Parc éolien de Midelt

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