Etude et dimensionnement de la station d

Université Hassan Premier
Rapport de stage
effectué au sein de :
Spécialité : Génie électrique
Sous le thème :
Etude et dimensionnement de la station
de pompage d’eau SR2
Réalisé par :
AATIQ Oussama
Encadré par :
Mr.AYAD Radouane
Mr.BAHY El mehdi
jeudi 15 septembre, 2016
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Remerciement
A l’issue de ce modeste travail, je tiens à exprimer mes sincères et chaleureux remerciements
envers toute personne ayant contribué de près ou de loin à la réussite de mon stage.
Je tiens à remercier tout particulièrement monsieur EL YOUSSEFI Abdelouahid, le responsable du bureau d’étude du Pôle Industriel et tertiaire à SPIE Maroc pour sa disponibilité et
pour l’opportunité de stage qu’il m’a offert.
Je remercie énormément Mr.AYAD Radouane, Responsable Cellule Etude à SPIE, qui, tout
au long de mon stage, malgré ses nombreuses préoccupations et ses grandes responsabilités était
toujours présent afin de m’écouter, me guider et me transmettre son savoir qui m’a été vraiment
très bénéfique.
Mes vifs remerciements sont adressés à Mr. BAHY El mehdi, ingénieur chargé d’étude, qui
s’est toujours montré à l’écoute et très disponible tout au long de la réalisation de ce projet, ainsi
pour l’inspiration, l’aide et le temps qu’il a bien voulu me consacrer.
Enfin, je remercie tout le personnel de SPIE Maroc, et tous les membres du bureau d’études,
qui m’ont permis de profiter brillamment de cette formation en termes de savoir technique et
relationnel.
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Résumé
La nouvelle stratégie nationale de l’eau au Maroc se base sur trois leviers : (i) satisfaction des
besoins en eau et accompagnement du développement socio-économique du pays ; (ii) utilisation
et gestion convenables des ressources en eau ; et (iii) gestion durable de l’eau.
Dans le cadre de ce projet, l’Office National de l’Electricité et de l’Eau Potable-Branche
Eau(ONEE), envisage de réaliser les travaux de renforcement de la production à partir du barrage
Al Massira pour l’alimentation en eau potable de trois pôles : Al Haouz, Marrakech et Rehammna,
et en eau industrielle trois sites miniers de l’OCP : Ben Gueirr, Bouchane et Youssoufia.
Parmi les travaux prévus dans ce projet la réalisation de trois stations de pompage d’eau.
Ce grand projet nécessite une étude électrique bien profonde,c’est dans ce sens que mon stage
au sein de l’entreprise SPIE MAROC, vient pour répondre à ce besoin et le présent rapport
décrit le travail réalisé dans ce cadre.
C’est dans cette optique que mon travail s’est reparti selon trois volets principaux : d’abord
l’étude de l’installation électrique Moyenne Tension, puis la présentation des équipement de protection utilisés en moyenne tension. Enfin, l’élaboration du plan de protection afin de bien protéger
toutes les équipements de l’installation.
2
Table des matières
1 Présentation de l’organisme d’accueil et cahier des charges
1.1 Présentation de SPIE MAROC . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.2 Historique de SPIE Maroc . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.3 Fiche technique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.4 Organigramme de SPIE Maroc . . . . . . . . . . . . .
1.1.5 Domaines d’activités . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.6 Département électricité industrielle et tertiaire . . . . .
1.1.7 Bureau d’études . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.8 Le service PIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.9 Le service IGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2 Description générale du projet . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2.2 Outils de travail . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2.3 Présentation du projet station de pompage SR2 . . . .
1.2.4 Présentation du cahier des charges . . . . . . . . . . .
1.2.5 Planning du stage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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2 Dimensionnement de l’installation de moyenne tension
2.1 Structure générale des postes HTA/HTA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.2 Bilan de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.2.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.2.2 Application . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.3 Dimensionnement du transformateur de la station de pompage HTA . . . . . . . .
2.4 Détermination des sections de conducteurs en moyenne tension (suivant la norme
NF C 13-205) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.4.1 Principe de la méthode . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.4.2 Détermination du courant maximal d’emploi . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.4.3 Courants admissibles dans les canalisations . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.4.4 Application : Canalisation reliant le jeu de barre 5.5 kV au démarreur du
moteur MT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.5 Compensation de l’énergie réactive . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.5.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.5.2 Les différentes type de compensation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.5.3 Emplacement des condensateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.5.4 Relation entre la puissance des condensateurs et l’amélioration du cosϕ . .
2.6 Étude des court-circuit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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TABLE DES MATIÈRES
2.7
2.6.1 Méthodologie de calcul des courants de court-circuits . . . . . . . . . . . . . 33
2.6.2 Calcul du courant de court-circuit triphasé maximal Icc3 . . . . . . . . . . . 35
Vérification des résultats par le logiciel ETAP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
3 Équipements de protection des réseaux HTA
3.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2 Caractéristiques principales de l’appareillage HTA
3.3 Les appareils de mesures . . . . . . . . . . . . . .
3.3.1 Transformateur de mesure . . . . . . . . .
3.4 Les appareils de protection . . . . . . . . . . . . .
3.4.1 Les relais . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.4.2 Transformateur de Protection (TC) . . . .
3.4.3 Disjoncteur HTA . . . . . . . . . . . . . .
3.4.4 Les appareils de coupure . . . . . . . . . .
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4 Élaboration du plan de protection
4.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.2 Régime du neutre en moyenne tension . . . . . . . . .
4.3 Choix du régime de neutre pour la station de pompage
4.4 Choix des disjoncteurs moyenne tension . . . . . . . . .
4.5 Les principales fonctions de protection . . . . . . . . .
4.6 Protection des équipements de la station SR2 . . . . .
4.6.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.6.2 Protection des moteurs . . . . . . . . . . . . . .
4.6.3 Protection des transformateurs . . . . . . . . .
4.7 Protection à maximum de courant terre F51N/51G . .
4.7.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.7.2 Protection contre les défaut phase-terre . . . . .
4.7.3 Verification par le logiciel Etap . . . . . . . . .
5 Annexes
5.1 Mode de pose et section des câbles HTA . . . . . .
5.2 Dimensionnement des transformateurs 22kV/5.5kV
5.3 Courant de court-circuits . . . . . . . . . . . . . . .
5.4 Chute de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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Table des figures
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
Historique de SPIE Maroc . . . . .
Organigramme de SPIE Maroc . .
Organigramme du D.I.T . . . . . .
Organigramme du bureau d’études
Organigramme du service P.I.A . .
Organigramme du service I.G.E . .
Planification du projet . . . . . . .
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
2.15
2.16
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Poste de livraison HTA de la station de pompage . . . . . . . . .
Schéma de l’installation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Organigramme de détermination des sections des cables en HTA .
Fcateurs de correction concernées . . . . . . . . . . . . . . . . . .
principe de la compensation automatique . . . . . . . . . . . . . .
principe de la compensation globale . . . . . . . . . . . . . . . . .
principe de la compensation par secteur . . . . . . . . . . . . . . .
principe de la compensation individuelle . . . . . . . . . . . . . .
variation de ϕ en fonction de QC . . . . . . . . . . . . . . . . . .
décomposition d’un système triphasé en trois systèmes de tensions
schémas monophasées direct (1), inverse (2) et homopolaire (3) du
Impédance de chaque élément du réseau . . . . . . . . . . . . . .
Impedance de court-circuit à chaque niveau de l’installation . . .
Courant de court-circuit triphasé à chaque niveau de l’installation
Courant de court-circuit biphasé à chaque niveau de l’installation
Courant de court-circuit triphasé totale . . . . . . . . . . . . . . .
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réseau
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37
37
39
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
Chaine de protection dans les réseaux HTA . . . .
Les différentes types d’un TC . . . . . . . . . . .
Temps indépendant . . . . . . . . . . . . . . . . .
Temps dependant . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Courant résiduel Irsd . . . . . . . . . . . . . . . .
Mesure du courant résiduel par tore homopolaire .
Mesure par 3 TC . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Raccordement des TT . . . . . . . . . . . . . . .
Compartiment disjoncteur . . . . . . . . . . . . .
Tableau HTA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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4.1
4.2
Neutre mis directement à la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Neutre isolé . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
5
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TABLE DES FIGURES
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
4.8
4.9
4.10
4.11
4.12
4.13
4.14
4.15
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4.16
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4.18
4.19
4.20
4.21
4.22
4.23
4.24
4.25
Neutre mis à la terre par résistance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Neutre mis à la terre par réactance faible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Neutre mis à la terre par réactance de peterson . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Protection à temps indépendant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Protection à temps dépendant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Mesure du courant résiduel par tore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Mesure de courant résiduel par 3 TC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Protection différentielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Protection contre les défauts masse cuve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Protection contre contre les surcharges de l’impédance Zn . . . . . . . . . . . . . .
Courbe du relais de protection du moteur contre les surcharges et court-circuits .
courant d’enclenchement du transformateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Valeur du courant côté primaire lors d’un court-circuit triphasé, biphasé et monophasé côté secondaire du transformateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
schéma d’une partie de l’installation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Scénario de déclenchement des disjoncteur lors d’un défaut biphasé . . . . . . . .
Courbe de sélectivité des relais côté primaire/secondaire du transformateur . . . .
Courbe de sélectivité des relais côté primaire/secondaire du transformateur . . . .
Circulation du courant de défaut phase-terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Schéma homopolaire d’un réseau affecté d’un défaut phase-terre . . . . . . . . . .
répartition du courant capacitif dans un réseau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
courant de défaut phase-terre aux bornes du moteur . . . . . . . . . . . . . . . . .
courant de défaut phase-terre aux bornes du moteur . . . . . . . . . . . . . . . . .
courant de défaut phase-terre aux bornes du moteur . . . . . . . . . . . . . . . . .
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61
63
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65
66
67
68
69
71
71
72
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
5.11
mode de pose1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
mode de pose (suite) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
mode de pose associé à chaque canalisation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Choix des sections des câbles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
dimensionnement de chaque transformateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
courant de court-circuit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
courant de court-circuit au niveau du jeu de barre 22kV . . . . . . . . . . . . .
courant de court-circuit au niveau du jeu de barre 5.5kV . . . . . . . . . . . . .
courant de court-circuit au borne du moteur MT . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Chute de tension et le facteur de puissance au démarrage simultané des moteurs
Chute de tension et le facteur de puissance pour au régime permanent . . . . . .
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76
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77
77
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81
82
83
6
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Liste des tableaux
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
Bilan de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Determination du courant absorbé par chaque moteur MT . . . . .
Détermination du courant admissible Iz . . . . . . . . . . . . . . . .
Section retenue en fonction du courant admissible . . . . . . . . . .
Chute de tension en service normale. . . . . . . . . . . . . . . . . .
Chute de tension pour un démarrage simultané de tous les moteurs.
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22
24
24
25
27
27
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
Prix . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Choix des disjoncteurs . . . . . . . . . . .
Seuils de réglages associés au relais moteur
Seuil de réglage . . . . . . . . . . . . . . .
Seuil de réglage . . . . . . . . . . . . . . .
Contraintes de défaut . . . . . . . . . . . .
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53
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63
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0
LISTE DES TABLEAUX
Introduction générale
Dans le contexte actuel du besoin ascendant en eau, l’Office National de l’Electricité et de
l’Eau Potable-Branche Eau(ONEE) a lancé le projet d’APPROVISIONNEMENT EN EAU DE
LA REGION DE MARRAKECH,afin d’accompagner l’évolution de la demande des populations
des zones concernées jusqu’à l’horizon 2030.
Ce rapport présente l’intégralité des démarches poursuivies pour l’électrification de l’une des
trois stations de pompages d’eau, ayant une bâche de stockage des eaux débourbées pour une capacité de 25000m3 , en commençant par la compréhension des besoins du cahier des charges et des
normes nécessaires au dimensionnement des différents équipements et installations, et en terminant
par l’application de ces normes pour que ce projet soit à la hauteur des attentes du contractant.
Ainsi ce rapport représente le travail effectué qui est constitué de trois grandes parties :
• La première partie correspond à l’étude de l’installation moyenne tension qui a pour objectif
d’élaborer le bilan de puissance de l’installation, dimensionner la puissance des transformateurs, dimensionner les canalisations et la compensation de l’energie réactive de l’installation ;
• La deuxième partie est consacré à la présentation des équipements de protection de l’installation moyenne tension ;
• La troisième partie correspond à l’élaboration du plan de protection, dans laquelle une étude
rigoureuse est mené pour le choix des seuils de réglages des relais de protection afin de
garantir la protection des équipements et la continuité de service.
8
Chapitre 1
Présentation de l’organisme d’accueil et
cahier des charges
Dans cette partie, nous présenterons le groupe
SPIE, lieu de mon stage, son architecture interne et ses diverses activités. Ensuite nous
présenterons le cahier des charges.
9
1
CHAPITRE 1. PRÉSENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES
CHARGES
1.1
Présentation de SPIE MAROC
1.1.1
Introduction
SPIE est une société multinationale spécialisée dans plusieurs domaines. En particulier, elle est
l’un des leaders dans le domaine d’électricité industrielle et tertiaire, avec près de 400 implantations
dans 25 pays et 23 000 collaborateurs.
SPIE propose des services et des solutions techniques performantes qui répondent aux enjeux
actuels et futurs de ses clients, qu’ils soient locaux ou internationaux.
Dans ce chapitre, nous allons présenter le groupe SPIE, lieu de mon stage,Ensuite nous allons
donner un aperçu sur la société d’accueil et son architecture interne.
1.1.2
Historique de SPIE Maroc
SPIE Maroc a été créée en 1900 sous le nom de la Société Parisienne pour l’Industrie des
Chemins de Fer et des Tramways. En 1942, elle devient la Société Parisienne pour l’Industrie
Electrique (SPIE). En 2003, cette dernière est rachetée à 100 % par AMEC pour devenir, sous le
nom AMEC SPIE, la branche ”Europe continentale” du groupe britannique.A partir de 2006 à
nos jours AMEC SPIE devient encore SPIE la Société Parisienne pour l’Industrie Electrique. Pour
l’historique de SPIE au Maroc, les dates ci-dessous représentent des événements importants dans
notre territoire national :
Figure 1.1 – Historique de SPIE Maroc
10
CHAPITRE 1. PRÉSENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES
CHARGES
1
1.1.3
Fiche technique
Logo
Raison sociale
Activités
Adresse
Certificat
Capital Social
Chiffres d’affaires
Effectifs
Telephone/Fax
1.1.4
Société anonyme
Génie climatique, maintenance multi technique,
électricité industrielle et tertiaire
Route d’El Jadida PK 374-815, Km 13,5. Commune rurale Oulad Azzouz Province de Nouaceur.20190 Casablanca
ISO 9001 : 2008 / OHSAS 18001 : 2007
24602500 DHS
909 Mdh
1800
+2125 22 65 92 00/ +2125 22 65 93 05
Organigramme de SPIE Maroc
Figure 1.2 – Organigramme de SPIE Maroc
1.1.5
Domaines d’activités
Sur chacun de ses marchés en Europe, SPIE propose à ses clients industriels, tertiaires, opérateurs
et aux collectivités territoriales, une offre globale des services à valeur ajoutée associant expertise
technique, compétences d’intégration et proximité. Au Maroc, le groupe SPIE est composé de deux
unités :
• SPIE Elecam.
• SPIE MELB (Marocaine d’Entreprise Laurent Bouillet)
Les activités de SPIE Maroc s’articulent sur les axes suivants :
11
CHAPITRE 1. PRÉSENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES
CHARGES
1
• Électricité Industrielle et Tertiaire ;
• Réseau et Télécom ;
• Lignes et Postes ;
• Fabrication Métallique ;
• Maintenance et Exploitation ;
• Génie Climatique et Fluides
1.1.6
Département électricité industrielle et tertiaire
Le département dans lequel j’ai effectué mon stage,celui d’électricité industrielle et tertiaire
(DIT) comporte trois services comme l’explique l’organigramme ci-dessous :
Figure 1.3 – Organigramme du D.I.T
1.1.7
Bureau d’études
Mon stage est effectué au Département Électricité Industrielle et Tertiaire (DIT) de SPIE Maroc
et plus précisément dans le bureau d’études (BE) qui représente l’une des forces majeures de l’entreprise. En d’autres termes, c’est le moteur de la société. En collaboration avec les différents centres
d’activités, le bureau d’études est responsable de la partie technique des affaires. Sa préoccupation,
consiste à assurer :
• La détermination et la planification des taches d’études ;
• L’établissement, sous sa responsabilité, des notes de calculs et la sélection des matériaux
nécessaires tout en respectant les cahiers de charges et les normes en vigueur ;
• L’élaboration et la versification des plans d’exécution.
• L’assistance technique aux chargées d’affaires et aux chefs de chantiers.
• Les essais et les mises en service des installations.
12
1
CHAPITRE 1. PRÉSENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES
CHARGES
Figure 1.4 – Organigramme du bureau d’études
1.1.8
Le service PIA
Ce service est chargé des affaires industrielles notamment le déploiement des systèmes d’automatisation dans les secteurs d’activités. Il permet également le développement des solutions
capables de Federer l’ensemble des flux de l’entreprise : Automatismes simples, Automatismes
de processus et de contrôle commande, Supervision industrielle, interconnexion d’automates et
l’instrumentation. Son architecture organisationnelle est donnée dans la figure ci-dessous :
Figure 1.5 – Organigramme du service P.I.A
1.1.9
Le service IGE
Le service d’installation Générale d’électricité (IGE) est chargé des affaires du secteur tertiaire, il assure le traitement de l’électricité en fonction des exigences des clients. Son architecture
organisationnelle est donnée dans la figure suivante :
13
CHAPITRE 1. PRÉSENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES
CHARGES
1
Figure 1.6 – Organigramme du service I.G.E
1.2
1.2.1
Description générale du projet
Introduction
Avant de commencer l’étude de mon projet, je suis amené à réaliser un cahier des charges bien
défini.Pour cela nous allons commencer par une description détaillé du projet et du cahier des
charges.
1.2.2
Outils de travail
Afin de réaliser une étude exacte et bien détaillé, il s’avère utile d’utiliser un outils d’aide aux
calculs et simulations tel que :
• Autocad
• Etap
AutoCad
C’est le logiciel de DAO (dessin assisté par ordinateur), développé en 1982 par Auto desk, à
l’origine pour les ingénieurs en mécanique.Aujourd’hui, il est utilisé dans plusieurs autres domaines
(industrie, topographie, électricité architecture. . . etc.).Dans notre cas ce logiciel est exploité pour
dessiner les plans et les schémas synoptiques généraux des installations électriques du projet.
14
CHAPITRE 1. PRÉSENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES
CHARGES
1
Etap
Pour prés de 30 ans, ETAP a été solution d’entreprise la plus complète et la plus utilisée pour
la conception, la simulation, l’exploitation, le contrôle, l’optimisation et l’automatisation de production, le transport, la distribution, et de la les réseaux électriques industriels. il permet aux
utilisateurs de mener à bien et de manière rentable la surveillance du système de puissance et des
simulations prédicatives, en utilisant leur modèle original de conception d’ETAP et en le combinant
avec des données en temps réel.
1.2.3
Présentation du projet station de pompage SR2
Présentation générale
Le projet d’approvisionnement en eau de la région de Marrakech au Maroc consiste à la
sécurisation de l’approvisionnement en eau potable de la ville de Marrakech et ses agglomérations
limitrophes à partir du barrage Al Massira, ainsi que la satisfaction des besoins en eau industrielle
de l’Office chérifien de Phosphates OCP. La zone concernée comprend trois Pôles (Marrakech, Al
Haouz et Al Kelaa), qui connaissent un développement urbain, touristique et industriel important.
Il vise à garantir les besoins en eau potable et en eau industrielle de ces zones jusqu’à 2030. Le
projet dont le coût est estimé à 212,1 millions d’UC, est prévu d’être réalisé sur une période de 60
mois (2013-2017).
Le but du projet
Le projet a été conçu sur la base des besoins prioritaires retenus par l’ONEE (Branche Eau)
dans le cadre de son projet de Contrat de Programme avec l’Etat marocain pour la période (20122016). La nécessité de réaliser le projet maintenant s’explique essentiellement par l’importance
du volume d’eau à mobiliser (de l’ordre de 96 millions m3/an à l’horizon 2030) pour répondre
aux besoins futurs en eau potable de la région de Marrakech et pour satisfaire les besoins en eau
industrielle de l’OCP en raison de la saturation des ressources en eau (superficielles et souterraines)
disponibles actuellement. La solution retenue de ramener les eaux du barrage Al Massira représente
la meilleure solution et s’intègre dans le cadre du schéma national de transfert des eaux des bassins
excédentaires vers les bassins déficitaires.
Les zones concernées par ce projet
La zone du projet englobe trois Pôles :
• Le pôle de Marrakech comprenant la ville de Marrakech et les centres de Tamnsourt, Tameslouht, Tnine Loudaya, Kettara, Sid Zouin, ainsi que la population rurale de la préfecture de
Marrakech.
• Le pôle d’Al Haouz comprenant les centres d’Aı̈t Ourir, Amezmiz, My Brahim, Tahannout,
Lalla Takarkoust, Ghmate et sidi Abdellah Ghiate, ainsi que la population rurale de la
province d’Al Haouz.
15
CHAPITRE 1. PRÉSENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES
CHARGES
1
• Le Pôle Rehamna comprenant la ville de Ben Guerir, la ville de Sidi BouOthmane et le
centre de Skhour Rhamna, ainsi que la population rurale des cercles de Sidi BouOthmane et
de Rhamna.
1.2.4
Présentation du cahier des charges
Mon projet consiste dans sa globalité à réaliser la conception et l’étude technique de l’installation électrique de la station de pompage SR2. Pour ce faire, l’ONEE a élaboré un cahier des
charges qui décrit les différentes tâches à réaliser ainsi que les différents matériels à fournir. Pour
répondre à ces attentes, il m’a été demandé de Faire :
Une étude de l’installation de moyenne tension HTA
• L’analyse du schéma unifilaire de l’installation HTA
• Bilan de puissance
• Dimensionnement des canalisations HTA
• Compensation de l’énergie réactive
• Régime du neutre de l’installation HTA
• Les équipement de protections des réseaux HTA
• Élaboration du plan de protection et coordination des relais de protection
• la vérification des calculs par le logiciel Etap
1.2.5
Planning du stage
La planification ’un stage consiste à determiner et ordonnancer les tâches du project et par la
suite estimer leurs durées respectives dans un but principale de :
• Juger si la réalisation des objectifs respecte les delais ;
• Suivre l’avancement du projet.
Le planning a été établit sous MS project sous forme de diagramme de GANTT ce qui m’a
permis d’organiser le travail et de determiner la durée nécessaire pour la réalisation de chaque
tâche( figure 1.7)
16
1
CHAPITRE 1. PRÉSENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES
CHARGES
Figure 1.7 – Planification du projet
17
Chapitre 2
Dimensionnement de l’installation de
moyenne tension
L’étude d’installation électrique est une mission
très importante dans tout projet de construction. Cette partie englobe l’étude Moyenne Tension qui comporte plusieurs étapes. A chaque
étape une vérification par le logiciel est faite pour
vérifier le calcul théorique.
18
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
2.1
Structure générale des postes HTA/HTA
Le poste de livraison est composé essentiellement de l’appareillage et un ou plusieurs transformateurs afin d’assurer les fonction suivantes :
• Dérivation du courant sur le réseau ;
• Protection des transformateurs côté primaire ;
• Transformateur HTA/HTA ;
• Protection du transformateur côté secondaire ;
• Comptage d’énergie.
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.
Dons notre cas, l’energie electrique arrive de chez le fournisseur (ONE) en moyenne tension (22kV)
puis passe par des cellules. Le rôle de ces cellules est de protéger les circuits en aval.La figure 2.2
représente les cellules du poste de livraison HTA de la station de pompage.On y trouve :
• Deux cellules d’arrivée de la moyenne tension (22kV ) avec architecture en coupure d’artère(boucle
ouverte) ;
• Cellule de comptage ;
• Cellules de protection des transformateurs ;
• Trois cellules arrivée transformateurs 22/5.5 kV ;
• Cellule mesure ;
• Trois Cellules départs pour les moteurs HTA de 5.5 kV .
Figure 2.1 – Poste de livraison HTA de la station de pompage
19
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Figure 2.2 – Schéma de l’installation
20
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
2.2
Bilan de puissance
2.2.1
Introduction
Le bilan de puissance contient la consommation des différents récepteurs, Il nous permet d’estimer la puissance de la source. La puissance d’une installation n’est pas la somme arithmétique
de celle des récepteurs. Sa détermination nécessite de connaı̂tre la puissance et la localisation des
récepteurs pour accéder à la puissance d’utilisation et à la détermination de la puissance de la
source. Pour cela on détermine :
• La puissance installée Pi :
C’est la somme des puissances actives nominales Pn de tous les récepteurs de l’installation.
Pi =
P
Pn
• La puissance utilisée Pu :
Tous les récepteurs ne sont pas utilisés forcement à pleine charge ni en même temps. Les
facteurs Ku et Ks permettent de déterminer les puissances d’utilisations maximales.
P u = P n × Ku × Ks
En moyenne tension, une canalisation alimente le plus souvent un seul récepteur (transformateur, moteur, four, chaudière).
• La puissance appelée Sa :
La puissance appelée Sa en kVA correspondant a Pu (car la puissance assignée des transformateurs est une puissance apparente en kVA alors que Pu est en kW) en tenant compte :
— Des facteurs de puissance cos(ϕ)
— Des rendements η
Sa =
2.2.2
Pu
cos(ϕ)×η
Application
• Puissance mécanique de chaque moteur Pm = 2500kW
• Puissance électrique associé à chaque moteur : Pe =
Pm
η
=
2500
0.97
= 2572.02kW
• Ku = 1 les moteurs sont puissant et travaille à pleins charges
• Ks = 1 les moteurs fonctionnent simultanément
2.3
Dimensionnement du transformateur de la station de
pompage HTA
Le bilan de puissance effectué auparavant indique que la puissance appelé est Sa = 12.05M V A,
en prenant un facteur d’extension Ke=1 on trouve que :
Stotal = Ke × Sa = Sa
21
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Recepteur
U(kV)
Qantite
Pmecanique (kW )
Rendementη
Pelectrique (kW )
Ku
Ks(JDB5.5kV )
Cos(ρ)
Sa (M V A)
Table 2.1 – Bilan de puissance
Moteur
5.5
4
2500
0.97
2572.02
1
1
0.88
12.05
Nous avons choisi deux transformateur fonctionnant en parallèle dont chacun a une puissance
normalisée juste supérieure à la valeur calculée. Sachant que ST otal = 12.05M V A donc chacun
des deux transformateur doit avoir une puissance apparente de :
Stransf o1 = Stransf o2 =
12.05
2
= 6.025M V A
La valeur normalisée juste supérieur à 6.025 MVA est 6.3 MVA , donc de puissance de chaque
tranformateur est :
Stransf o = 6.3M V A
Les deux transformateur de peuvent alimenter simultanément les quatres moteurs. Inserer le
schema de la station
2.4
2.4.1
Détermination des sections de conducteurs en moyenne
tension (suivant la norme NF C 13-205)
Principe de la méthode
La méthode de détermination de la section des conducteurs en moyenne tension consiste à :
• Déterminer le courant maximal d’emploi IB des récepteurs à alimenter
• Déterminer la section S1 satisfaisant l’échauffement de l’âme du câble en régime de fonctionnement normal, qui peut être permanent ou discontinu. Cette étape nécessite la connaissance :
— Des conditions d’installation réelles de la canalisation, par conséquent du facteur de
correction global K
— Des valeurs des courants admissibles des différents types de câble dans les conditions
standards d’installation
• Déterminer la section S2 nécessaire à la tenue thermique du câble en cas de court-circuit
triphasé
• Déterminer la section S3 nécessaire à la tenue thermique de l’écran du câble en cas de courtcircuit à la terre
• Vérifier éventuellement la chute de tension dans la canalisation pour la section S retenue. La
section technique S à retenir est la valeur maximale parmi les sections S1 , S2 et S3 .
• Éventuellement, calculer et choisir la section économique.
22
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Figure 2.3 – Organigramme de détermination des sections des cables en HTA
2.4.2
Détermination du courant maximal d’emploi
Le courant maximal d’emploi IB est déterminé sur la base de la somme des puissances des
récepteurs alimentés, en appliquant si nécessaire des coefficients d’utilisation et de simultanéité.
En moyenne tension, une canalisation alimente le plus souvent un seul récepteur (transformateur,
moteur, four, chaudière), dans ce cas IB est pris égal au courant assigné de l’appareil.
2.4.3
Courants admissibles dans les canalisations
C’est le courant maximal que la canalisation peut véhiculer en permanence sans préjudice pour
sa durée de vie. Les courants admissibles dans les câbles sont donnés dans les normes ou par les
constructeurs pour des conditions standards d’installation. Pour déterminer le courant admissible
par une canalisation dans les conditions réelles d’installation, il faut procéder de la façon suivante :
• à l’aide du tableau 1(Annexe), définir le mode de pose et son numéro de colonne des tableaux
associé
• à partir des conditions d’installation et d’ambiance, déterminer les valeurs des facteurs de
correction qui doivent être appliqués (voir tableaux 2 à 6)
• calculer le facteur de correction global K égal au produit des facteurs de correction
• a l’aide du tableau 7 pour les câbles isolés au papier imprégné et des tableaux 6-30 à 6-34
pour les câbles avec isolant synthétique, déterminer le courant maximal I0 admissible par la
canalisation dans les conditions standards ( K0 à K17 = 1)
• calculer le courant maximal admissible par la canalisation en fonction de ses conditions
d’installation :
23
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Ib =
2.4.4
Iz
K
Application : Canalisation reliant le jeu de barre 5.5 kV au
démarreur du moteur MT
Détermination de la section du conducteur pouvant véhiculer le courant Iz
• Détermination du courant maximal d’emploi :IB
Le courant absorbé par le moteur MT est :
IB =
S√
moteur
3×U
=
3
2572.02×10
√
3×5500
= 306.81A
Recepteur
Pmecanique (kW )
Rendementη
Pelectrique (kw)
Cos(ϕ)
Q(kvar)
Ku
Sa (M V A)
Ib (A)
Table 2.2 – Determination du courant absorbé par chaque moteur MT
Moteur
2500
0.97
2572.02
0.88
1388.2
1
2922.75
306.81
• Mode de pose(Facteurs de correction)
Le mode de pose associé à cette canalisation est de type : enterré sous buse, qui correspond au
numéro 61. Nous allons chercher la valeur des facteurs de correction associés à ce type de pose.
Figure 2.4 – Fcateurs de correction concernées
— Nature de l’âme du câble : cuivre.
— Nature de câble : tripolaire.
— Nature de l’isolant du câble : PRC
Table 2.3 – Détermination du courant admissible
Iz
Q
M odedepose K12 K13 K14 K16 K17
Ib
Ki
Enterré
0.89
1
1
1
0.65 0.5785 306.81
Avec :
24
Iz
530.35
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Iz = QIbKi
• Détermination de la section S1 :
Pour le choix de la section on se base sur des tableau définis dans les normes, indiquant la section
appropriée à chaque courant Iz D’après le tableau 4, on choisie la valeur juste supérieur à Iz =
530.35 qui correspond à 549, donc la section à retenir est S1 = 240mm2
Remarque :
Vu que cette section est un peu grande, en plus un câble avec une telle section est sur demande
donc un coût élevé. Pour cela on va choisir un câble avec deux conducteurs par phase afin d’aboutir
à une solution à la fois économique et technique. Voici la démarche :
Table 2.4 – Section retenue en fonction du courant admissible
Sachant que IZ = 530.35A, si on choisit deux conducteurs par phase on aura :
IZ ′ =
IZ
2
=
530.35
2
= 265.175A
En se référant au tableau en haut, On obtient une section : S1 = 2 × 70 mm2
• Contraintes thermiques des conducteurs en cas de court-circuit et détermination
de la section S2
La contrainte thermique des conducteurs actifs doit être vérifiée pour le courant de court-circuit
maximal à l’origine du câble. Il est calculé par la méthode des impédances en tenant compte de
la participation de l’ensemble des éléments du réseau (moteurs, alternateurs...) Pour une durée
de court-circuit inférieure à 5 secondes, l’échauffement du câble est considéré adiabatique ; cela
25
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
signifie que l’énergie emmagasinée reste au niveau de l’âme et n’est pas transmise à l’isolant. Les
calculs thermiques sont alors simplifiés, ils sont présentés ci-dessous.
Méthode simplifiée
Elle suppose que la température du câble avant le court-circuit est égale à la température admissible
en régime permanent. Dans ce cas, la section du conducteur doit satisfaire la condition suivante :
√
S ≥ IKcc × t
Avec :
Icc : courant de court-circuit maximal
t : durée du court-circuit
k : coefficient dont la valeur est donnée dans le tableau
Dans notre cas : Icc3 Θ = 25, 09 kA et t = 0.1s et k = 143 Donc :
S2 = 2 × 55.5 mm2
• La vérification de la contrainte thermique de l’écran S3
L’écran métallique du câble est relié à la terre. Lors d’un claquage d’isolant, le conducteur sous
tension et l’écran se trouvent pratiquement réunis. L’écran doit alors être capable de supporte sur
toute sa longueur le courant de défaut qui en résulte.
Dans le cas d’un court-circuit phase écran, la contrainte thermique résultante du passage du courant
de défaut Id pendant un temps t ne doit pas dépasser la tenue thermique de l’écran du câble. Ce
courant de défaut pour notre installation ne dépasse pas 50 A (car on travail avec un régime du
neutre dont le neutre est relié à la terre par une résistance de limitation de défaut phase-terre
Rneutre = 63Ω) d’où on n’aura pas de contrainte thermique sur l’écran.
Donc la section qui sera retenu est S1 = 2 × 70mm2 On adoptera la même démarche pour la
détermination des sections des câbles, les notes de calculs seront reportées dans l’annexe.
Vérification de la chute de tension
L’étude de chute de tension est une étape essentielle lors du dimensionnement, cela permet de
vérifier que le récepteur voit une tension proche de sa valeur nominale tout en respectant la norme.
une chute de tension inférieur à 8% est admise.
Elle s’exprime le plus souvent en pourcentage de la valeur de la tension nominale.
Elle est déterminer, en triphasé, à l’aide de la formule suivante :
√
— Chute de tension phase/phase : △u = 3 × (Rl cosϕ + λl sinϕ) × Ib × L
— Chute de tension phase/terre : △u0 = (Rl cosϕ + λl sinϕ) × Ib × L
Avec :
L(m)
Longueur de la liaison
Rl (Ω/m) Résistance linéique du conducteur à la température de fonctionnement
λl (Ω/m) Réactance linéique du conducteur
Ib
Intensité transporté par la liaison
ϕ
Déphasage introduit entre le courant et la tension par le récepteur
U
Tension composée
U0
Tension simple
× 100
Chute de tension relative phase/phase (%) : δ = △u
U
△u0
Chute de tension relative phase/terre (%) : δ = U0 × 100
26
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
• Application :Chute de tension dans le câble reliant le transformateur 22/5.5 kV au moteur
MT leurs bornes.
Dans notre installation, les 4 moteurs sont les seuls récepteurs dans la moyenne tension, nous allons
évaluer la chute de tension à côté de leurs bornes. Nous avons supposé que les moteurs travaillent
simultanément pour évaluer la chute de tension maximale(voir tableau 3)
L(km)
RL (Ω/km)
λL (Ω/km
cosϕ
Ib (A)
Chute ph/ph(V )
%Chute
T ransf o 22/5.5kV → JDB 5.5kV
JDB 5.5kV → M oteur
0.03
0.12
0.06
0.16
0.08
0.08
0.88
0.88
613.62
306.81
2.69
6.85
0.04
0.12
%Chute totale
N iveau
Table 2.5 – Chute de tension en service normale.
0.12
Chute De tension au démarrage des moteurs
— La chute de tension, en tenant compte que tous les moteurs pouvant démarrer simultanément,
ne doit pas dépasser 15%
— Au démarrage, un moteur absorbe 6In à cosϕ = 0, 4
— S’il y a un seul moteur, la chute de tension au démarrage ne doit pas dépasser 10
Nous avons vérifié que la chute de tension au démarrage des moteurs sont acceptable(voir tableau
2.6)
L(km)
RL (Ω/km)
λL (Ω/km
cosϕ
Ib (A)
Chute ph/ph(V )
%Chute
T ransf o 22/5.5kV → JDB 5.5kV
JDB 5.5kV → M oteur
0.03
0.12
0.06
0.16
0.08
0.08
0.4
0.88
3681, 7
1840, 8
16, 11
65, 04
0.29
1, 18
27
%Chute totale
N iveau
Table 2.6 – Chute de tension pour un démarrage simultané de tous les moteurs.
1.47
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
2.5
2.5.1
Compensation de l’énergie réactive
Introduction
La compensation de l’énergie réactive est un élément important pour réduire la facture d’énergie
et améliorer la qualité du réseau électrique. La circulation d’énergie réactive provoque :
• Des surcharges et des échauffements supplémentaires dans les transformateurs et les câbles
qui ont pour conséquence des pertes d’énergie active
• Des chutes de tension.
Les conséquences de la circulation d’énergie réactive conduisent donc à surdimensionner les équipements
électriques du réseau.
Pour éviter la circulation de cette énergie réactive dans le réseau, il faut la produire au plus près
des consommateurs.
De façon pratique, on installe des condensateurs qui fournissent l’énergie réactive demandée par
les matériels inductifs.
2.5.2
Les différentes type de compensation
Matériel de compensation d’énergie réactive
La compensation peut être réalisée avec deux familles de produits :
• Les condensateurs de valeurs fixes ou batterie fixe :
Elles sont utilisées de préférence :
— Aux bornes des récepteurs
— Sur les jeux de barres dont la fluctuation de charge est faible.
• Les batteries de condensateurs en gradins avec régulateur automatique :
Ce type d’équipement permet d’ajuster la puissance réactive fournie aux variations de consommation, et ainsi de maintenir le cosϕ à la valeur désirée. Il s’utilise dans les cas où la puissance
réactive consommée est forte vis-à-vis de la puissance du transformateur et varie dans des
proportions importantes.
Principe et intérêt de la compensation automatique
Les batteries de condensateurs sont divisées en gradins (voir fig 2). La valeur du cosϕ est
détectée par un relais varmétrique qui commande automatiquement l’enclenchement et le déclenchement
des gradins en fonction de la charge et du cosϕ désiré.
2.5.3
Emplacement des condensateurs
La compensation peut être globale, par secteur ou individuelle. En principe, la compensation
idéale est celle qui permet de produire l’énergie réactive à l’endroit où elle est consommée et en
quantité ajustée à la demande.
Ce mode de compensation est très coûteux, on cherchera donc, dans la pratique, un optimum
technico-économique.
28
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Figure 2.5 – principe de la compensation automatique
Compensation globale
• Principe :
La batterie est raccordée en tête d’installation (voir fig. 3.2) et assure une compensation pour l’ensemble de l’installation. Elle reste en service de façon permanente pendant la période de facturation
de l’énergie réactive pour un fonctionnement normal du site.
Figure 2.6 – principe de la compensation globale
• Intérêt :
— Le foisonnement naturel des charges permet un dimensionnement faible de la batterie. Elle
est en service en permanence, elle est donc amortie encore plus rapidement.
— Supprimer les pénalités de la consommation excessive de l’énergie.
— Diminuer la puissance apparente de l’installation.
— Augmenter la puissance active disponible du transformateur de livraison.
• Utilisation :
Lorsque la charge est stable et continue, une compensation globale convient.
29
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Compensation par secteur
• principe :
La batterie est raccordée au tableau de distribution (voir fig. 3.3) et fournit l’énergie réactive
demandée par un secteur de l’installation. Une grande partie de l’installation est soulagée, en
particulier les canalisations alimentant chaque secteur.
Figure 2.7 – principe de la compensation par secteur
• Intérêt :
— Supprime les pénalités pour consommation excessive d’énergie réactive.
— Optimise une partie du réseau, le courant réactif n’étant pas véhiculé entre les niveaux 1 et
2— puissance active qui peut être véhiculée dans les canalisations situées en amont du secteur
compensé.
• Utilisation :
Une compensation par secteur est conseillée lorsque l’installation est étendue et comporte des
secteurs forte consommation d’énergie réactive.
compensation individuelle
• Principe :
La batterie est raccordée directement aux bornes du récepteur (voir fig.3.4). La compensation
individuelle est à envisager lorsque la puissance du récepteur est importante par rapport à la
puissance du transformateur. Lorsqu’elle est possible, cette compensation produit l’énergie réactive
à l’endroit où elle est consommée et en quantité ajustée aux besoins. Un complément en tête de
l’installation peut être nécessaire au niveau du transformateur.
• intérêt :
— Supprime les pénalités pour consommation excessive d’énergie réactive
— Augmente la puissance active disponible du transformateur et la puissance active qui peut
être véhiculée dans les canalisations situées en amont du récepteur
— Réduit les pertes par effet Joule (kWh) et les chutes de tension dans les canalisations entre
le niveau 3 et le niveau 1.
30
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Figure 2.8 – principe de la compensation individuelle
• Utilisation :
Une compensation individuelle est à envisager lorsque la puissance de certains récepteurs est importante par rapport à la puissance du transformateur. C’est le type de compensation qui offre le
plus d’avantages mais qui est le plus coûteux.
2.5.4
Relation entre la puissance des condensateurs et l’amélioration
du cosϕ
Il s’agit de déterminer la puissance réactive à installer pour obtenir le cos ϕ désiré. Supposons
qu’en un point du réseau de puissance active P et réactive Q, on désire améliorer cos ϕ pour obtenir
′
′
cos ϕ , ou passer de tan ϕ à tan ϕ . On installe des condensateurs de puissance réactive QC , on a
alors :
Avant la compensation :
tan ϕ =
Q
P
Aprés la compensation :
′
On en déduit :
′
tan ϕ = QP
′
Q = Q − QCapacite
′
QCapacite = P (tan ϕ − tanϕ )
La figure 2.5.4 illustre graphiquement la variation de ϕ en fonction de Qc .
Maintenant nous allons corriger le facteur de puissance de notre installation. Pour cela il nous faut
penser au :
Choix du mode de compensation de l’énergie réactive de l’installation de notre installation
Le cahier des charges exige :
— Un facteur de puissance minimum : cos ϕ = 0, 94
— Une compensation régulée : pour compenser les pertes d’énergie réactives des groupes de
pompages, ainsi qu’une compensation à vide afin de compenser les pertes des deux transformateurs
31
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Figure 2.9 – variation de ϕ en fonction de QC
Compensation de l’énergie réactive
• L’énergie réactive consommé au niveau 5.5kV
Sachant que Qconsommee = 5, 55 M var donc Qconsommee = 44% Stotal d’où l’utilité de réduire la
consommation de l’énergie réactive et optimiser l’énergie électrique dans le réseau.
• La compensation à vide des deux transformateurs 22/5.5 kV
Du fait que les deux transformateurs consomment de l‘énergie réactive, il faut donc prendre en
considération cette valeur pour garder le facteur de puissance corrigé à 0.94 côté 22kV.
Sachant que Qconsommeet ransf omateur = 5%Stransf o = 315Kvar donc l’énergie réactive totale consommée
par les deux transformateurs est Q2transf omateur = 0, 63 M var.
Le tableau 1 donne résume les différentes énergies réactives consommées dans l’installation.
Qcharge (M var)
5,55
Q2transf omateurs (M var)
0,63
Qtotal absorbee (M var)
6,18
Remarque :
On note que la puissance réactive totale consommée dans l’installation représente 49%Stotal , on va
se baser sur cette valeur pour atteindre un cosϕ = 0, 94 mesuré côté 22 kV
tan ϕ
0.539
′
tan ϕ
0.362
Qcondensateurs (M var)
2448
Solution proposée :
Nous allons donc compenser cette énergie réactive en installant six cellules de batteries de
condensateurs MT dont chacun ayant une capacité de 400 Kvar.
32
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
2.6
2.6.1
Étude des court-circuit
Méthodologie de calcul des courants de court-circuits
La méthode des composantes symétriques
Elle consiste à décomposer un système de trois tensions d’amplitudes et de phases quelconques
en somme de trois systèmes de tensions triphasés dits direct, inverse et homopolaire (voir figure
2.10). Le réseau est
Figure 2.10 – décomposition d’un système triphasé en trois systèmes de tensions
donc équivalente à la somme de trois schémas monophasées (voir Figure 2.11) Avec :
Figure 2.11 – schémas monophasées direct (1), inverse (2) et homopolaire (3) du réseau
E
Tension simple du reseau
V1 V2 V3
tension direct, inverse et homopolaire
Zd Zi et Zh imdepance directe, inverse et homopolaire
Remarques générales
La source d’alimentation est un système triphasée direct, elle apparait donc comme source de
tension du schéma monophasée direct. Les schémas monophasées inverse et homopolaire sont, à
priori, dépourvus de source de tension.
L’impédance Zd est l’impédance directe d’un matériel, elle correspond à l’impédance mesurée
lorsque l’on applique trois tensions triphasées équilibrées directes (système de tension en régime
normal) à ce matériel. Elle est identique à l’impédance Zcc du matériel lors d’un court-circuit
triphasé symétrique : trois tensions triphasées équilibrées directes sont appliquées lors d’un courtcircuit triphasé symétrique.
Le caractère symétrique des câbles, lignes et transformateurs entraine que l’impédance directe est
égale à l’impédance inverse pour ces matériels alors :
Zd = Zi = Zcc
33
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
• courant de court-circuit triphasée Icc3 :
Le calcul du courant de court-circuit triphasée Icc3 selon la norme NF 60-909 :
Icc3 =
√c×Un
3×Zcc
Un la tension entre phases avant l’apparition du défaut en V
Zcc l’impédance équivalente du réseau amont vue du point de défaut en Ω
c
facteur de tension
Le facteur de tension c est pris égal à 1,1 pour les courts-circuits maximaux et égal à 1 pour
les courts- circuits minimaux pour un réseau HTA. Le courant de court-circuit triphasée est
généralement le courant le plus élevé qui peut circuler dans le réseau. Ainsi, on l’utilise pour
déterminer le pouvoir de coupure des disjoncteurs dans le réseau.
• Court-circuit biphasée-isolée :
La valeur du courant de court-circuit biphasée en un point du réseau est :
Iccb =
U
Zd +Zi
Dans notre l’installation le court-circuit est éloigné de générateur donc :
Zd = Zi
d’où :
Iccb =
U
2×Zd
Remarque : Le courant de court-circuit biphasé Iccb est utilisé pour déterminer les seuil de
réglage des relais de protection dans le réseau.
• Court-circuit monophasé :
La valeur de ce courant dépend de l’impédance ZN située entre le neutre et la terre , pour notre
cas cette impédance de limitation est de 50A.
Méthodologie de calcul :
L’intensité du courant de court-circuit doit être calculée aux différents étages de l’installation, et
ceci pour pouvoir déterminer les caractéristiques du matériel de protection qui doit supporter ou
couper ce courant de défaut.
On détermine le type de court-circuit entrainant la plus grande valeur qui est le court-circuit triphasée Icc3 afin de calculer le pouvoir de coupure des disjoncteurs et la versification de la contrainte
thermique des câbles en effectuant le calcul juste en aval de l’appareil de coupure pour laquelle on
calcule le pouvoir de coupure P dC.
le courant de court-circuit biphasé Iccb est utilisé dans réglage des relais de protection. La procédure
de calcul de ce courant comporte les étapes suivantes :
— On détermine le point en aval de l’appareil de coupure entrainant le plus faible courant de
court-circuit pour lequel la protection doit agir.
— On détermine la longueur de la boucle de défaut la plus importante, c’est-à-dire lorsqu’un
défaut simple biphasé apparait au point le plus éloigné de la zone protégée.
— On effectue le calcul du courant minimal.
34
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Méthode des impédances
Elle permet de calculer avec une bonne precision tous les courants de court-circuit (maximaux,
minimaux, triphasés, biphasés, et monophasés) et les courants de défaut en tout point d’une installation.
Elle consiste à totaliser séparément les différentes résistances et différentes réactances de la boucle
de défaut, depuis y compris la source jusqu’au point considéré, et à calculer l’impédance correspondante, ce qui permet de déterminer les courants de court-circuit et de défaut correspondants et les
conditions de protections correspondantes contre les court-circuits et contre les contacts indirects.
La disposition du réseau de distribution en HTA peut être généralisée selon la figure ci-dessous,
et dans laquelle on retrouve toujours les éléments représente dans la figure 2.12
La méthode consiste à décomposer le réseau en chaque tronçon et à calculer sa résistance R et
sa réactance X, pour les additionner arithmétiquement de façon séparée :
Z=
q P
(
R)2 + (
P
X)2
Figure 2.12 – Impédance de chaque élément du réseau
2.6.2
Calcul du courant de court-circuit triphasé maximal Icc3
Nous avons calculé le courant de court-circuit triphasé en se basant sur la méthode des impédances.
Nous allons tout d’abord évaluer la contribution du réseau, puis celles des moteurs MT au courant
de court-circuit.
Contribution du réseau au courant de court-circuit
Pour calculer le courant de court-circuit triphasé on doit tout d’abord calculer l’impédance de
chaque éléments du réseau considéré(réseau amont, transformateur, câble...)
Impédance du réseau amont :
Impédance du reseau amont :
Za = Un2 /Scc
Avec :
Scc Puissance de court-circuit
Un Tension composée du réseau amont
35
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
— Za = 0.968ΩRa /Xa = 0.2
— Xa = q Za 2 = 0.949Ω
√
Ra
1+ X
a
Za2
− Xa2 = 0.189Ω
— Ra =
Impédance du transformateur (côté secondaire)
Ztransf o =
Ucc
100
×
U secondaire2
Stransf o
Avec :
Ucc Tension de court-circuit du transformateur
— Uprimaire = 22 kV et Usecondaire = 5.5 kV
— Tension de court circuit Ucc = 6.5%
— Puissance de chaque transformateur :Stransf o = 6.3 M V A
— Ztransf o = 0.31Ω
— Perte joule : Pjoule = 27 kW
Impédance des câbles
La résistance des câbles se calcule à l’aide de la formule suivante :
R=
ρ×L
S
Avec :
ρ La résistivité du conducteur(cuivre ou aluminium) en Ωmm2 /m
L Longueur de la canalisation en m
S Section du conducteur en mm2
◦
La résistivité ρ pour un câble en cuivre fonctionnant à une température de 20 C est ρ = 22, 5Ωmm2 /m
◦
Pour trouver la résistance du conducteur à une température θ différente de 20 C, il faut appliquer
la correction suivante :
Rθ = R20 [1 + 0.004(θ − 20)]
Avec :
◦
θ Température ambiante maximale de l’installation, dans notre cas θ = 35 C
Remarque : La résistance des jeux de barres est négligeable pour le réseau HTA.
On détermine la réactance des conducteurs par la formule suivante :
X = λL
Avec :
λ Réactance linéique de la canalisation en (Ω/m)
L Longueur de la canalisation (m)
Maintenant, nous allons déterminer toutes les impédances de court circuit (figure 2.13) à chaque
niveau de l’installation pour calculer l’intensité du courant de court circuit qui lui sont associé.
Figure 2.13 – Impedance de court-circuit à chaque niveau de l’installation
36
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Le calcul du courant de court circuit triphasé nous permet de déterminer le pouvoir de coupure
du disjoncteur. Pour calculer le courant de court-circuit triphasé maximal, nous avons travaillé
avec la formule suivante :
Icc3 =
√c×Un
3×Zcc
Application : Courant de court-circuit au niveau du jeu de barre principale 22 kV
Icc3 =
√c×Un
3×Zcc
=
1.1×22000
√
3×0.968
= 14, 43kA
On procède de la même manière pour le calcul du courant de court circuit aux différents niveaux
de l’installation. Le calcul est reporté dans le tableau excel 2.14
Figure 2.14 – Courant de court-circuit triphasé à chaque niveau de l’installation
Courant de court-circuit biphasé
Pour calculer le courant de court-circuit biphasé, nous sommes basés sur la formule suivantes :
Iccb =
Un
Zd +Zi
Avec : Zd = Zi = Zcc (défaut éloigné du générateur)
Donc :
Iccb =
Un
2×Zcc
Le calcul du courant de court-circuit biphasé à chaque niveau de l’installation est donnée dans le
tableau excel 2.15
Figure 2.15 – Courant de court-circuit biphasé à chaque niveau de l’installation
37
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
Contribution des moteurs au courant de court-circuit
Lors d’un court-circuit, les moteurs alimentent le défaut pendant une durée correspondant à
l’extinction du flux. Les courants fournies par les moteurs s’ajoutent au courant fournie par la
source. La valeurs du courant de court-circuit est la somme algébrique des courants fournie par les
moteurs et les sources(déphasage entre les courants sont négligés, la somme algébrique maximise
la valeur du courant).
• Les moteurs synchrones
Il ont une contribution équivalente à celle des alternateurs car, lors d’un court-circuit, ils marchent
′′
′
en alternateur. Il sont donc équivalents à une source de tension d’impédance interne Xd ou Xd
• Les moteurs asynchrones
Lors d’un court-circuit, ils ont un courant qui s’atténue assez rapidement, avec une constante de
temps d’environ :
— 10 ms pour les moteurs à simple cage jusqu’à 100 kW
— 20 ms pour les moteurs à double cage et les moteurs de plus de 100 kW
— 30 à 50 ms pour les très gros moteurs (1000 kW ) à rotor bobiné.
′
Ils sont équivalents à une source de tension à laquelle on attribue une impédance transitoire XM
(source : UTE C 13-205)
Un2 In
η
P Id
′
XM (Ω) =
cos ϕ
Or
′
Pm = S × η cos ϕ et XM (%) =
′
S
X (Ω)
Un2 M
× 100
D’où
′
XM (%) =
In
Id
× 100
Avec :
η
Pm
cos(ϕ)
S
rendement du moteur
puissance mecanique du moteur
facteur de puissance du moteur
√
puisance apparente consommée par le moteur S = 3Un In
In
rapport du courant nominal au courant de démarrage du moteur
Id
Application : calcul de la contribution des 4 moteurs au court-circuit au niveau du jeu de barre
5.5 kV
On considère les moteurs comme des sources indépendantes. Le courant de retour des moteurs est
alors égal à la somme des courants fournis par chaque moteur.
Icontribution,moteur =
√
3×
√
Un
′
(Rmoteur +Rliaison )2 +(XM (Ω)+Xliaison )2
Donc la contribution totale des 4 moteurs est : I4moteur = 4×Icontribution,moteur = 4×1087 = 4348(A)
Il est clair que la contribution des moteur au court-circuit ne peux pas être négligeable, si on veut
représenter le pourcentage de cette contribution par rapport au contribution du réseau au courtcircuit,on a :
I4moteur
Ireseau
=
4348
16093
38
= 27%
2
CHAPITRE 2. DIMENSIONNEMENT DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION
La figure 2.16 résume le calcul des différentes courant de court-circuit en prenant en considération
la contributions des moteurs.
Figure 2.16 – Courant de court-circuit triphasé totale
Remarque : La contribution des moteurs au court-circuit côté primaire du transformateur est
souvent négligeable devant courant de court-circuit fournie par le réseau. Voyons par exemple au
niveau du jeu de barre 22kV le pourcentage de contribution des moteurs par rapport au résaeu
est :
I4moteur
Ireseau
2.7
=
1565
14433
= 10%
Vérification des résultats par le logiciel ETAP
Dans cette section, nous avons saisie les différentes informations relatives à l’installation à
savoir : caractéristique de la source, puissances des récepteurs, longueurs des câbles, mode de pose
etc. Le logiciel nous fournie un ensemble de résultats concernant les chutes de tension, les sections
optimales, les valeurs des courant de court-circuit à chaque niveau de l’installation.
Remarque
Ces résultats ne sont plus en conformité avec les résultats de calcul manuel car les normes françaises,
surtout celle des installations électriques à haute tension NF C13-200 n’est pas disponible dans
la version Etap V 12.6.0
39
Chapitre 3
Équipements de protection des réseaux
HTA
3.1
Introduction
Dans ce chapitre, il nous a paru nécessaire de donner assez d’informations sur les différents
éléments qui composent un système de protection moyenne tension. Ces éléments sont très importants, très sensibles et doivent être bien choisis et bien réglés afin d’assurer une protection efficace
contre les différents types des défauts qui peuvent survenir sur le réseau électrique.
3.2
Caractéristiques principales de l’appareillage HTA
L’appareillage HTA permet de réaliser les trois fonctions de base suivantes :
• Le sectionnement qui consiste à isoler une partie d’un réseau pour y travailler en toute
sécurité(maintenance) ;
• La commande qui consiste à ouvrir ou fermer un circuit dans ses conditions normales d’exploitation ;
• La protection qui consiste à isoler une partie d’un réseau en situation anormale.
3.3
3.3.1
Les appareils de mesures
Transformateur de mesure
En distribution électrique HTA les valeurs élevées de courant et de tension ne permettent pas
leur utilisation directe par les unités de mesure ou protection. Des transformateurs de mesure sont
nécessaires pour fournir des valeurs utilisables par ces dispositifs qui peuvent être :
• Des appareils analogiques, utilisant directement le signal fourni ;
• Des unités de traitements numériques à microprocesseur, après conversion analogique/digitale
du signal en entrée
40
3
CHAPITRE 3. ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RÉSEAUX HTA
Les transformateurs de courants TC de mesure
Les transformateurs de courant sont utilisés pour fournir l’information aux relais de protection
et/ou de mesure et les protéger.Ils ont deux fonctions essentielles :
• adapter la valeur du courant primaire aux caractéristiques standards des instruments de
mesure et de protection
• isoler les circuits de puissance du circuit de mesure et/ou de protection.
Figure 3.1 – Chaine de protection dans les réseaux HTA
Constitution et types
Le transformateur de courant est constitué de deux circuits, primaire et secondaire, couplés par
un circuit magnétique et d’un enrobage isolant.
Le transformateur de courant peut-être d’un des types suivants :
• avec plusieurs spires au primaire l’appareil est de type bobiné
• avec un primaire réduit à un simple conducteur traversant le capteur il est de type :
— à barre passante : primaire intégré constitué par une barre de cuivre
— traversant : primaire constitué par un conducteur non isolé de l’installation
— tore : primaire constitué par un câble isolé.
Figure 3.2 – Les différentes types d’un TC
41
3
CHAPITRE 3. ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RÉSEAUX HTA
Choix des TC en fonction de l’application
Mesure ou protection
Il faut choisir un TC ayant des caractéristiques adaptée à l’application :
• un TC de mesure nécessite une bonne précision (zone de linéarité) dans un domaine voisin du
courant normal d’utilisation ; il doit aussi protéger les appareils de mesure pour les courant
importants par une saturation plus précoce.
• un TC de protection nécessite une bonne précision pour des courants importants et aura une
limite de précison (zone de linéarité) plus élevée afin que les relais de protection détecte les
seuils de protection qu’ils doivent surveiller.
TC débitant sur protection à maximum de courant phase
• Protections à maximum de courant à temps indépendant (constant) :
Si la saturation n’est pas atteinte pour 1,5 fois la valeur du courant de réglage, le fonctionnement est assuré quelle que soit l’intensité du défaut (figure 3.3 ).
• Protections à maximum de courant à temps dépendant (inverse)
La saturation ne doit pas être atteinte pour 1,5 fois la valeur de courant correspondant au
maximum de la partie utile de la courbe de fonctionnement (figure 3.4).
Figure 3.3 – Temps indépendant
Figure 3.4 – Temps dependant
Courant homopolaire - courant résiduel
Le courant résiduel qui caractérise le courant de défaut à la terre est égal à la somme vectorielle des
trois courants de phase (figure 3.5). Sa valeur est 3 fois celle du courant homopolaire I0 , (résultant
U
de l’analyse en composantes symétriques), avec I0 ≃ √3Z
N
Figure 3.5 – Courant résiduel Irsd
Le courant résiduel peut être mesuré par :
• tore homopolaire qui fournit une mesure directe adaptée au relais (figure 4.8)
• 3 TC phases (figure 3.7)
42
3
CHAPITRE 3. ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RÉSEAUX HTA
Figure 3.6 – Mesure du courant résiduel
par tore homopolaire
Figure 3.7 – Mesure par 3 TC
Les transformateurs de tension (TT ou TP)
Branchés au primaire sur le réseau HTA, ils délivrent au secondaire une valeur de tension réduite
proportionnelle à la tension du réseau sur lequel ils sont installés. Constitution et type
Ils sont constitués d’un enroulement primaire, d’un circuit magnétique, d’un ou plusieurs enroulements secondaires, le tout enrobé dans une résine isolante. Ils sont de deux types, selon leur
raccordement :
• phase/phase : primaire raccordé entre deux phases.
• phase/terre : primaire raccordé entre une phase et la terre.
Figure 3.8 – Raccordement des TT
3.4
3.4.1
Les appareils de protection
Les relais
Les relais de protection sont des appareils qui reçoivent un ou plusieurs informations (signaux)
à caractère analogique (courant, tension, puissance, fréquence, température,. . . etc.) et les transmettent à un ordre binaire (fermeture ou ouverture d’un circuit de commande) lorsque ces informations reçues atteignent les valeurs supérieures ou inférieures à certaines limites qui sont fixées à
l’avance. Donc le rôle des relais de protection est de détecter tout phénomène anormal pouvant se
produire sur un réseau électrique tel que le court-circuit, variation de tension. . . . etc. Un relais de
protection détecte l’existence de conditions anormales par la surveillance continue, et détermine
quels disjoncteurs à ouvrir et alimente les circuits de déclenchement.
Les relais de protection électrique sont classés en 4 types :
• Les relais électromécaniques ;
• Les relais statique ;
43
3
CHAPITRE 3. ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RÉSEAUX HTA
• Les relais thermique ;
• Les relais numériques.
3.4.2
Transformateur de Protection (TC)
Il nécessite une bonne précision pour des courants importants et aura une limite de précision
(zone de linéarité) plus élevée afin que les relais de protection détectent les seuils de protection
qu’ils sont censés surveiller.
3.4.3
Disjoncteur HTA
Le disjoncteur, dont la fonction principale est la protection, assure également la fonction commande, et suivant son type d’installation le sectionnement (débrochable). Les disjoncteurs HTA
sont presque toujours montés dans une cellule HTA, et selon la définition de la Commission
électrotechnique internationale (C.E.I), un disjoncteur à HTA est destiné à établir, supporter et
interrompre des courants sous sa tension assignée (la tension maximale du réseau électrique qu’il
protège) à la fois :
• Dans des conditions normales de service, par exemple pour connecter ou déconnecter une
ligne dans un réseau électrique,
• Dans des conditions anormales spécifiées, en particulier pour éliminer un court-circuit.
Figure 3.9 – Compartiment disjoncteur
3.4.4
Les appareils de coupure
Interrupteur HTA
Appareils qui peuvent couper les faibles courants capacitifs des lignes de transport ou les
courants d’excitation des transformateurs, mais qui ne peuvent pas interrompre les courants de
charges normaux.
Sectionneurs
Appareils qui n’ont aucun pouvoir de coupure, ils ne permettent d’ouvrir un circuit qu’en
l’absence de tout courant. Ils sont utilisés pour isoler un ensemble de circuit, un appareil, une
44
3
CHAPITRE 3. ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RÉSEAUX HTA
machine, une section de ligne aérienne ou de câble, afin de permettre au personnel d’exploitation
d’y accéder sans danger.
Sectionneurs de mise à la terre
Interrupteurs de sécurité qui isolent un circuit et qui, grâce à leur mise à la terre, empêche
l’apparition de toute tension sur une ligne pendant les réparations.
Tableau HTA
Un tableau HTA se compose d’unités fonctionnelles assemblées entre elles pour réaliser les
fonctions arrivée, départ, couplage, mesure et mise à la terre du jeu de barres(voir figures 3.10).
Figure 3.10 – Tableau HTA
C’est un appareil sous enveloppe métallique pour installation à l’intérieur destinée à réaliser la
partie HTA des postes HT/HTA et des postes HTA/HTA de forte puissance.
L’unité fonctionnelle
Elle est constituée de tous les matériels des circuits principaux et des circuits auxiliaires qui
concourent à l’exécution d’une fonction de protection. Chaque unité fonctionnelle regroupe l’ensemble des éléments nécessaire pour remplir sa fonction :
• la cellule
— Cellule arrivée : alimente et protège le tableau,
— Cellule départ : alimente et protège une partie et /ou un composant du réseau HTA
(ligne aérien et souterraine, transformateur,. . . )
— Cellule couplage : est conçue pour interconnecter deux demi jeu de barres afin d’assurer
la continuité de service lorsqu’une des sources est disponible et Connecter plusieurs
sources en parallèle.
• la chaı̂ne de protection et de contrôle commande : Elle comprend les transformateurs de
tension et de mesures ainsi que les relais de protections.
• la partie mobile
— le disjoncteur avec son mécanisme de fermeture et d’ouverture, le chariot de sectionnement ou le chariot de mise à la terre ;
45
3
CHAPITRE 3. ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RÉSEAUX HTA
— le dispositif de propulsion par manivelle pour embrochage-débrochage ;
— les verrouillages pour ancrer la partie mobile sur la partie fixe en position de service ou
sectionnée.
46
Chapitre 4
Élaboration du plan de protection
4.1
Introduction
Afin de répondre aux obligations de continuité de la fourniture d’énergie électrique, le processus
d’élimination du défaut doit respecter les principes de sélectivité dans les délais les plus brefs
possibles. Les dispositifs de protection surveillent en permanence l’état électrique des éléments d’un
réseau et provoquent leur mise hors tension (ouverture d’un disjoncteur), lorsque ces éléments sont
le siège d’une perturbation indésirable : court-circuit, surcharge, défaut d’isolement etc. L’étude
des protections des postes électriques se décompose en deux étapes distinctes :
• la définition du système de protection, encore appelé plan de protection.
• la détermination des réglages de chaque unité de protection, encore appelée coordination des
protections ou sélectivité.
Avant d’entamer la protection on doit déterminer le régime de neutre.
4.2
Régime du neutre en moyenne tension
Les régimes du neutre de moyenne et haute tension se distinguent par le mode de raccordement
du point neutre.
Neutre mis directement à la terre
Une liaison électrique est réalisée intentionnellement entre le point neutre et la terre( figure
4.1)
Figure 4.1 – Neutre mis directement à la terre
47
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Avantage :
— Réduit le risque d’apparition de surtension
— Autorise l’emploi de matériels ayant un niveau d’isolement phase/terre normal
Inconvénients :
— Déclenchement obligatoire au premier défaut
— Courant de défaut très important
— Danger pour le personnel est important pendant la durée du défaut, les tension de contact
qui se développent étant importantes.
— Nécessité d’emploi de protections différentielles pour ne pas avoir de temps d’élimination de
défaut élevé. Ces protections sont couteuses.
Neutre isolé
Il n’existe aucune liaison électrique entre le point neutre et la terre, à l’exception des appareils
de mesure ou de protection
Figure 4.2 – Neutre isolé
Avantage :
— L’avantage essentiel est la continuité de service du départ en défaut parce que le courant de
défaut très faible permet de ne pas déclencher automatiquement au premier défaut, c’est un
deuxième défaut qui nécessitera une coupure.
Inconvénients :
— La non-élimination des surtensions transitoires par écoulement à la terre est un handicap
majeur si elles sont élevées.
— De plus, en cas de mise à la terre d’une phase, les autres se trouvent portées à la tension
composée par rapport à la terre, ce qui renforce la probabilité d’un second défaut. Le coût
d’isolement est plus élevé car la tension composée reste appliquée entre phase et terre pendant
une durée qui peut être longue puisqu’il n’y a pas de déclenchement automatique.
— La surveillance de l’isolement est obligatoire, avec signalisation du premier défaut.
— Un service entretien équipé du matériel adéquat pour la recherche rapide du premier défaut
d’isolement est nécessaire.
48
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Mise mis à la terre par résistance
Dans ce type de schéma, l’impédance résistive limite le courant de défaut à la terre Ik1 , tout
en permettant un bon écoulement des surtensions. Mais par conséquent, des protections doivent
intervenir automatiquement pour éliminer le premier défaut. Dans les réseaux alimentant des
machines tournantes, la valeur de la résistance est déterminée pour obtenir un courant Ik1 de 15 à
50 A. Mais ce courant faible doit néanmoins vérifier IRN > 2Ic (avec Ic : courant capacitif total du
réseau) pour réduire les surtensions de manœuvre et permettre une détection simple.(figure 4.3)
Figure 4.3 – Neutre mis à la terre par résistance
Avantages :
— Ce schéma est un bon compromis entre un courant de défaut faible et des surtensions bien
écoulées.
— Il n’exige pas l’emploi de matériels ayant un niveau d’isolement entre phase et terre dimensionné pour la tension composée.
— Les protections sont simples, sélectives et le courant est limité.
Inconvénients
— La continuité de service du départ en défaut est moins bonne qu’en neutre isolé : le défaut
terre doit être éliminé (coupure au premier défaut).
— Le coût de la résistance de mise à la terre croı̂t avec la tension et le courant limité.
Mise à la terre par réactance faible (neutre impédant)
Une réactance est intercalée volontairement entre le point neutre et la terre(figure 4.4). Pour
les réseaux de tension supérieure à 20 kV, on préfère en effet utiliser une réactance plutôt qu’une
résistance pour des raisons de difficulté de réalisation dues au dégagement de chaleur en cas de
défaut.
49
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.4 – Neutre mis à la terre par réactance faible
Avantages :
— Ce schéma permet de limiter l’amplitude des courants de défaut.
— Il permet la mise en œuvre de protections sélectives simples si le courant de limitation est
très supérieur au courant capacitif du réseau.
— La bobine, de faible résistance, n’a pas à dissiper une puissance thermique élevée, ce qui
réduit son dimensionnement.
— En HTA, le coût de cette solution est plus avantageux qu’avec une résistance.
Inconvénients :
— La continuité de service du départ en défaut moins bonne qu’en neutre isolé : le défaut terre
doit être éliminé (coupure au premier défaut)
— Lors de l’élimination des défauts terre, des surtensions importantes peuvent apparaı̂tre, dues
à des résonances entre la réactance et la capacité du réseau.
Mise à la terre par réactance de compensation (neutre compensé)
Ce système permet de compenser le courant capacitif du réseau. En effet, le courant de défaut
est la somme des courants qui parcourent :
— la mise à la terre par réactance
— les capacités des phases saines par rapport à la terre.
Figure 4.5 – Neutre mis à la terre par réactance de peterson
50
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Ces courants se compensent puisque :
— l’un est selfique (dans la mise à la terre)
— l’autre est capacitif (dans les capacités des phases saines).
Ils s’ajoutent donc en opposition de phase.
Avantage :
— Ce système permet de diminuer les courants de défaut même si la capacité phase-terre est
grande : extinction spontanée des défauts à la terre non permanents
— A l’endroit du défaut, les tensions de contact sont limitées
— Le maintien en service de l’installation est assuré malgré un défaut permanent
— Le signalement du premier défaut est donné par la détection du passage du courant dans la
bobine de point neutre.
Inconvénients :
— Le coût peut être élevé en raison de la nécessité de modifier la valeur de la réactance pour
ajuster la compensation
— Pendant la durée du défaut, il faut s’assurer que le courant résiduel circulant ne présente pas
de danger pour les personnes et les biens
— Les risques de surtension transitoire sur le réseau sont importants
Synthèse des caractéristiques des régimes de neutre
Le choix de la mise à la terre du neutre des réseaux HT a été pendant longtemps un sujet de
controverses passionnées, compte tenu de l’impossibilité de trouver un compromis unique pour les
différents types de réseaux.Le tableau 4.1 resume les differentes mis à la terre du neutre en HT
Table 4.1 – Prix
4.3
Choix du régime de neutre pour la station de pompage
Après avoir étudié les différents régimes du neutre disponible en moyenne tension, le choix
optimal selon le tableau 4.1 est celui d’un neutre relié à la terre par une résistance de limitation,
car :
• Ce schéma est un bon compromis entre un courant de défaut faible et des surtensions bien
écoulées.
• Il n’exige pas l’emploi de matériels ayant un niveau d’isolement entre phase et terre dimensionné pour la tension composée.
51
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
• La protection est simple, sélective et le courant est limité.
Remarque :
Le choix de cette solution est favorisé pour les installations peu capacitif (la valeur du courant
capacitif total de l’installation est faible par rapport au courant de défaut) c’est le cas pour notre
installation, le courant capacitif global est inférieure à 1 A. Il est aussi à noter que pour ne pas
détériorer les machines tournants lors des défaut monophasés interne à celles-ci, il est préférable
de limiter ce courant à Il = 50 A
Choix de la résistance de limitation
Nous avons opté à la limitation des courants de défauts phase-terre à une valeur de 50 A. Rappelons que les 4 moteurs sont alimentés simultanément via 2 transformateurs , donc le choix d’une
résistance de limitation qui sera intercalé entre chaque neutre du transformateur et la terre doit
être calculé comme suit :
Rl = RN,tr1 = RN,tr2 =
U
√ nI
3 2l
= 2 √U3In
l
Avec :
Un Tension nominale du réseau
Il courant de limitation, c’est le courant traversant la résistance de limitation lors d’un défaut
phase-terre
Donc :
Rl = RN,tr1 = RN,tr2 = 130Ω
La continuité de service du départ en défaut est dégradée ; en effet, en cas de défaut terre, celui-ci
doit être éliminée aussitôt (coupure au premier défaut). En plus le cahier des charges n’impose pas
de continuité de service lors du primer défaut.
Conclusion
A travers une comparaison des différentes modes de mise à la terre, nous avons démontré dans ce
chapitre que la solution que nous avons adopté, qui est le neutre résistant, est la meilleure solution.
4.4
Choix des disjoncteurs moyenne tension
Le disjoncteur est un appareil qui assure la commande et la protection d’un réseau. Il est
capable d’établir, de supporter et d’interrompre les courants de service ainsi que les courants de
court-circuit.
Le circuit principal doit supporter sans dommage :
— Le courant thermique :courant de court-circuit pendant 1 ou 3 s
— Le courant électrodynamique
— Le courant de charge permanent.
Un disjoncteur étant la plupart du temps en position ”fermé”, le courant de charge doit circuler
sans emballement thermique pendant toute la durée de vie de l’appareil.
Pour un bon choix du disjoncteur, il faut se baser sur deux grandeurs importants qui sont :
• Pouvoir de coupure assigné en court-circuit(CEI 60 056) :
Le pouvoir de coupure assigné en court-circuit est la valeur la plus élevée du courant que le disjoncteur doit être capable de couper sous sa tension assignée.
52
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
• Valeur de crête du courant admissible (CEI 60 694) et pouvoir de fermeture (CEI 60 056) :
Le pouvoir de fermeture est la valeur maximale qu’un disjoncteur est capable d’établir et de
maintenir sur une installation en court-circuit.Il doit être supérieur ou égal à la valeur crête Ipeak
du courant de courte durée assigné.
Ipeak = KIcc3max
Avec
K=
Ref du disjoncteur
SM6 (Primaire transfo)
MCset(Secondaire transfo)
MCset(Moteur)
Avec :
Ur
Ir
P dc
P df
4.5
Table 4.2 –
K
Ir (A)
2.16 400
2.41 1250
2.41 400
√
R
2(1 + e− X π )
Choix des
U r (kV )
24
7.2
7.2
disjoncteurs
Icc3max (kA)
18.29
21.52
21.52
Ipeak (kA)
39.67
49.26
49.26
P dc(kA)
20
25
25
P df (kA)
40
55
55
Tension assignée
Courant assignée
Pouvoir de coupure
Pouvoir de fermeture
Les principales fonctions de protection
Introduction
Les relais de protection sont les appareils qui comparent en permanence des grandeurs généralement
électriques (courant, tension etc) à des valeurs prédéterminés et qui donnent automatiquement des
ordres d’action (généralement ouverture de disjoncteur) ou une alarme lorsque la grandeurs repasse un seuil prédéterminé, les relais utilise des fonctions de protection selon le défaut affectant
l’installation et les machines.
Cette partie sera donc consacrée à énumérer l’ensemble des fonctions de protections qui existent
ainsi que celles utilisées dans notre installation électrique.
Protection à maximum de courant phase F50/F51
Elle a pour fonction de détecter les court-circuit, biphasées ou triphasées . La protection est
activée si les courants concernées dépassent la valeur de consigne correspondant au seuil de réglage.
Cette protection peut être instantanée ou temporisée, dans ce cas elle ne sera activée que si le
courant contrôlé dépasse le seuil de réglage pendant un temps au moins égal à la temporisation
sélectionnée. Cette temporisation peut être à temps indépendant (figure 4.6) ou à temps dépendant
(figure 2.11) .
53
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.6
indépendant
Avec :
T
Is
–
Protection
à
temps
Figure 4.7 – Protection à temps dépendant
Retard de fonctionnement de la protection (temporisation)
Seuil de fonctionnement en courant (seuil de courant)
Protection amperemetrique homopolaire F51N/51G
Cette fonction (Figure 3.5) est utilisée pour protéger le réseau contre les défauts à la terre.
Elle est activée si le courant résiduel dépasse le seuil de réglage. Le courant résiduel correspond au
courant passant par la terre.
Elle est réglée de façon à être plus sensible afin de détecter les faibles courants de défauts à la
terre. Son fonctionnement est similaire à la protection à maximum de courant phase. La mesure
du courant résiduel est faite soit :
— par 3 transformateur de courant (figure 4.9) dans les neutres sont connéctés réalisant ainsi
la somme Irsd = I1 + I2 + I3 , solution généralement utilisé en MT et HT.
— par 1 transformateur tore enserrant le courant de phase. La tresse de mise à la terre indiquée
sur la figure 4.8 doit passer à l’interieur du tore, afin qu’un défaut interne au câble (phaseécran) soit détecté. En effet, dans le cas contraire, le courant de court-circuit circule dans
l’ame du câble et revient par l’ecran, il n’est donc par détecté par le tore.
Figure 4.8 – Mesure du courant résiduel
par tore
Figure 4.9 – Mesure de courant résiduel par
3 TC
Protection différentielle F87
Le principe de la protection différentielle consiste à comparer deux courants qui normalement
sont égaux . Toute différence d’amplitude et de phase entre ces courants signale la présence d’un
défaut : la protection ne réagit qu’aux défauts internes à la zone couverte et est insensible à tout
54
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
défaut externe. Elle est donc sélective par nature. Le déclenchement instantanée est provoque
lorsque △I/I dépasse un certain seuil.
Figure 4.10 – Protection différentielle
Protection contre les défauts masse cuve (code ANSI 50 OU 51)
Cette protection est destinée à protéger un transformateur contre les défauts internes entre un
enroulement et la messe. Elle est recommandée par la norme N F C13 − 200 dés que la puissance
du transformateur atteint 5 M V A.
Principe
Cette protection est à maximum de courant, elle est installée sur la connexion de la mise à la terre
de la masse du transformateur. Elle nécessite d’isoler le transformateur par rapport à la terre, afin
que le courant de défaut traverse la protection (voir figure 4.11)
Figure 4.11 – Protection contre les défauts masse cuve
Cette protection est sélective, car elle n’est sensible qu’aux défauts à la masse du transformateur.
Remarque : cette protection peut être utilisée pour protéger les tableaux contre les défauts à la
masse (protection masse tableau)
Indication de réglage :
Le seuil de réglage du courant peut être fixé à 20 A. Pour un régime de neutre avec impédance de
limitation (ce qui correspond à notre installation), il doit être inférieur ou égal 30% du courant de
limitation Il avec une temporisation faible voire nulle. Dans notre cas :
Is = 30%Il = 15A
55
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Protection contre les surcharges de l’impédance de mis à la terre du point neutre code
ANSI F50/51N
Cette protection permet de protéger l’impédance de limitation contre les effects thermiques
d’une surcharge(figure 4.12).
En effet, lorsqu’un défaut phase-terre apparait sur le réseau, le courant de d’faut se reboucle par
la mise à la terre du point neutre.
Si le défaut est résistant, le courant de défaut peut-être inférieur aux seuils des protections contre les
défauts à la terre et supérieur au courant permanent Ip que peut supporter la résistance.L’impédance
de limitation est alors traversée par un courant permanent qui peut la détérioer.
Une protection à maximum de courant permet de la protéger(IN > :protection par détection du
courant circulant dans le neutre).
Figure 4.12 – Protection contre contre les surcharges de l’impédance Zn
Indications de réglages
Leseuil de réglage du courant doit être inférieur au courant permanent Ip que peut supporter la
résistance. La temporisation est de plusieurs secondes.
Sachant que :
Ip =
Il
10
Donc :
I s < Il = 5 A
Protection de terre générale du réseau par contrôle du courant traversant la mise à
la terre du neutre (code ANSI F50N/51N,F50G/51G )
Cette protection permet de détecter les défauts phase-terre du réseau(figure 4.12) .
Lorsqu’un défaut phase-terre apparait sur le réseau, le courant de défaut se reboucle par la mise à
la terre du point neutre. La protection de terre générale permet de détecter ce courant.
Principe :
La protection est activée lorsque le courant dans le neutre dépasse un seuil Is . Elle peut être à
temps constant ou à temps dépendant.
Indication de réglage :
Le seuil doit être inférieur au courant de limitation du défaut à la terre. Il dépend du système de
sélectivité.
La temporisation doit être supérieure à toutes les temporisations des autres protections contre les
défauts à la terre du réseau concerné.
56
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
4.6
4.6.1
Protection des équipements de la station SR2
Introduction
Dans cette partie nous allons présenter les seuils de réglages ainsi que l’etude de coordination
des relais de protection à maximum de courant phase qui protègent les transformateurs et les
moteurs.
Une simulation est faite dans la fin de cette section pour vérifier la coordination des relais de
protection.
4.6.2
Protection des moteurs
Protection contre les surcharges
Elles se manifestent par des surintensités qui, si elles se prolongent provoquent des échauffements
exagérés entrainant un vieillissement accéléré du moteur. La protection est assurée :
• Par une protection à image thermique F 49
• Par surveillance de la température (Sonde PT100 lorsque F49 n’est pas utilisé)
• Soit par la protection contre le blockage du rotor 51LR (I >)
Protection contre les courts-circuits entre phases
Elle est assurée par la protection à maximum de courant phase à temps indépendant F 50
(I >>).
Le but de ces protections est d’assurer le bon fonctionnement du moteur sans risque de
déclenchement lors de démarrage du moteur ainsi que la protection du câble d’alimentation de
celui-ci.
Table 4.3 – Seuils de réglages associés au relais moteur
Seuil de réglage
Ir (A)
temporisation (s)
Surcharge
125%In
Idemarrage
Rotor bloque(51LR) I >
10
2
Court-circuit phases (F50) I >> 1.3 × Idemarrage
0.1
D’après la figure 4.13, les element à protéger sont :
— La courbe thermique du stator (running overload curve)
— Temps maximal du rotor bloqué à partir d’un état froid (cold start = 14 s)
— Temps maximal du rotor bloqué à partir d’un état chaux (Hot start = 11 s)
— La contrainte thermique I 2 t du câble alimentant le moteur.
On voit bien que le moteur est totalement protéger contre les surcharges et court-circuits internes.La contrainte thermique du câble alimentant le moteur est elle aussi vérifiée.
Les seuils de réglages proposées assurent aussi le non déclenchement des protection lors de démarrage
du moteur soit à 100% soit à 80% de tension nominale U=5.5kV (intervalle de 2 s)
57
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.13 – Courbe du relais de protection du moteur contre les surcharges et court-circuits
58
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
4.6.3
Protection des transformateurs
Protection côté secondaire du transformateur
Protection contre les surcharges
Elle est due la plupart du temps à l’augmentation du nombre de charges alimentées simultanément
ou à l’augmentation de la puissance absorbée par une ou plusieurs charges. Elle se traduit par une
surintensité de longue durée qui provoque une élévation de température préjudiciable à la tenue
des isolants et à la longévité du transformateur.
Seuil de réglage
Ir = 122% In
Dans notre cas, on a : In = 660 A côté secondaire(5.5kV ). Donc :
Ir = 1.22 × In = 800 A
Protection contre les courts-circuits
Le seuil de réglage Ir doit être tel que le courant de court-circuit minimal provoque le déclenchement
du disjoncteur, soit : Ir ≤ 0.8 × Iccb,min
L’expérience a montré que les contraintes de réglage suivantes permettent de ne pas avoir de
déclenchement intempestif :
5 × In ≤ Ir ≤ 0.8 × Iccb,min
Avec une temporisation :
tsecondaire = trelais,aval + △t
Avec :
Iccb,min
trelais,aval
courant de court-circuit minimal(biphasé)
temporisation associée au relais aval à celui associé au secondaire du
transformateur. Dans notre cas c’est le relais du moteur MT
Enfin, nous avons choisi pour cette protection à maximum de courant phase (F50) :
5 × 0.66 kA ≤ Ir ≤ 0.8 × 6.67 kA
Donc :
Ir = 4 kA
Récapitulation :
Le tableau 4.4 récapitule les seuil de réglages que nous allons rentrer dans le relais de protection
à maximum de courant phase(F 50/51) côté secondaire du transformateur.
Table 4.4 – Seuil de réglage
Seuil de réglage
Ir (kA) temporisation
Surcharge(F51)
0.8
10 min
Court-circuit(F50)
4
0.4 s
59
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Protection côté primaire du transformateur
Protection par disjoncteur
Cette solution est recommandée lorsque le courant de base du transformateur dépasse 125 A, ce
qui vrai dans notre cas (Inprimaire = 165 A ) Deux modes de protection sont possible, la protection
à temps indépendant à simple seuil et celle à double seuil.
Remarque : Une protection à simple seuil ne permet pas de protéger le transformateur contre
un court-circuit directement à ses bornes aval. C’est pourquoi il est recommandé d’installer une
protection à double seuil qui pallie cet inconvénient.
Protection à temps indépendant à double seuil
La protection à double seuil permet de protéger le transformateur contre un court-circuit à ses
bornes amont ou aval, sans risque de déclenchement intempestif lors de l’enclenchement du transformateur. De plus, elle agit en secours de la protection côté secondaire du transformateur.
• Seuil haut :
Il protège contre les courts-circuits côté HT.
• La sélectivité avec le disjoncteur côté secondaire du transformateur est de type ampéremétrique.
• Le seuil haut Irh,primaire doit être réglé tel que le courant de court-circuit minimal côté
primaire provoque le déclenchement du disjoncteur.
Ces deux conditions imposent au seuil haut de respecter la relation suivante :
1.25 × Icc,max,secondaire ≤ Irh,primaire ≤ 0.8Icc,min,primaire
La temporisation haut th peut être très courte.
th = 0.1 s.
Il faut vérifier que la protection n’est pas activée lors de l’enclenchement du transformateur(figure
4.14), soit :
b
e
Irh,HT > 1.2 √Ie
2
−th
τe
Avec :
c valeur crête maximale du courant d’enclenchement
Ie
τe constante de temps de l’amortissement
th temporisation de la protection pour le seuil haut
c = 8I et τ =0.75
Dans notre cas : Ie
n
e
Figure 4.14 – courant d’enclenchement du transformateur
60
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
seuil de réglage pour le ”seuil haut” :
Nous allons prendre comme tension de référence la tension primaire du transformateur Un = 22kV ,
ainsi les valeurs de courant de court-circuit côté secondaire du transformateur seront exprimé pour
la tesnion de base Un = 22 kV ,avec un rapport de transformation : m = 0.25
On a donc
Icc,max,secondaire = 17.24 kA pour Vbase = 5.5kV
Si on reporte cette valeur à la tension de référence 22 kV
Icc,max,secondaire = 4.31 kA pour Vbase = 22kV
Sachant que :
Icc,min,primaire = 11.53 kA pour Vbase = 22kV
Nous avons donc choisi un seuil de réglage Ir,h pour le seuil haut tel que :
Donc :
1.25 × 4.31 kA ≤ Irh,primaire ≤ 0.8 × 11.53 kA
Irh,primaire = 7.54 kA
On note que ce seuil ne permet pas un déclenchement de la protection situé côté primaire lors de
l’enclenchement du transformateur, car la condition suivante est vérifié :
• Seuil bas
b
Irh,primaire > 1.2 √Ie
e
2
−th
τe
= 970A
Il protège contre les courts-circuits côté secondaire du transformateur :
• Aux bornes aval du transformateur
• En secours du disjoncteur côté secondaire du transformateur
La sélectivité avec le disjoncteur côté secondaire du transformateur est de type chronométrique.
Le seuil bas Irb,primare doit être inférieur à la valeur minimale du courant vu par la protection côté
primaire du transformateur lors d’un court-circuit côté secondaire, soit Icc,min,sec,prim .
La valeur minimale du courant de court-circuit côté secondaire du transformateur mais vue côté
primaire est le courant de court-circuit biphasé(figure 4.15), sa valeur absolue est égal à :
1
I
2 cc3,primaire
= 21 m Vsecondaire
Zcc
Figure 4.15 – Valeur du courant côté primaire lors d’un court-circuit triphasé, biphasé et monophasé côté secondaire du transformateur
61
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Avec :
Icc3,primaire
valeur du courant de court-circuit triphasé côté secondaire, vue côté primaire du
transformateur.
m
rapport de transformation
Zcc
impédance de court-circuit
Ces deux conditions imposent au seuil bas de respecter les relations suivantes :
1.25 × Ir,secondaire ≤ Irb,primaire ≤ 0.8 × Icc,min,secondaire,primaire
Avec une temporisation :
tb ≥ tsecondaire + △t
Avec :
Irb,primaire
Ir,secondaire
Icc,min,secondaire,primaire
réglage en courant pour le seuil bas de la protection côté primaire
seuil de réglage associé à la protection côté secondaire du transformateur
courant de court-circuit côté secondaire mais vue côté primaire du transformateur
tb
temporisation associée au seuil bas
tsecondaire
temporisation associée à la protection côté secondaire
△t
intervalle de sélectivité(en prend △t = 0.3 s)
Il faut vérifier que la protection n’est pas activée lors de l’enclenchement du transformateur, soit :
b
Irh,HT > 1.2 √Ie
e
2
−th
τe
seuil de réglage pour le ”seuil bas” :
Rappelons que le réglage pour le relais de protection situé au primaire du se fait dans la tension
de référence Ubase = 22kV , donc toute valeurs de courant servant au réglage sera reporté à cette
tension de base.
Sachant que le réglage effectué côté secondaire du transformateur est :
Ir,secondaire = 4 kA pour Vbase = 5.5 kV
Si on reporte cette valeur à la tension de base :
Ir,secondaire = 1 kA pour Vbase = 22 kV
La valeur du courant de court-circuit minimale côté secondaire mais vue côté primaire est :
Icc,min,secondaire,primaire = 1.945 kA pour Vbase = 22 kV
Le choix de Ir,b pour le seuil bas doit verifier la condition suivante :
1.25 × 1 kA ≤ Irb,primaire ≤ 0.8 × 1.945 kA
Donc :
Irb,primaire = 1.46 kA
Récapitulation :
Le tableau 4.5 récapitule les seuil de réglages que nous allons rentrer dans le relais de protection
à maximum de courant phase(F 50/51) côté primare du transformateur.
62
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Table 4.5 – Seuil de réglage
Seuil de réglage Ir (kA) temporisation (s)
Seuil haut(F50)
7.54
0.1
seuil bas(F51)
1.46
0.7
Vérification des seuils de réglages par le logiciel Etap
Dans cette partie nous entamer une étude de coordination des relais par le logiciel Etap. Pour
ce faire, nous allons renter les seuils de réglages proposées et simuler tous les scénario possibles des
défauts qui pouvant apparaitre dans l’installation.
Exemple de scénario
Nous allons mettre un défaut biphasé au niveau du jeu de barre 5.5 kV (côté secondaire)représenté
dans la figure 4.16) et interpréter le résultat obtenu :
Figure 4.16 – schéma d’une partie de l’installation
Les résultats obtenus sont représentés dans la figure ?? :
63
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.17 – Scénario de déclenchement des disjoncteur lors d’un défaut biphasé
Interpretation :
Nous avons simuler défaut biphasé au niveau du jeu de barre 5.5 kV , le scénario de déclenchement
des disjoncteurs côté primaire et secondaire des transformateur est le suivant :
• Les deux relais de phase(F50) côté secondaire vont détecter simultanément le défaut de valeur
If = 6.639 kA à l’instant 410 ms et lancent l’ordre d’ouverture des disjoncteurs associés
côté secondaire avec un retard de 55 ms(prendre en considération le retard introduit par le
mécanisme de commande) .
• Les relais côté primaire vient en secours des protection côté secondaire (réglage ”seuil bas”
avec une sélectivité chronométrique △t = 350 ms). Après l’apparition du défaut au niveau
du jeu de barre 5.5 kV , les relais primaire détectent un courant If = 1.945 kA et ne lance
l’ordre de déclenchement des disjoncteurs associés qu’après l’échouement des protections côté
secondaire à interrompre le courant de défaut pendant une durée de 760 ms.
Courbes de sélectivité des relais de protection
Afin de mener une étude approfondie sur la coordinations des relais de protections et avoir une
vision clair sur la fiabilité de ces seuils de réglages, nous allons voir, en se basant sur le logiciel
Etap, les courbes de sélectivité de ces relais.
D’aprés la figure 4.18, la protection à double seuil nous à permet d’avoir :
— Une sélectivité ampéremetrique entre le relais côté primaire(pour le réglage seuil haut)
et celui côté secondaire. rappelons que Irh,primaire ≥ 1.25 × Icc,max,secondaire
— Une sélectivité chronométrique entre le relais côté primaire(pour le réglage seuil bas) et
celui côté secondaire en adoptant une temporisation △t = 0.39s (figure 4.18).
Remarque :
Il est à noter que la protection du câble, reliant le jeu de barre 22 kV au transformateur, contre les
défauts qui peuvent se développer à ces bornes est tout à fait assurée, ce qui renforce l’exactitude
des seuil de réglages proposées.
64
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.18 – Courbe de sélectivité des relais côté primaire/secondaire du transformateur
65
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.19 – Courbe de sélectivité des relais côté primaire/secondaire du transformateur
66
4
4.7
4.7.1
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Protection à maximum de courant terre F51N/51G
Introduction
Dans cette partie nous avons calculé les courant de défaut phase-terre pouvant se développer
à chaque niveau de l’installation. Ainsi, nous avons proposées des seuils réglages pour les relais à
maximum de courant terre F 51N/51G .
4.7.2
Protection contre les défaut phase-terre
La protection contre les défauts phase-terre est fonction du régime du neutre adopté dans une
installation.
En absence de défaut, un courant triphasé équilibré circule dans les capacités du réseau, le caractère symétrique de ces courants entraine un courant nul dans la mise à la terre du point neutre.
Lorsqu’une phase est mise en contact avec la terre, un courant If s’établit entre la phase en défaut
et la terre. On voit qu’il se referme par l’impédance Zn ainsi que les capacités phase-terre des
phases saines (voir figure 4.20)
Figure 4.20 – Circulation du courant de défaut phase-terre
Avec :
C
capacité phase-terre d’une phase
ZN Impédance de mise à la terre du neutre Pour calculer précisément ces courants, reprenons
VN montée en potentiel du point neutre
l’expression du courant de défaut par la méthode des composantes symétrique :
If =
3Vn
Zd +Zi +Zo
Dans notre cas, le défaut est loin de l’alternateur. On a Zd = Zi
If =
3Vn
2Zd +Zo
Pour déterminer Z0 , il faut déterminer le schéma homopolaire équivalent vu du point de défaut.
Comme on l’a vu précédemment, le courant de défaut se referme par l’impédance de mise à la terre
du neutre et par les capacités des phases saines. Le schéma équivalent est donc celui de la figure
4.21.
67
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.21 – Schéma homopolaire d’un réseau affecté d’un défaut phase-terre
Avec :
ZN
impédance de la mise à la terre du point neutre
Z0L
Impédance de la liaison reliant le transformateur au point de défaut
Z0T
Impédance du transformateur
C1 C2 C3 capacités phase-terre égales à C
V0
tension homopolaire
1 et 2
circuits assurant la circulation du courant à la terre
L’impédance homopolaire vue du point de défaut est donc :
Z0 = (Z0L + Z0T + 3ZN ) k C
La méthode des composantes symétriques nous donne :
V0 =
Z0
V
Z0 +Zd +Zi N
et If = 3I0 =
3Vn
V
Z0 +Zd +Zi N
Avec : VN : tension simple du réseau
Lorsque le neutre n’est pas mis directement à la terre(ce qui est le cas pour notre installation), on
peut négliger Zd et Zi devant Z0 (L’impédance de mise à la terre est largement prépondérance)
On a alors
V0 = Vn et If =
3Vn
Z0
Calcul du courant de défaut phase-terre
Le régime de neutre de notre installation est celui du mise à la terre par résistance de limitation.
Cette résistance est largement supérieur à Z0T et Z0L , on a donc Z0T + Z0L ≪ ZN D’où :
68
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Z0 = 3ZN k C =
3ZN
1+3jCωZN
Donc, le courant de défaut est :
If =
3VN
ZN
=
VN
ZN
+ 3jCωVn
Répartition du courant capacitif dans un réseau avec plusieurs départs
Le courant passant par le défaut est la somme de courant se refermant par impédance de limitation
placé dans la mise à la terre du transformateur ZN et se refermant par les capacités des phases
saines du réseau. Lorsque le réseau à plusieurs départs, le courant de défaut se referme par la
capacité des phases saines de chaque départ(figure 4.22).
Figure 4.22 – répartition du courant capacitif dans un réseau
Le calcul du courant capacitif total de notre installation nous a donné :
IC = |3jCωVn | = 0.53A
Avec :
C : capacité totale de notre installation par phase (0.27 × 10−6 F )
Remarque :
Vue que la valeur du courant capacitif total du reseau est faible, donc les dispositifs de mesure
de courant résiduel placé sur les départs sains ne verront aucun courant. Donc, pas de risque de
déclenchement lorsqu’un défaut apparait sur un autre départ.
Seuils de réglage associés auc relais de protection F51N/51G
L’etude qui est mené dans cette partie est la même que celle mené pour la protection à maximum
de courant phase.Nous allons exposé les différentes contraintes des défauts à la terre pour les réseaux
avec neutre mis à la terre par résistance de limitation dans le tableau 4.6 .
Table 4.6 – Contraintes de défaut
Causes
Limitation de surtension transitoire
Limitation des courants de défaut à la terre des machines tournantes
Déclenchement des protections
Sélectivité entre les départs (lorsque la protection n’est pas directionnelle)
69
contraintes
Il ≥ 2IC
Il < 20 à 50A
Ir ≤ 0.8Il
IrDi ≥ 1.3ICi
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Avec :
Il
courant de limitation de la résistance placée entre le neutre du transformateur et la terre
IC
courant homopolaire ou courant capacitif total du réseau égal à 3jCωVn
Ir
seuil de réglage du relais homopolaire
IrDi seuil de réglage de chaque départ
Ici
Courant capacitif se refermant par les phases saines des départs sains(il est négligeable dans
notre cas)
Remarque :Nous avons limité le courant de défaut à 50 A pour ne pas détériorer les moteurs en
cas de défauts interne.L’alimentation de ces moteurs est assuré par deux transformateurs.Donc,
si on pense à limiter le défaut à le valeur mentionné auparavant, il nous faut deux résistance de
limitation dont chacune,intercalé entre le neutre du transformateur et la terre, ayant une valeur
de :
RN,tr1 = RN,tr2 =
Vn
2Il
= 130Ω
La mesure du courant résiduel est réalisée par un tore.Afin de ne pas avoir de déclenchement
intempestif dû à de faux courants transitoires, la protection devra vérifier les conditions suivantes :
Ir ≥ 1 A
Avec :
temporisation ≥ 0.1s
Donc, d’aprés le tableau 4.6 ,le seuil de réglage doit vérifier la condition :
1 ≤ Ir ≤ 0.8Il
La mesure du courant résiduel est faite au niveau de :
• Chaque départ moteur, avec un réglage :
Ir,moteur = 16 A
∆trelais,moteur = 0.1 s
• chaque mise à la terre du neutre du transformateur :
Ir,neutre ≥ 1.25Ir,moteur on prend Ir,neutre = 20A
∆trelais,neutre = ∆trelais,moteur + 0.35 = 0.45 s
4.7.3
Verification par le logiciel Etap
Nous avons renter les seuils de réglage proposées pour s’assurer de la coordination des relais à
maximum de courant terre.
Nous avons pris comme scénario, un défaut phase-terre au borne d’un moteur et puis analyser la
séquence de déclenchent des protections.
Premièrement,nous allons mesurer le courant de défaut qui apparait au borne du moteur(figure
4.23)
70
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.23 – courant de défaut phase-terre aux bornes du moteur
D’aprés la figure 4.23, le courant de défaut phase-terre est effectivement limité à 55 A La
simulation d’un défaut à ces bornes nous donne la sequence de déclenchement des protections
suivantes(figure 5.6)
Figure 4.24 – courant de défaut phase-terre aux bornes du moteur
Analyse des résultats
D’après les résultats fournies par le logiciel Etap,si un défaut phase-terre apparait aux bornes d’un
moteur, le relais de mesure de courant résiduel placé dans le départ associé détecte le défaut limité
à 55 A après 100 ms et lance la commande d’ouverture du disjoncteur associé.
Les deux relais placé au niveau des impédances de limitation détectent simultanément un défaut de
27A et ne lancent la commande d’ouverture des disjoncteurs associés qu’après le non déclenchement
de la protection aval, dans ce cas la protection du moteur .
La figure4.25
71
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Figure 4.25 – courant de défaut phase-terre aux bornes du moteur
72
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Conclusion générale
Durant ce stage, il m’a été permis de constater à quel point le métier d’ingénieur pouvait être un
métier exigeant. Il faut savoir à la fois conjuguer les compétences technique, managériales, et le
savoir relationnel.
Sur le plan technique et managériale, ce stage m’a beaucoup apporté en termes de savoirfaire.En effet, le dimensionnement d’une installation moyenne tension nécessite à la fois un bagage
technique afin de savoir effectuer un choix exact et optimale de chaque équipement de l’installation,et aussi connaissance des normes. La maitrise des outils/logiciels de dimensionnement est
d’une grande importance notamment pour les grandes installations industrielles. Son impact se
manifeste sur le temps et la fiabilité es résultats fournies. Le réglage et la coordination des relais de
protection est une tâche qui n’est plus aisée, en effet il m’a fallu lire plusieurs document technique
et contacter plusieurs personnes internes et externes à l’entreprise pour arriver à une conclusion
que les seuils de réglages de ces relais de protection n’est plus une science exacte mais ceux-ci
demande une grande expérience dans ce domaine. Ce savoir-faire a grandi au fils du temps passé
chez SPIE Maroc.
Sur le plan relationnel, l’equipe d’ingénieur dans laquelle j’etais affecté, et surtout l’encadrement
dont j’ai pu bénéficier de la part de M.AYAD Radouane et M.BAHI Elmehdi m’a facilité la tâche
d’intégration et m’a permis d’assister au projet dans ces différentes phases à travers un suivi
quotidien.Tout cela ce qui m’a permit de développer un sens de la communication professionnelle.
73
4
CHAPITRE 4. ÉLABORATION DU PLAN DE PROTECTION
Bibliographie
• NF C 13-200, Installations électriques à haute tension, Norme française Septembre 2009
• NF C 15-100, Installations électriques à basse tension, Norme française Décembre 2002
• NF EN 60909-0, Courants de court-circuit dans les réseaux triphasés à courant alternatif,
Partie 0 : Calcul des courants, Norme Européenne Août 2002
Webographie
• Guide des protection des réseaux électriques industriels
• Les cahiers techniques de M ICROEN ER
• Calcul des courants de court-circuit, Cahier technique 158 SchneiderElectric
• Analyse des réseaux triphasés en régime perturbé, Cahier technique 18 SchneiderElectric
• Guide de conception des reseaux MT, M erlinGerin
• Fundamentals of power system protection, Y.G.P ainthankar
• Protection and Switchgear, U.A.Bakshi
• Electric Machinery Fundamentals, Stephen Chapman
• www.skm.com/applicationGuide.html
• www.etap.cpm
• www.slideshare.net/davidroy39
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5
CHAPITRE 5. ANNEXES
Chapitre 5
Annexes
5.1
Mode de pose et section des câbles HTA
Figure 5.1 – mode de pose1
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5
CHAPITRE 5. ANNEXES
Figure 5.2 – mode de pose (suite)
Figure 5.3 – mode de pose associé à chaque canalisation
Figure 5.4 – Choix des sections des câbles
77
5
5.2
CHAPITRE 5. ANNEXES
Dimensionnement des transformateurs 22kV/5.5kV
Figure 5.5 – dimensionnement de chaque transformateur
5.3
Courant de court-circuits
Figure 5.6 – courant de court-circuit
78
5
CHAPITRE 5. ANNEXES
Figure 5.7 – courant de court-circuit au niveau du jeu de barre 22kV
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5
CHAPITRE 5. ANNEXES
Figure 5.8 – courant de court-circuit au niveau du jeu de barre 5.5kV
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5
CHAPITRE 5. ANNEXES
Figure 5.9 – courant de court-circuit au borne du moteur MT
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5
5.4
CHAPITRE 5. ANNEXES
Chute de tension
Figure 5.10 – Chute de tension et le facteur de puissance au démarrage simultané des moteurs
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5
CHAPITRE 5. ANNEXES
Figure 5.11 – Chute de tension et le facteur de puissance pour au régime permanent
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