorifiques :
✓ Socle de prise 380 V~
✓ 32 A - 3P+T
✓ Terre à 3H
Conformes aux normes :
✓ IEC 61439-2 : Ensembles d'appareillage de puissance
✓ IEC 61439-3 : Tableaux de répartition destinés à être utilisés par des personnes
ordinaires (DBO)
L’électrification des conteneurs frigorifiques, dans cette étude ce fait avec 8 armoires
placer au tour de la zone avec des distances entre eux, et chaque armoire appelé niche
porte 18 prises.
1.3. Détermination des puissances :
La puissance d’une installation n’est pas la somme arithmétique de celle des récepteurs. Sa
détermination nécessite de connaitre la puissance et la localisation des récepteurs pour accéder
à la puissance d’utilisation et à la détermination de la puissance du transformateur nécessaire.
Donc on procède en générale de la manière suivante, on détermine :
1.3.1. La puissance installée :
La puissance active installée, dans une entreprise représente la somme des puissances actives
nominales de tous les récepteurs. Cette puissance servira ensuite, au calcul des puissances
réellement consommées et ce, en utilisant des facteurs d’utilisation et de simultanéité
correspondant à chaque niveau de l’installation et dont les définitions sont données ci-après.
𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 = ∑ 𝑃𝑛
1.3.2. Puissance utilisée
Elle représente la puissance réellement demandée au point source par les divers circuits d’une
installation électrique. Elle est plus faible que la puissance installée vu que les récepteurs
n’absorbent pas tous simultanément leurs puissances nominales. Son estimation permet
d’évaluer la puissance réellement utilisée. Néanmoins sa détermination nécessite la
connaissance des trois facteurs suivants : le facteur d’utilisation (ku), le facteur de simultanéité
(ks) et le facteur d’extension (ke).
𝑃𝑢 = (∑ 𝑃𝑛 ) × 𝐾𝑢 × 𝐾𝑠
1.4. Description des facteurs de correction :
1.4.1 Facteur d’utilisation Ku
En général, les récepteurs électriques ne fonctionnent pas à leurs puissances nominales d’où
l’introduction du facteur d’utilisation pour le calcul de la puissance absorbée. Sachant que pour
chaque type de récepteur est associé un facteur d’utilisation bien déterminé. Dans une
RAPPORT DE STAGE
20
EMPEGEC Sarl
installation électrique, ce facteur peut être estimé en moyenne à 0.75 pour les moteurs, et 1 pour
l’éclairage.
Tableau 1 : Facteurs d’utilisation
1.4.2 Facteur de simultanéité Ks
Les récepteurs d’une installation ne fonctionnent pas simultanément. C’est pourquoi il est
permis d’appliquer aux différents ensembles de récepteurs (ou de circuit) des facteurs de
simultanéité. La détermination des facteurs de simultanéité nécessite la connaissance détaillée
de l’installation considérée et l’expérience des conditions d’exploitation, notamment pour les
moteurs et les prises de courant.
On ne peut donc pas donner des valeurs précises applicables à tous les cas. Les normes NF C 14100, NF C 63- 410 et le guide UTEC 15-105 donnent des indications sur ce facteur.
Tableau 2 : Facteurs de simultanéité selon l’utilisation
1.4.3 Facteur d’extension
Le rôle du facteur d’extension, également appelé facteur de réserve, est de prévoir une
augmentation de la puissance absorbée. Le coefficient varie de 1 à 1,3.
1.5. Elaboration du Bilan :
Apres avoirs listé tous les équipements consommant de l’énergie électrique dans l’installation.
On établit le bilan de puissance faisant la somme de la puissance d’utilisation des récepteurs
normaux, tout en intégrant les facteurs de correction Ks,Ku et Ke. La figure suivante illustre un
exemple du schéma synoptique
RAPPORT DE STAGE
21
EMPEGEC Sarl
Figure 3 : schéma synoptique de l’installation
1.5.1 Calcul de La puissance installer
a. L’éclairage
Les projecteurs LED utilisé ont un facteur de puissance proche de l’unité. Pour tenir
compte de la puissance dissipé dans le driver électronique il faut majorer la puissance
de 10%.
P(KW)
1 Projecteur
1 Mat
Total
0,88
8,80
52,80
Tableau 3 : la puissance installée pour l’éclairage
b. Les niches
U
Cos(ɸ)
I(A)
P(kw)
Q(KVAR)
S(kVA)
Prise de la 1er niche
380
0,9
17
10,07
4,877193
11,19
Niche 1
380
0,9
306
181,26
87,78947
201,40
Total
380
0,9
2448
1450,10
702,3158
1611,22
Tableau 4 : la puissance installée pour les niches
Le bilan de puissance effectué, donne une puissance installée au Jeux de barre 380 V égale à
Sbarre = 1611.22 KVA
RAPPORT DE STAGE
22
EMPEGEC Sarl
1.5.2 Calcul de la puissance d’utilisation :
Tableau 5 : calcule de la puissance d’utilisation
Tableau 6 : calcule de la puissance du transformateur
D’après ce tableau la puissance d’utilisation qui va nous permettre d’alimenter tous les
équipements de cette zone en tenant compte les facteurs d’utilisation et de simultanéité est de
885.49 kVA.
2. Dimensionnement du transformateur :
2.1. Généralité :
Le surdimensionnement du transformateur entrainera un investissement excessif et des pertes à
vides inutiles. Mais la réduction des pertes en charge peut être très importante. Alors qu’un sous
dimensionnement entrainera un fonctionnement quasi permanent à pleine charge et souvent en
surcharge avec des conséquences comme :
✓ Rendement inférieur.
✓ Échauffement des enroulements entrainant l’ouverture des appareils de protection.
✓ Vieillissement prématuré des isolants pouvant aller jusqu’à la mise hors service du
transformateur.
✓ Raison pour laquelle le choix de la puissance des transformateurs doit se faire d’une
façon minutieuse et optimale.
RAPPORT DE STAGE
23
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2.2. Type de transformateur :
On note qu’il existe deux types principaux de transformateurs :
•
Transformateur de type sec : Ce type est très utilisé dans les bâtiments institutionnels,
commerciaux et résidentiels. Vu que sa faible influence sur l’environnement au niveau de la
pollution ainsi qu’il est dédié aux installations ou le risque d’incendie est une grande
préoccupation.
•
Transformateur de type immergé : ce type présente des risques d’incendie et de pollution
par les fuites d’huile vers la nappe phréatique. Mais il reste le moins cher et présente des
moindres pertes lors du fonctionnement normal.
Afin de répondre aux exigences du maitre d’ouvrage et du règlement de sécurité, nous avons
choisi un transformateur de type immergé.
2.3. La puissance assignée du transformateur :
D’après le bilan de puissance, la puissance appelée par notre installation est de 709 kVA avec le
25 % de la réserve, nous aurons une puissance de 886 kVA.
Nous avons choisi un transformateur de 1000 kVA, le transformateur à pour puissance juste
supérieur à 886 kVA la puissance appelée par notre installation.
Le transformateur choisi est de marque BELTRANSFO Immergé 1000 kVA 22KV/380V.
Puissance Normalisé du transformateur
25
50
100 160 200 250 314 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500
Tableau 7 : Puissances normalisées des transformateurs en KVA
Figure 4 : Le transformateur Beltransfo 1000kva
3. Choix du régime de neutre :
D’après la norme NFC 15-100, le contact indirect s’agit d’un contact des êtres vivants avec des
masses mises sous tension suite à une défaillance d’isolation.
Malgré que les masses soient séparées des parties actives par une isolation principale, elles
peuvent être mises accidentellement sous tension à cause d’un défaut d'isolement.
Les normes imposent la mise en œuvre des masses de l’installation et le neutre du secondaire du
transformateur HTA/BT contre les chocs électriques indirects. C'est dans ce cadre où s'inscrit
l'importance de la nature du régime de neutre.
RAPPORT DE STAGE
24
EMPEGEC Sarl
3.1. Définition des schémas des liaisons à la terre normalisés :
Il existe, pour les réseaux BT selon la norme NFC 15-100, trois types des schémas de liaison à la
terre :
Schéma TT : Le neutre du transformateur est directement relié à la terre. Les masses de
l’installation sont aussi reliées à la terre. Cette solution est celle employée pour les réseaux de
distribution basse tension. Aussitôt qu’un défaut d’isolement survient, il doit y avoir une
coupure : C’est la coupure au premier défaut.
La protection est assurée par des dispositifs à courant différentiel dont le courant différentielrésiduel (DDR) assigné est approprié à la résistance de la prise de terre des masses.
Figure 5 : Schéma TT
Schéma TN : Le neutre du secondaire du transformateur est relié directement à la terre. Les
masses de l'installation sont reliées à ce point par le conducteur de protection. On distingue les
schémas suivants :
•
Schéma TN-C : Le conducteur de protection (PE) et le conducteur neutre sont confondus
en un seul conducteur appelé PEN.
Figure 6 : Schéma TN-C
•
Schéma TN-S : Le conducteur de protection et le conducteur neutre sont distincts. Les
masses sont reliées au conducteur de protection (PE).
Figure 7 : Schéma TN-S
RAPPORT DE STAGE
25
EMPEGEC Sarl
Schéma IT : Le neutre de la source de tension est isolé ou relié à la terre par une forte
impédance, les masses d’installation sont reliées à la terre comme l’indique la figure suivante.
Figure 8 : Schéma IT
Le CPI (Contrôleur Permanent d'Isolement) est un dispositif permet de signaliser le défaut
d'isolement. La détection d’un défaut déclenche les signalisations sonores et visuelles.
3.2. Choix du SLT de l’installation électrique
Afin de protéger des personnes, les trois régimes du neutre sont équivalents si l’on respecte
toutes les règles d’installation et d’exploitation. Pour déterminer le régime du neutre adéquat à
l’installation, il faut choisir en fonction de trois critères :
1. Règles imposées par le gérant du réseau électrique.
2. La continuité de service.
3. Les caractéristiques du réseau ou des récepteurs.
3.3. Caractéristiques du régime TN choisi :
Soit le réseau TN-S de distribution ci-contre :
Figure 9 : Schéma de la boucle de défaut du régime TN
Un défaut apparaît sur le récepteur 1 entre la carcasse métallique et la phase 1.
•
Le courant de défaut Id est en fait un courant de court-circuit entre phase et
neutre.
•
Seules les résistances des conducteurs sont prises en compte dans la boucle de
défaut.
On calcule le courant de défaut par la relation suivante :
𝐼𝑑 =
RAPPORT DE STAGE
0.8 × 𝑉
𝑅𝑝ℎ + 𝑅𝑝𝑒
26
EMPEGEC Sarl
Avec :
✓ Rpe : résistance du conducteur PE en Ω.
✓ Rph : résistance de phase en Ω.
✓ Id = courant de défaut en A.
𝑈𝑑 = 𝐼𝑑 × 𝑅𝑝𝑒
Tension de défaut Ud dangereuse et élevée si elle est supportée trop longtemps. La
norme donne un temps maximum de défaut de 20 ms.
En cas de défaut, c'est la partie magnétique de la protection qui va déclencher : Id > Im
seuil de déclenchement du dispositif magnétique.
Figure 10 : Courbe de déclenchement de disjoncteur
La protection est donc assurée par des disjoncteurs magnétothermiques beaucoup
moins coûteux qu'un DDR. Cette installation nécessite beaucoup de calcul et d'étude
notamment par rapport à la section des câbles, c'est pourquoi ce schéma est réservé aux
installations industrielles.
Conclusion
Dans cette partie, nous avons choisi le régime de neutre TN pour notre installation
électrique BT, qui répond aux exigences de continuité de service, aux besoins de
sécurité, de la nature du réseau et des récepteurs.
4. Compensation d’énergie réactive :
Tout système électrique (câble, ligne, transformateur, moteur, éclairage, ...) utilisant le
courant alternatif met en jeu deux formes d'énergie : l'énergie active et l'énergie
réactive. Les récepteurs consommant le plus d’énergie réactive sont :
✓ Les moteurs à faible charge.
✓ Les machines à souder.
✓ Les fours à arc et induction.
✓ Les redresseurs de puissance
La compensation de l'énergie réactive est la production de l‘énergie réactive au plus près
possible des charges, pour éviter qu’elle ne soit appelée sur le réseau, la compensation
RAPPORT DE STAGE
27
EMPEGEC Sarl
est un élément important pour réaliser des économies sur les factures d’électricité et
améliorer la qualité du réseau électrique.
La compensation de l’énergie réactive se fait par des condensateurs dont les valeurs de
la capacité sont déterminées à partir du bilan de puissance effectué.
4.1. La compensation en charge :
4.1.1. La Puissance réactive à installer :
Sur une installation de puissance réactive Q, et de puissance apparente S, on installe une
batterie de condensateurs de puissance Qc. La puissance réactive passe de Q à
Q’ = Q − Qc, et la puissance apparente passe de S à S’comme le montre la figure cidessous :
Figure 11 : Diagramme des puissances
Tel que :
Qc = P(tan (φ) − tan(φ′))
Avec :
✓ Qc : Puissance des condensateurs à installer en VAR.
✓ Tan(φ) : Facteur de puissance avant compensation.
✓ Tan(φ′) : Facteur de puissance après compensation.
✓ P : Puissance active consommée en W.
Pour faire le calcul de la puissance des batteries à installer, il faut suivre les étapes
suivantes :
1. La détermination à partir du bilan, la puissance 𝑃 globale de l'installation.
2. La détermination du nouveau facteur des puissances cos (𝜑′) à atteindre.
3. Calcul de 𝑄𝑐 à partir de l'équation ci-dessus.
4.1.2. Mode de la compensation :
RAPPORT DE STAGE
28
EMPEGEC Sarl
Compensation individuelle
Compensation partielle
Compensation globale
Tableau 8 : Mode de compensation
Il existe trois modes de compensation selon la localisation de la batterie des
condensateurs :
Compensation globale : La batterie est raccordée en tête d'installation BT et assure une
compensation pour l'ensemble de l'installation. Parmi ses avantages :
✓ Suppression de la facturation d’énergie réactive.
✓ Représente la solution la plus économique car toute la puissance est concentrée
en un point.
✓ Soulagement du transformateur.
Compensation partielle (locale ou par secteur) : La batterie de condensateurs est
connectée sur l'arrivée du tableau de distribution intermédiaire pour lequel la
compensation doit être réalisée. Parmi ses avantages :
✓ Suppression de la facturation d’énergie réactive.
✓ Soulagement d’une grande partie des lignes d’alimentation et la diminution des
pertes calorifiques dans ces lignes.
✓ Intégration du foisonnement dans chaque secteur.
✓ Soulagement du transformateur.
✓ Solution économique.
Compensation individuelle : La batterie est connectée directement aux bornes de la
charge inductive qui est généralement un moteur ayant une puissance significative par
rapport à la puissance souscrite de l'installation. Parmi ses avantages :
✓ Suppression de la facturation d’énergie réactive.
✓ Constitue, sur le plan technique, la solution idéale puisque l’énergie réactive est
produite à l’endroit où elle est consommée ; les pertes calorifiques en joules (RI2)
sont donc diminuées dans toutes les lignes.
✓ Soulagement du transformateur.
RAPPORT DE STAGE
29
EMPEGEC Sarl
Compte tenu au cahier des charges imposé, la compensation de l’énergie réactive de
l’installation de la zone sera globale.
4.1.3. Types de compensation :
Il existe deux types de compensation :
✓ Compensation fixe : On met en service l‘ensemble de la batterie dans un
fonctionnement “tout ou rien”. La mise en service peut être manuelle, semiautomatique (par contacteur), directe (asservie aux bornes des moteurs). Ce type de
compensation est utilisé lorsque la puissance réactive à compenser est faible (< 15 %
de la puissance du transformateur) et la charge relativement stable.
✓ Compensation automatique ou en “gradins” : La batterie de condensateurs est
fractionnée en gradins, avec possibilité de mettre en service plus ou moins de
gradins, en général de façon automatique. Il s'utilise dans les cas où la puissance
réactive à compenser (>15 % de la puissance du transformateur).
4.1.6. Simulation avec VarSetPro :
VarSetPro est un logiciel de la société Schneider Electric permet de dimensionner les
batteries de condensateurs en tarif jaune comme en tarif vert. Le résultat de la
simulation est illustré dans la figure ci-dessous :
Figure 12 : Résultat de simulation sur VarSetPro
Le logiciel propose une batterie du condensateur à installer du constructeur Schneider
Electric de référence : VLVAW1L 100A40A VarSet Easy 100K D Auto Non Pollué-Easy.
RAPPORT DE STAGE
30
EMPEGEC Sarl
Conclusion :
Cette partie a porté sur le choix du mode et le type de compensation ainsi que le calcul
de l’énergie réactive à compenser au niveau des équipements et du transformateur, par
logiciel (VarSetPro).
5. Le dimensionnement des canalisations :
Introduction :
Le dimensionnement des canalisations et leurs protections électriques est l’une des
étapes primordiales pour l’étude et la conception d’une installation électrique BT, et afin
de bien dimensionner notre installation nous avons appliqué deux méthodes, la
première est une méthode théorique et la deuxième est une méthode pratique à l’aide
du logiciel CanecoBT pour valider les résultats et faire sortir la note de calcul du projet.
Chaque ensemble, constitué par la canalisation et sa protection, doit répondre
simultanément à plusieurs conditions qui assurent la sureté de l'installation :
•
Véhiculer le courant d'emploi permanent et ses pointes transitoires normales.
•
Ne pas générer de chutes de tension susceptibles de nuire au fonctionnement de
certains récepteurs, par exemple les moteurs en période de démarrage.
En outre, le disjoncteur (ou fusible) doit :
•
Protéger la canalisation contre toutes les surintensités jusqu'au courant de courtcircuit ;
•
Assurer la protection des personnes contre les contacts indirects dans le cas où la
distribution s'appuie sur le principe de protection du schéma des liaisons à la
terre.
Pour faire l’étude de l’installation électrique BT, nous devons respecter la démarche
montrée dans la figure suivante :
Figure 13 : Démarche pour l’étude de l’installation
RAPPORT DE STAGE
31
EMPEGEC Sarl
5.1. Schéma unifilaire de l’installation par CanecoBT :
5.1.1. Présentation du logiciel CanecoBT :
CanecoBT est un logiciel développé par ALPI (Applications Logiciels Pour l’Ingénierie)
permet de réaliser le dimensionnement automatisé d'installations électriques Basse
Tension.
Ce logiciel détermine, de façon économique, les sections de câbles et tout l'appareillage
de protection. Il produit les schémas et les documents nécessaires à la conception, il
réalise le dimensionnement automatique des matériels les plus adaptés à partir d’une
base de données multi fabricants, la vérification et la maintenance des installations
électriques.
5.1.2. Schéma unifilaire :
Le schéma unifilaire ci-dessous montre la distribution électrique en partant de la source
vers les tableaux.
Figure 15 : Schéma unifilaire TGBT
Figure 14 : Schéma unifilaire de l’armoire répartitrice 1
Figure 16 : Schéma unifilaire de l’armoire répartitrice 2
RAPPORT DE STAGE
32
EMPEGEC Sarl
5.2. Détermination des calibres des déclencheurs des disjoncteurs :
La première étape consiste à calculer le courant d’emploi Ib traversant toutes les
canalisations et à déterminer les calibres des dispositifs de protection In telle que In ≥Ib
Les valeurs normalisées des courants de calibre des disjoncteurs In sont figurées dans le
tableau suivant :
Tableau 9 : Valeurs normalisées des courants de calibre des disjoncteurs
Calcul du courant d’emploi Ib :
Tableau 10 : Formules pour calcul de courant d’emploi Ib
Avec :
✓ Ib : Courant d’emploi en A.
✓ Sn : Puissance nominale du transformateur en kVA.
✓ Pt : Puissance totale des luminaires en W.
✓ Pn : Puissance nominale en kW.
✓ Un : Tension composée pour les bornes de connexion pour les moteurs
monophasés ou les moteurs triphasés en V.
✓ Vn : Tension simple du réseau en V.
✓ Cos(ϕ) : Facteur de puissance.
✓ 𝜂 : Rendement du moteur.
Au niveau des circuits de distribution : Prenons l’exemple de disjoncteur D1 de la canalisation
triphasée (C1) qui relie le transformateur et le TGBT (Tableau Général Basse Tension).
Dans ce cas le courant d’emploi donne
Ib =
Sn × 103
√3 × Un
=
1000 × 103
√3 × 380
= 1520A
D’après le tableau des calibres normalisés (Tableau 16), le calibre est : 𝐈𝐧 = 𝟏𝟔𝟎𝟎𝐀.
Au niveau des circuits terminaux :
•
Les niches
RAPPORT DE STAGE
33
EMPEGEC Sarl
Ib =
Pn × 103
√3 × Un × 𝐶𝑜𝑠(𝜑)
=
609.04 × 103
√3 × 380 × 0.9
= 1028.15A
Dans l’armoire répartitrice pour niches on aura disjoncteur général du calibre : In = 1250 A.
Ib =
Pn × 103
√3 × Un × 𝐶𝑜𝑠(𝜑)
=
181.26 × 103
√3 × 380 × 0.9
= 306A
Au niveau de chaque niche le calibre du disjoncteur général est : In = 320 A.
•
Ib =
Armoire d’éclairage
Pn × 103 8.8 × 103
=
= 40A
Un
220
Au niveau de chaque armoire pour chaque mat on aura un calibre du disjoncteur général de :
In = 50 A.
Tableau
Repère
S(KVA)
U(V)
Ib(A)
In(A)
Disjoncteur général (TGBT)
D_TGBT
1000
380
1520
1600
Disjoncteur Tableau répartitrice
D_TRN
676,71
380
1028
1250
Disjoncteur (Eclairage)-Tableau des
mats
D_ecl
8,8
220
40
50
Disjoncteur des niches
D_niche
201,40
380
306
320
Tableau 11 : Courant d’emploi, Courant nominal
5.3. Détermination des sections de câbles :
L’étape qui suit la détermination des calibres des disjoncteurs est celle de la détermination des
sections des conducteurs. Pour cela, il faut se baser sur la démarche suivante :
✓ Détermination du courant admissible par le conducteur Iz ;
✓ Détermination de la lettre de sélection qui dépend du type de conducteur utilisé et de
son mode de pose ;
✓ Détermination du coefficient K : facteur de correction ;
✓ Détermination du courant fictif I’z
Courant admissible IZ :
C’est le courant maximal que la canalisation peut véhiculer en permanence sans préjudice pour
sa durée de vie. Selon le guide pratique UTE C 15-105, le courant admissible est donné dans le
tableau suivant :
Tableau 12 : Courant admissible par le câble selon
RAPPORT DE STAGE
34
EMPEGEC Sarl
5.3.1. Détermination de la section des câbles (C1) :
Détermination de la lettre de sélection :
Prenons l’exemple des câbles de la canalisation qui relie le transformateur et TGBT. Ce
sont des câbles en cuivre de type PR triphasé installé seul sur un chemin de câbles
perforé, la température ambiante est considérée égale à 35 °C.
Alors la lettre de sélection est E
Calculant maintenant le coefficient K
𝐾 = 𝐾1 × 𝐾2 × 𝐾3
Le facteur de correction K1 prend en compte le mode de pose.
Tableau 13 : Valeurs du facteur de correction K1
K1 = 1
Le facteur de correction K2 prend en compte l’influence mutuelle des circuits placés côte à côte.
Une pose est jointive lorsque la distance entre deux conducteurs est inférieure au double du
diamètre d’un conducteur.
Tableau 14 : Valeurs du facteur de correction K2
K2 =1
Le facteur de correction K3 prend en compte la température ambiante et la nature de
l’isolant
RAPPORT DE STAGE
35
EMPEGEC Sarl
Tableau 15 : Valeurs du facteur de correction K3
Avec T = 35°C
K3 = 0,96
Donc 𝐾 = 𝐾1 × 𝐾2 × 𝐾3
𝐾 = 0.96
Le courant admissible Iz dans le câble C1 est égal à 1600A
𝐼𝑧 ′ =
𝐼𝑧 1600
=
= 1666𝐴
𝐾
0.96
La section de la canalisation est indiquée dans le tableau par lecture directe :
✓ Le choix de la colonne est réalisé à partir des caractéristiques de la canalisation
(isolant, nombre de conducteurs chargés),
✓ Le choix de la ligne est réalisé à partir de la valeur ≥ I’z dans la colonne du
tableau correspondant à la nature de l’âme du conducteur (cuivre ou
aluminium).
RAPPORT DE STAGE
36
EMPEGEC Sarl
Tableau 16 : Détermination de la section minimale pour câble non enterrée
D’après le tableau des courants admissible, la section du câble en cuivre de type PR
triphasé installé seul sur un chemin de câbles perforé du transformateur vers le TGBT
sera : S = 4*185 mm² pour chaque phase.
5.3.2. Détermination de la section des câbles (C2) :
Les câbles de la canalisation qui relie le TGBT et l’armoire répartitrice. Ce sont des
câbles en cuivre de type PR triphasé enterré dans des conduites, la température
ambiante est considérée égale à 35 °C.
Alors la lettre de sélection est D61
Calculant maintenant le coefficient K
Il s’obtient en multipliant les facteurs de correction K = K4 × K5 × K6 × K7.
Le facteur de correction K4 mesure l’influence du mode de pose.
Tableau 17 : Valeurs du facteur de correction K4
RAPPORT DE STAGE
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EMPEGEC Sarl
Pour le mode de pose D61 K4 = 0.8
Le facteur K5 mesure l’influence mutuelle des circuits (ou des conduits) placés côte à
côte.
Tableau 18 : Valeurs du facteur de correction K5
Dans notre étude nous avons une seule conduite
Donc le facteur K5 = 1
Tableau 19 : Valeurs du facteur de correction K6
Calcul de facteur de correction K6
On un terrain humide donc d’après le tableau le facteur de correction et
K6 = 1.13
La valeur de la température ambiante à utiliser est la température du milieu
environnant lorsque le câble ou le conducteur considéré n'est pas chargé.
RAPPORT DE STAGE
38
EMPEGEC Sarl
Le facteur K7 mesure l’influence de la température suivant la nature de l’isolant.
Tableau 20 : Valeurs du facteur de correction K7
La température du sol est de 35°C donc K7 = 0.89
Le facteur K sera donc K = K4 × K5 × K6 × K7
K = 0.8 × 1 × 1.13 × 0.89 = 0.8
K = 0.8
L’exploitation du facteur de correction K permet de calculer l’intensité admissible
corrigée I’z à partir de l’intensité admissible Iz de la canalisation :
Avec le courant Ib = 1023A et Iz = 1250A
𝐼′𝑍 =
𝐼𝑍
𝐾
𝐼′𝑍 =
1250
0.8
𝐼′𝑍 = 1562.5 𝐴
Tableau 21 : Détermination de la section minimale pour câble enterrée
RAPPORT DE STAGE
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EMPEGEC Sarl
D’après le tableau des courants admissible, la section des canalisations enterrées de la
niche répartitrice vers chaque niche sera : S = 4*185 mm² pour chaque phase.
5.3.3. Détermination de la section des câbles (C3) :
Prenons le câble de la canalisation qui relie le l’armoire répartitrice et la Niche 1 C’est un
câble en cuivre de type PR triphasé enterré dans des conduites, la température ambiante
est considérée égale à 35 °C.
Alors la lettre de sélection est D61, K4 = 0.8 K5 =0.72 et K6 = 1.13 K7 = 0.89,
Donc K = 0,58.
Le courant admissible Iz=In=320A
𝐼′𝑍 =
𝐼𝑍
𝐾
𝐼′𝑍 =
320
= 551.7 𝐴
0.58
D’après le tableau…. des courants admissible, la section des canalisations enterrées de la
niche répartitrice vers chaque niche sera : S = 300 mm² ou S = 2*95 mm² pour chaque
phase.
5.3.4. Détermination de section du conducteur de protection (PE) :
D’après la norme NF C 15-100, la section du conducteur PE est défini en fonction de la
section des phases (pour le même métal conducteur) comme suit :
Tableau 22 : Détermination de la section du PE
5.3.5. Tableau récapitulative :
Liaison
Iz=In(A)
Protection
Par :
K
Iz’(A)
Section(mm2)
L1
Source ->TGBT
1600
Disjoncteur
0.96
1666
4 x185
L2
TGBT ->Tableau répartitrice
1250
Disjoncteur
0.8
1563
4 x185
L3
Tableau répartitrice ->Niches
320
Disjoncteur
0,58
320
2 x 95
L4
Tableau répartitrice -> les mats
50
Disjoncteur
0.58
87
16
Tableau 23 : Résultat de calcul de la section des câbles
5.4. Dimensionnement des jeux de barres :
Pour dimensionner les jeux de barres, nous avons utilisé le tableau du constructeur
Schneider Electric ci-dessus :
RAPPORT DE STAGE
40
EMPEGEC Sarl
Tableau 24 : Dimensionnement du jeu de barres en fonction de l’intensité nominale
Le courant nominal transite le JdB du TGBT égale à 1600A, et la température ambiante
est de 35 ℃, alors d’après le tableau précédent, nous avons trouvé un JdB de dimension
80 × 10.
5.5. Détermination des chutes de tension :
Nous devons vérifier la chute de tension après le calcul de la section minimale du câble pour
assurer qu’elle est conforme aux exigences de la norme NF C 15-100. Si la chute de tension est
acceptable, la section normalisée choisie est la section minimale déjà calculée, sinon, la section
minimale doit être augmentée avec vérification de la chute de tension.
La chute de tension relative entre l'origine d'une installation et tout point d'utilisation ne doit
pas être supérieure aux valeurs du tableau suivant.
Type d’installation
Eclairage
Autres usages
Abonné alimenté par le réseau BT de
distribution publique
3%
5%
Abonné propriétaire de son poste privé
MT/BT
6%
8%
Tableau 25 : la chute de tension maximale
Pour notre cas, l’installation électrique BT est alimentée par un poste MT/BT, nous devons
assurer les valeurs 6% pour l’éclairage et 8% pour les autres usages. Le tableau suivant donne
les formules usuelles pour le calcul de la chute de tension dans un circuit donné :
Tableau 26 : Formules de calcul de la chute de tension
RAPPORT DE STAGE
41
EMPEGEC Sarl
5.5.1. La chute de tension dans les défirent point de l’installation :
Calculant la chute de tension entre le transformateur et le TGBT.
On a un câble triphasé de caractéristiques suivantes :
✓ Ame en cuivre.
✓ Longueur du câble égale à 10 m et de section 4 × 185 𝑚𝑚2 par phase.
✓ Le courant d’emploi égale à Ib= 1520A sous cos(φ) = 0,9 en régime permanent. La chute de
tension triphasée donnée :
∆𝑈 = √3 × 𝐼𝑏 × 𝐿(𝑅𝐶𝑜𝑠𝜑 + 𝑋𝑆𝑖𝑛𝜑)
22.5
100
∆𝑈(%) = √3 × 1520 × 0.01 × (
× 0.9 + 0.08 × 𝑠𝑖𝑛(cos −1 (0.9))) ×
= 0.43%
4 × 185
380
∆𝑈(%) = 0.43%
Cette valeur est inférieure à 8%, Le seuil de chute de tension fixé entre la source et
TGBT. Donc la section de 4*185 mm² par phase est valide. Le détail de ce calcul de notre
étude est donné dans le tableau.
Liaison U(v) S(KVA)
S(mm2)
L(Km)
Ib(A)
Cosϕ
∆U (%)
L1
380
1000
4 x185
0.01
1520
0.9
0.43%
L2
380
676,71
4 x185
0.01
1023
0.9
0.30%
L3
380
201,40
2 x 95
0.140
306
0.9
2.76%
L4
220
8.8
50
0.150
40
1
1.23%
Tableau 27 : Calcul de la chute de tension
La valeur de la chute de tension pour l’éclairage est supérieure à 6%, Donc la section de
16mm² n’est pas suffisante on doit augmenter la section du câble de 16mm2 à 50mm2
5.6. Détermination des courants de court-circuit :
Dans une installation triphasée, Icc tri en un point du réseau est donnée par la formule :
𝐼𝑐𝑐 =
𝑈
√3 × 𝑍𝑇
✓ U = tension entre phases à vide au secondaire d'un transformateur HT / BT (V),
✓ ZT = impédance totale par phase du réseau en amont du défaut (en Ω).
Si les constituants d’un réseau sont raccordés en série dans le réseau, tous les éléments
résistifs de chaque constituant s’additionnent arithmétiquement, et de même pour les
réactances, pour donner RT et XT. L’impédance (ZT) de tous les constituants du réseau
connectés ensemble est donnée par :
2
𝑍𝑐𝑐 = √(∑ 𝑅) + (∑ 𝑋)
RAPPORT DE STAGE
42
2
EMPEGEC Sarl
∑ 𝑅 : somme des résistances en série
∑ 𝑋 : somme des réactances en série
5.6.1. Impédances équivalentes du réseau amont :
L’impédance et la résistance du réseau amont est calculée avec une les formules
suivantes
𝑈2
𝑅 = 0.1 × 𝑋 → 𝑋 = 0.995 × 𝑆𝑐𝑐
Avec
✓ U : Tension composée entre phases en V correspondant à la tension à vide du
transformateur, elle peut s’exprimer sous la forme : 𝑈 = 𝑓 × 𝑚 × 𝑈𝑛
✓ 𝑓 ∶ Facteur de tension pris égal à 𝑓𝑚𝑎𝑥 = 1.05 pour les courants maximaux,
𝑓𝑚𝑖𝑛 = 0.95 pour les courants minimaux.
✓ m : Facteur de charge pris égal à 1,05 quelle que soit la source.
✓ Un : La tension composée nominale de l'installation 380V.
✓ Scc : puissance en court-circuit Scc = 500MVA
5.6.2. Transformateurs :
L’impédance du transformateur est calculée avec une formule ci-dessous, il fait
également intervenir la tension de cc :
𝑍𝑇𝑅 =
(𝑓𝑐 × 𝑈𝑛)2 𝑈𝑐𝑐
100 × 𝑆𝑇𝑅
✓ ZTR : Impédance du transformateur en Ω
✓ Fc : facteur de charge à vide du tr. (valeur par défaut : 1,05)
✓ Un : Tension entre phases (au secondaire, 380V)
✓ STR : Puissance apparente du tr. En KVA
✓ UCC : Tension de court-circuit du tr. 6% de la valeur nominale
La résistance du transformateur est calculée via les pertes joules (ou pertes « cuivre »)
de celui-ci :
𝑅=
𝑃𝑐 × 𝑈 2
𝑆𝑛2
✓ U : Tension composée en V.
✓ Ucc : Tension cc du transfo en %.
✓ Pc : Perte cuivre dans les enroulements Pc = 11KW.
On en déduit la réactance :
𝑋 = √𝑍 2 − 𝑅 2
5.6.3. Les Câbles :
La résistance des conducteurs est déterminée en fonction de la résistivité du matériau
employé par la formule :
RAPPORT DE STAGE
43
EMPEGEC Sarl
𝑅𝑐 = 𝜌 ×
𝐿
𝑆
✓ ρ : Résistivité de l’âme du conducteur 22,5 mΩ.mm2.m-1 .
✓ L : Longueur du câble 10 m.
✓ S : La section 4*185mm2.
La réactance des conducteurs dont la section S < 25 mm² peut être négligée, dans le cas
contraire :
𝑋𝑐 = 𝜆 × 𝐿
✓ 𝑋 = 0,08 mΩ/m (câble triphasé ou câbles unipolaires serrés en triangle),
5.6.4. Jeu de barres :
la résistance des jeux de barres se calcule de la même façon que pour une liaison de type
câble. Elle est cependant généralement plus faible (du fait des sections et longueurs
rencontrées pour un jeu de barres) et peut être négligée lorsque S>240mm2 :
𝑅𝐵 = 𝜌 ×
𝐿
𝑆
La réactance est calculée à partir de la réactance linéique estimée à 0,15 mW/m pour un
jeu de barres en cuivre :
𝑋𝐵 = 0.15 × 𝐿
5.6.5. Application :
installation BT
R(mΩ)
réseau amont
X(mΩ)
RT (mΩ)
XT (mΩ)
=
𝑈
3× 𝑅
2+𝑋 2
0,035
0,35
transformateur
22KV/380V
Pn = 1000KVA
1,6
9,37
1,635
9,72
Icc1 = 24,5KA
Cable unipolaire
10 m cuivre
4*185 mm^2/ph
0,3
0,8
1,935
10,52
Icc2 = 22,6KA
Disjoncteur géneral
Non prise en compte en pratiques
Cable triipolaire
140 m cuivre
2*95 mm^2/ph
16,58
11,2
18,515
21,72
Icc3 = 8,4KA
cable tripolaire
150 m cuivre
35mm^2
96,4
12
114,915
33,72
Icc4 = 2KA
Tableau 28 : Calcul du courant de court-circuit
RAPPORT DE STAGE
44
EMPEGEC Sarl
(𝐾𝐴)
5.7. Choix des dispositifs de protection :
5.7.1. Protection par disjoncteur :
Le rôle des protections est d’assurer la sécurité des personnes et des biens, ainsi que la
continuité de service de l’installation électrique. Ces fonctions ne se vérifient pas que si
le choix des appareils de protections est vérifié par les normes.
Le choix d’un disjoncteur doit se faire en fonction :
✓ Des caractéristiques du réseau électrique sur lequel il est installé.
✓ Du courant assigné, ou courant d’utilisation dans les conditions normales.
✓ Du pouvoir de coupure (PdC) et le pouvoir de fermeture.
✓ De la courbe de déclenchement.
✓ Des impératifs d’exploitation.
✓ Des diverses règles de protection à respecter.
Afin d’assurer une bonne fonction de protection, les disjoncteurs doivent respecter deux
conditions pertinentes :
•
•
In (Calibre des disjoncteurs) ≥ Ib (Courant d’emploi).
PdC (Pouvoir de coupure) ≥Icc (Courant de court-circuit).
5.7.2. Choix du disjoncteur de source en aval du transformateur :
Nous avons utilisé les tableaux du constructeur Schneider Electric (Voir l’annexe 19), ces
tableaux donnent le disjoncteur de source et de départ en fonction des caractéristiques
de l’installation et des transformateurs qui l’alimentent (Puissance du transformateur,
nombre de transformateur...).
Dans notre cas nous avons un seul transformateur de 1000 kVA, donc nous choisissons
comme disjoncteur de source : Compact NS1600N
Avec
✓ In = 1600 A
✓ Déclencheur Micrologic
✓ PdC = 50 kA à 380
Et Compact NS1250 et Compact NSX160N comme départ.
✓ In = 1250 A
✓ In = 160 A
✓ Déclencheur Micrologic
✓ Thermique-magnétique
✓ PdC = 50 kA à 380
✓ PdC = 36 kA à 380
Nous avons choisi également pour les Niches : Compact NSX400
✓ In = 400 A
✓ Déclencheur Micrologic
✓ PdC = 36 kA à 380
✓ Figure 1 : schéma
unifilaire du TGBTIn =
160 A
✓ Thermique-magnétique
RAPPORT DE STAGE
✓ PdC = 36 kA à 380
45
EMPEGEC Sarl
L’éclairage de la zone se fait par un circuit monophasé, nous avons utilisé les
disjoncteurs bipolaires principale de type C60N pour les tableaux d’éclairage des mats
✓ In = 50A
✓ Thermique-magnétique
✓ PdC = 6kA à 220
5.8. Simulation à l’aide de CanecoBT :
Une affaire sur CanecoBT se traite de l'amont (source) vers l'aval (circuits terminaux), ce
qui permet de déterminer les protections et les câbles. Après l’élaboration du bilan de
puissance, nous passons à la définition de la source et les caractéristiques générales de
l'affaire, puis les circuits de distribution (Tableaux divisionnaires), les circuits
terminaux, les récepteurs qui leurs sont associés, ainsi que le régime de neutre et le
mode de pose des liaisons pour permettre au logiciel de calculer et dimensionner tous
les éléments de l’installation.
Figure 17 : schéma unifilaire du TGBT
Les résultats de calcul de CanecoBT correspondent à nos calculs théoriques à base des
normes en vigueur et des guides pratiques de conception des installations électriques
BT.
Nous signalons que l’étude théorique reste une vérification, mais en pratique les
logiciels de calcul des installions électriques sont très répandus, car ils fournissent des
notes de calcul exploitables, et compréhensibles, et permettent de réaliser des gains en
termes de temps, en répondant facilement aux appels d’offres…
Le logiciel affiche les résultats sous forme de tableau illustré dans la figure suivante :
RAPPORT DE STAGE
46
EMPEGEC Sarl
Figure 18 : Résultat de calcul du TGBT
RAPPORT DE STAGE
47
EMPEGEC Sarl
Figure 19 : Armoire répartitrice 1
Figure 20 : Résultats des prises de courant
RAPPORT DE STAGE
48
EMPEGEC Sarl
Figure 21 : Armoire répartitrice 2
Figure 22 : Résultats de l’éclairage
RAPPORT DE STAGE
49
EMPEGEC Sarl
Conclusion :
Nous avons étudié l’installation électrique à basse tension, en commençant par
l’élaboration des bilans des puissances afin de dimensionner les transformateurs, les
sources de secours et ondulés. Après, nous avons étudié la compensation de l’énergie
réactive par le dimensionnement des batteries des condensateurs. Par la suite nous
avons déterminé les sections des conducteurs par un calcul manuel tout en vérifiant les
chutes de tension, les contraintes thermiques et les longueurs maximales protégées par
dispositifs de protection. Ainsi, nous avons calculé les courants de court-circuit des
différents circuits afin de choisir et régler les dispositifs de protection tout en assurant la
sélectivité et filiation entre eux. À la fin de ce chapitre, nous avons validé l’étude par le
logiciel CanecoBT en générant les différentes notes de calculs.
RAPPORT DE STAGE
50
EMPEGEC Sarl
Chapitre 3 : Etude de
l’installation
électrique MT.
RAPPORT DE STAGE
51
EMPEGEC Sarl
1. Etude du poste de livraison HTA/BT :
Introduction :
L’étude du réseau électrique MT du poste PT1 de Marsa Maroc nécessite tout d’abord une
connaissance des différents postes électriques qui le constituent. La figure suivante représente
la structure de ces postes.
Figure 23 : Boucle moyenne tension Marsa Maroc :
Dans ce chapitre, nous allons étudier l’installation électrique à MT dans le poste PT1
22KV/380V, en traitant les points suivants :
✓ Le type d’alimentation (raccordement aux réseaux HTA).
✓ Les éléments du poste de transformation.
✓ La détermination des sections de conducteurs.
✓ L’étude de la protection.
1.1. Structure générale du poste HTA/BT :
Le poste de livraison HTA/BT est composé de l’appareillage et un ou plusieurs transformateurs
afin d’assurer les fonctions suivantes :
✓ Dérivation du courant sur le réseau.
✓ Protection du transformateur côté HTA.
✓ Transformation HTA/BT.
✓ Protection du transformateur côté BT.
✓ Comptage d’énergie échangée.
Toutes les masses métalliques du poste sont reliées à la terre. Pour l’intervention dans le poste,
les arrivées doivent être sectionnées et les câbles reliés entre eux mis à la terre.
RAPPORT DE STAGE
52
EMPEGEC Sarl
Figure 34 : Structure générale d’un poste HTA/BT
1.2. Raccordement au réseau HTA :
La distribution de l’énergie électrique est fixée par le gestionnaire du réseau fournisseur en
fonction de la structure du réseau public de distribution. Elle se fait selon 3 types :
1.2.1. Antenne ou Simple dérivation :
il est utilisé en général pour la distribution publique HTA en réseau aérien, il comporte une
source d'alimentation unique possible par le distributeur d’énergie.
Figure 25 : Schéma en simple dérivation
1.2.2. Coupure d'Artère :
Dans lequel le poste est inséré en série sur la ligne du réseau public de distribution HTA et
comprend le passage de cette ligne, il permet à l’utilisateur de bénéficier d'une source
d'alimentation fiable à partir de deux postes sources ou 2 départs HTA, ce qui limite les
interruptions pour travaux ou en cas de panne.
RAPPORT DE STAGE
53
EMPEGEC Sarl
Figure 26 : Schéma en coupure d’artère
1.2.3. Double dérivation :
Lorsque le poste peut être alimenté par l'une ou l'autre de deux câbles souterrains distincts en
parallèle du réseau public HTA. La permutation d'une alimentation se réalise soit
automatiquement, soit manuellement lors de la disparition de la tension sur le câble alimentant
le poste. Ce type est très coûteux pour le distributeur d’énergie, et il est utilisé lorsque les
exigences de disponibilité sont importantes (le surcoût est généralement payé par l'utilisateur).
Figure 27 : Schéma en double dérivation
Le raccordement du poste de transformation au réseau HTA est de type coupure d'artère ou
boucle, ce choix est dû à l’emplacement géographique du centre commercial qui est proche des
autres centres qui ont alimenté de la même manière au besoin d’assurer une meilleure
continuité de service, et il est dû aux contraintes de coût.
1.3. Cellules HTA :
La distribution d’énergie électrique en HTA met en œuvre des équipements préfabriqués
métalliques appelés cellules HTA. Les cellules HTA et leur appareillage ont des caractéristiques
des grandeurs électriques de tension, courant, fréquence, l’intensité de court-circuit supportée,
définis par les normes. Dans notre cas, nous avons réparti les cellules en :
✓ Cellules de raccordement ou d’alimentation.
✓ Cellules de transformation.
✓ Cellules du comptage.
✓ Cellules de protection HT (Interrupteur ou sectionneur + Disjoncteur ou fusible).
✓ Cellules de protection BT.
RAPPORT DE STAGE
54
EMPEGEC Sarl
Figure 28 : Les cellules HTA
Figure 29 : Dessin des cellules sous AUTOCAD
Les cellules HTA réalisent des fonctions suivantes :
✓ Sectionnement : Le sectionnement isole un circuit hors charge.
RAPPORT DE STAGE
55
EMPEGEC Sarl
✓ Protection : Le dispositif de protection doit éliminer rapidement toute surcharge,
surintensité ou court-circuit, dans un circuit pour assurer la sécurité des personnes
et des biens. Cette fonction peut être assurée par les fusibles ou disjoncteurs.
✓ Commande : L’appareillage de commande est utilisé pour interrompre et établir des
circuits sous tension et en charge.
Concernant notre choix des cellules HTA, nous allons baser sur des cellules de type gamme
complète d'appareillage HTA SM6 de Schneider Electric.
Les cellules SM6 sont composées de cellules modulaires équipées d’appareillages fixes,
déconnectables, utilisant l’hexafluorure de soufre SF6 ou l’air jusqu'à 36 kV.
2. Calcul de la section des câbles HTA :
2.1. Méthodologie :
Le calcul de la section technique consiste à trouver la section qui satisfait les conditions exigées
par la norme NF C13-200.D’après les recommandations prescrites par cette dernière, La figure
ci-dessous donne le logigramme de la méthode de calcul des sections des câbles en HTA :
Figure 30 : Procédure pour la détermination de la section des câbles HTA
Avec :
✓ K : Coefficient lié au mode de pose des conducteurs.
✓ t : Temporisation du dispositif de protection.
✓ k : Coefficient caractérisant la nature du câble.
✓ Tc : Temps durant lequel l’écran du câble supporte l‘échauffement.
✓ Id : Courant de défaut en A.
✓ Icc max : Courant de court-circuit maximal en A.
RAPPORT DE STAGE
56
EMPEGEC Sarl
2.2. Application du calcul de section :
Dans cette partie, nous allons déterminer la section du câble souterrain reliant le transformateur
1000 kVA au poste de livraison :
Nous avons les données concernant les caractéristiques du câble :
•
Nature de l’âme du câble : Aluminium.
•
Nature du câble : unipolaire.
•
Nature de l’isolant du câble : PR.
•
Terrain : Humide.
•
Mode de pose : Enterré dans des fourreaux sans protection mécanique.
•
Température ambiante : 35℃.
2.2.1. Détermination du courant d’emploi Ib :
Ce courant d’emploi est tiré de la puissance apparente en aval du câble par la formule suivante :
Ib =
𝑆
√3 × 𝑈
Avec :
•
𝑆 : Puissance assignée du transformateur.
•
𝑈 : Niveau de tension.
Ib =
1000
√3 × 22
= 26.25
2.2.2. Détermination du facteur de correction global :
Le tableau BA de la norme UTE C13-205 indique pour chaque mode de pose les facteurs de
correction à appliquer, le facteur de correction global K est égal à :
K = f1 × f2 × 𝑓3
Ce facteur est en fonction de :
✓ Température.
✓ Groupement des câbles et conducteurs.
✓ Résistivité thermique du sol pour les câbles enterrés.
Nous avons pour le mode de pose : Enterré dans des fourreaux sans protection mécanique,
RAPPORT DE STAGE
57
EMPEGEC Sarl
Tableau 29 : modes de pose
Calculant les coefficients f2, f3, f4.
Tableau 30 : facteur de correction f2
Pour une température ambiante de 35℃, nous avons trouvé : f2 = 0.89.
Tableau 11 : facteur de correction f3
Le terrain est humide et les câbles sont unipolaires, donc f3 = 1.14.
RAPPORT DE STAGE
58
EMPEGEC Sarl
Tableau 32 : facteur de correction f4
Puisque nous n’avons qu’un seul circuit, donc f4 = 1.
Avec f0 = 0,8 dans ce cas.
K = f0 × f2 × f3 × f4 = 0.8 × 0.89 × 1 × 1.14 = 0.81
Donc le facteur global : K = 0.81
2.2.3. Détermination du courant admissible Iz dans les canalisations :
Le courant à véhiculer en permanence Iz se calcule à partir de la formule suivante :
Iz =
Iz =
𝐼𝑏
𝐾
26.25
= 32.4𝐴
0.81
2.2.4. Détermination de la section S1 :
D’après le tableau en annexe 3, nous avons pris une section S1 = 16 mm2 en aluminium.
2.2.5. Détermination de la section S2 du court-circuit :
La section thermique du câble S2 doit également supporter le courant de court-circuit
maximal pendant le temps de temporisation de la protection à l’origine du câble, cette
section doit respecter la condition suivante selon la norme NF C13-200 :
𝑆2 ≥
𝐼𝑐𝑐𝑚𝑎𝑥
× √𝑡
𝑘
Le courant de court-circuit triphasé égale à :
RAPPORT DE STAGE
59
EMPEGEC Sarl
𝐼𝑐𝑐𝑚𝑎𝑥 =
𝑆𝑐𝑐
√3 × 𝑈
Avec :
✓ Scc : Puissance de court-circuit du réseau (500 MVA).
✓ U : Niveau de tension 22 kV.
𝐼𝑐𝑐𝑚𝑎𝑥 =
500
√3 × 22
= 13𝐾𝐴
Nous avons : k = 94 (Câble PR Aluminium).
Durée du court-circuit : t = 1s
Donc la section thermique S2 du câble égale à
S2 ≥
Iccmax
13 × 103
× √t =
× 1 = 138.29 mm2
k
94
Donc
S1 = 150 mm2
2.2.6. Détermination de la section S3 :
L’écran du câble doit également supporter le courant de défaut Id=1000A pendant un
temps t = 1s,
Donc d’après l’annexe 4, la section S3 correspondante est S3 = 16mm².
La section du câble à retenir doit répondre à toutes les contraintes, raison pour laquelle
on choisit la section maximale.
Donc : S = Max (S1, S2, S3) = 150 mm2
3. Vérification de la chute de tension :
La chute de tension est déterminée en triphasée à l’aide de la formule suivante :
L
∆U = ( ρ1 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝜆𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑) × 𝐼𝑏
S
Avec
✓ Ib
: Courant d'emploi en ampères.
✓ ρ1
: Résistivité du conducteur en service normal, soit 1,25 fois celle à20 °C
ρ1 = 0.0025 𝑚𝑚2 Ω/𝑚 pour le cuivre ; ρ1 = 0.036 𝑚𝑚2 Ω/𝑚 pour l’aluminium
✓ L
: Longueur d'un conducteur en m.
✓ S
: Section des conducteurs, en mm2
RAPPORT DE STAGE
60
EMPEGEC Sarl
✓ 𝑐𝑜𝑠𝜑 : facteur de puissance
✓ 𝐼𝑏
: courant d’emploi en A
✓ 𝜆
: Réactance linéique de canalisation, en Ω/m
Les valeurs de 𝜆 en HTA sont :
-
𝜆 = 0.08 × 10−3 Ω/𝑚 Pour les câbles tripolaires
-
𝜆 = 0.15 × 10−3 Ω/𝑚 Pour les câbles unipolaires
∆U(V) = ( 0.036 ×
400
× 0.97 + 0.15 × 10−3 × 400 × 𝑠𝑖𝑛(𝑐𝑜𝑠 −1 (0.97))) × 26.25
150
∆U(%) = 2.82 ×
100
= 0.01% ≤ 5%
22 × 103
La chute de tension est bien vérifiée. Donc Il n’y aura aucun changement des sections
retenues.
Conclusion :
Nous avons fait une étude générale au niveau du poste de livraison HTA/BT, nous avons
commencé par le choix de type de raccordement HTA, après le choix des cellules, enfin le
calcul de la section des canalisations HTA en vérifiant les chutes de tension.
RAPPORT DE STAGE
61
EMPEGEC Sarl
Chapitre 4 : Etude
financière du projet
RAPPORT DE STAGE
62
EMPEGEC Sarl
Introduction
Cette partie est consacrée à l’étude financière suivant une démarche détaillée afin
d’estimer le coût global du projet et de donner une idée générale sur ses dépenses. Après
avoir élaboré les solutions et les choix techniques, il est indispensable de mener une
étude financière qui permet de donner une estimation significative sur le coût du projet.
Il faut noter que le chiffrage complet de l’affaire nécessite l’estimation de différentes
dépenses à savoir le personnel, l’étude, la logistique et le suivi de l’affaire sur chantier.
1. Evaluation du prix du matériel :
Nous représentons dans les tableaux ci-dessous l’estimation de l’ensemble des
équipements électriques de l’installation :
Désignation
Quantité
Unité/Ensemble
Prix-Unitaire (DH)
Total (DH)
Construction de poste transformateur
1
Ensemble
55 000,00
55 000,00
Travaux d'assainissement
1
Ensemble
5 000,00
5 000,00
Rail pour transformateur
1
Unité
700,00
700,00
Porte ONE 2.25 x 1.25 m
2
Unité
3 500,00
7 000.00
Batterie de condensateur 100KVAR
1
Unité
33 000.00
33 000.00
Cellules d'arrivée/départ
2
Unité
30 000,00
60 000,00
Cellule de Comptage Moyenne Tension
1
Unité
45 000,00
45 000,00
Cellule de protection générale MT
1
Unité
35 000,00
35 000,00
Transformateur MT/BT 1000 KVA
1
Unité
174 400,00
174 400,00
Disjoncteur général débrochable pour
transformateur 1000 KVA
1
35 000,00
35 000,00
Compensation à vide du
transformateur 1000 kVA
1
15 000,00
15 000,00
Compensation en charge du
transformateur 1000 KVA
1
25 000,00
25 000,00
Accessoires du poste de
transformation
1
8 000,00
8 000,00
Support fusible MT
1
Unité
100,00
100,00
Jeu de barre 80x10
3
Unité
430.00
1 290.00
Jeu de barre 18x3
6
Unité
86,00
516.00
Unité
Unité
Unité
Ensemble
Total (DH)
500 006.00
Tableau 2 : Postes livraison MT/BT
RAPPORT DE STAGE
63
EMPEGEC Sarl
Type
câble
Ame
Section de
Câble
Longueur totale
en (m)
Prix unitaire en
DH/m
Prix total du câble en (DH)
U1000R2V
Cuivre
1x185
300
240
72 000.00
U1000R2V
Cuivre
1x95
4620
130
600 600.00
U1000R2V
Cuivre
1x70
600
110
66 000.00
U1000R2V
Cuivre
1x50
1800
70
126 000.00
U1000R2V
Cuivre
1x25
40
30
1 200.00
U1000R2V
Cuivre
1x16
10
24
240.00
U1000R2V
Cuivre
3G4
1200
20
24 000.00
QTE
Total (DH)
889 440.00
Tableau 3 : Prix total des câbles
Longueur
totale en (m)
Prix unitaire en DH/m
Prix total en (DH)
Chemin de câble 125×63
6
57.00
342.00
Chemin de câble 305x63
6
89,00
534.00
Goulotte 60x40 gris
5
48,00
240.00
Chemin de câble 125x33
6
28,00
168.00
Chemin de câble 305x33
6
65,00
390.00
Goulotte coulante 20x20
4
25,00
100.00
Désignation
Total (DH)
1 774.00
Tableau 4 : Prix total des chemins de câbles
Désignation
Quantité
Prix unitaire en DH
Prix total en (DH)
Prise mobile 380V - 3P+TCEE- IP44
144
180.00
25 920.00
Projecteur à LED 800W
60
3000.00
180 000.00
Total (DH)
205 920.00
Tableau 5 : Prix total des prises de courant et projecteurs
RAPPORT DE STAGE
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Désignation
Prix total en (DH)
TGBT
18 000.00
Tableaux électrique secondaires
42 000.00
Total (DH)
60 000.00
Tableau 6 : Prix total des tableaux électriques
Désignation
Quantité
Prix unitaire en DH
Prix total en (DH)
NS1600 Micrologic
1
121 850,00
121 000,00
NS1250 Micrologic
1
97 000.00
97 000.00
NSX160N TM-D
1
8 000,00
8 000,00
NSX400 Micrologic
8
11 000.00
88 000.00
C60N 50A
10
1 700.00
17 000.00
IC60N 25A
144
830.00
119 520.00
C60N 2P 5A
60
610.00
36 600.00
Total (DH)
487 120.00
Tableau 7 : Prix total des disjoncteurs
2. Estimation du coût total du projet :
Désignation
Prix total en (DH)
Postes livraison MT/BT
500 006.00
Prix total des câbles
889 440.00
Prix total des chemins de câbles
1 774.00
Prix total des prises de courant et projecteurs
205 920.00
Prix total Tableaux électriques
60 000.00
Prix total Disjoncteurs
487 120.00
Total (DH)
2 144 260.00
Tableau 8 : Prix total du projet
Conclusion :
Le montant total des équipements de l’installation électrique de la zone des essais sur
les conteneurs frigorifiques CMA CGM du port de commerce d’agadir atteint une somme
de 2 144 260.00 MAD.
RAPPORT DE STAGE
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Conclusion générale
A travers mon stage j’ai eu l’opportunité de participer à la phase d’étude d’un projet de
grande taille. Ce dernier comprend le dimensionnement et l’implantation des deux lots :
courant fort CFO et courant faible CFA pour la zone d’essai des conteneurs frigorifique
cma cgm du port de commerce d’agadir
Le travail que nous avons réalisé se résume en cinq phases principales :
1. La première phase est consacrée à la présentation de l’organisme d’accueil et le
cadre du projet.
2. Dans la deuxième phase, nous avons fait l’étude de l’installation MT du Marsa Maroc
ainsi les l’architecture des postes qui le constituent.
3. La troisième phase consistait à l’étude et dimensionnement de l’installation
électriques BT dans laquelle nous avons établi une étude complète sur le bilan des
puissances, le choix du régime du neutre et choix du transformateur appropriés à
notre installation. Nous avons finalement dimensionné les canalisations BT ainsi que
le choix des dispositifs de protection.
4. La quatrième phase de notre projet se focalise sur l’étude technico-économique pour
estimer le coût global du projet et étudier la rentabilité financière des solutions
d’optimisation proposées.
Ce projet nous a permis de se familiariser avec l’environnement de travail de l’ingénieur,
ainsi que de relever les contraintes et les exigences du milieu professionnel, Elle a aussi
constitué pour nous une expérience professionnelle très riche et fructueuse aussi bien
sur le plan technique que sur le plan relationnel.
Finalement, ce projet nous a permis également de découvrir et d’utiliser plusieurs outils
informatiques dont : CanecoBT, AUTOCAD, ainsi que plusieurs autres logiciels.
RAPPORT DE STAGE
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Bibliographie
[01]
NF C 15-100_Installations électriques à basse tension
[02]
Schneider Electric, Guide de la distribution basse tension, 2012.
[03]
UTE C 15-105_Sections de conducteurs choix des dispositifs de protection BT.
[04]
Schneider Electric. Guide de Détermination des sections de conducteurs
[05]
Catalogue 2013_Distribution Moyenne Tension-Schneider électrique.
[06]
Rapport de stage ENSA Agadir étude de l’installation électriques de la zone de
Commerce SAFI
[07]
Guide technique Prisma Plus
[08]
Guide de conception des réseaux électriques industriels
Webographie
[01]
https://www.se.com/fr/fr/product/
[02]
https://fr.electrical-installation.org/frwiki/
[03]
http://www.beltransfo.com/
[04]
https://www.wikipedia.org/
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Annexes
RAPPORT DE STAGE
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Annexe 1 : Le plan de la zone crée par le logiciel AUTOCAD
Annexe 1 : Le plan de la zone crée par le logiciel AUTOCAD
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Annexe 2 : Schéma unifilaire crée par le logiciel AUTOCAD
Annexe 2 : Schéma unifilaire crée par le logiciel AUTOCAD
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Annexe 3 : courants admissibles dans les câbles constitués par trois câbles unipolaires
Annexe 3 : courants admissibles dans les câbles constitués par trois câbles unipolaires
RAPPORT DE STAGE
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Annexe 4 : câbles unipolaires ou tripolaires à champ radial à isolants PR ou EPR
Annexe 4 : câbles unipolaires ou tripolaires à champ radial à isolants PR ou EPR
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