Rapport de projet de fin d'étude : Réglage des protections HTB et transformateurs HTB-HTA au poste 90/33kV KMS

Département : Génie Electrique
Filière
: Génie des systèmes électriques
RAPPORT DE PROJET DE FIN D’ETUDE
Réalisé au sein de VINCI Energies
THEME :
REGLAGE DES PROTECTIONS DES LIGNES
HTB ET TRANSFORMATEURS HTB-HTA
Application au poste 90/33kV KMS au Sénégal
Soutenu le vendredi 03/07/2020 par :
Encadré par :
• Pr. A. BELFQIH (EE).
• Mr. DOUAS Aymane
• Mr. N. HALIL (EI).
Devant les membres du jury :
• Pr. A. HMIDAT
Président
• Pr. F. EL MARIAMI
Rapporteur
• Pr. A. BELFQIH
Encadrant ENSEM
• Mr. N. HALIL
Encadrant industriel
Promotion 2020
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Projet de fin d’étude
Dédicace
Je dédie ce travail à :
A Mon Dieu, mon espoir, grâce à ALLAH que je suis là… !
À mes chers parents, en témoignage de ma gratitude, si
grande qu’elle puisse être, pour tous les sacrifices qu’ils ont
consentis pour mon bien être et le soutien qu’ils m’ont
prodigué tout le long de mon éducation ;
À mes chères frères et sœurs, pour leur encouragement et leur
bonté qu’ils m’ont accordé, j’exprime ma profonde
reconnaissance et mon grand respect ;
À toute ma famille, Je dédie ce travail, expression de mon
grand amour avec tous mes vœux de bonheur et de prospérité
; À tous mes amis, qu’ils trouvent en ce travail, l’hommage de
ma gratitude, qu’aucun mot ne saurait l’exprimer, pour leur
attachement durant ces longues années ;
À tout le corps professoral de l'ENSEM ;
À tout le personnel du service contrôle commande à VINCI
Energies, ainsi mes collègues de stage et de classe GSE ;
A tous ceux qui m’ont aidé de près ou de loin, je leurs dédie cet
humble travail en reconnaissance de leur inestimable soutien
durant ce long parcours.
M.DOUAS Aymane
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Projet de fin d’étude
Remerciements
Avant tout développement sur cette expérience professionnelle, il
apparaît opportun de commencer ce rapport de stage par des
remerciements.
Je tiens d’abord à remercier ALLAH le tout puissant de m'avoir donné la
foi et de m'avoir permis d'en arriver là.
Je tiens à remercier mon cher encadrant pédagogique Pr. BELFQIH
Abdelaziz pour son suivi, son soutien moral et professionnel afin
d'’effectuer ce stage dans les meilleures conditions.
Également, je remercie mon maître de stage M. HALIL Naceur qui m’a
formé et accompagné tout au long de cette expérience professionnelle
avec beaucoup de patience et de pédagogie,
et qui m’a prêté une main forte afin de passer ce stage dans les
meilleures conditions.
Mes sincères remerciements à l’ensemble
du personnel de Vinci-Energies pour les conseils qu’ils ont pu nous
prodiguer au cours de cette période.
Enfin j’exprime mes sincères remerciements à
mes parents, frères, sœurs, tantes, oncles et amis
pour le soutien moral et les encouragements. Leur présence et leur
patience nous ont été d'un très grand soutien.
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Projet de fin d’étude
Résumé
Le présent rapport décrit le travail réalisé en guise du projet de fin des études
de quatre mois que j’ai effectué au sein de Vinci-Energies dans le cadre de la
formation d’ingénieur de l’Ecole Nationale Supérieure de l’Electricité et de la
Mécanique (ENSEM).
Ce projet de stage traite la réalisation d’un guide de réglage des protections.
Ce projet est élaboré en quatre parties. La première partie consiste à établir le plan
de protection en HT après avoir analysé les différentes contraintes et le principe
d’élaboration de ce dernier. La deuxième partie est consacrée à la réalisation d’une
application informatique dédiée aux calculs des réglages des protections. La
troisième partie traite la protection du poste KMS 90/33 kV, à travers l’étude des
courants de court-circuit qui serait la base du réglage des éventuels relais choisis afin
de répondre aux fonctions de protection tout en assurant une coordination sélective
entre les différents équipements du réseau de l’installation. Et enfin la dernière partie
est réservée à la simulation de l’écoulement de puissance, les courants de courtcircuit et les protections sur ETAP.
Mots clés : Poste THT, réseau électrique, jeu de barres, application
informatique, plan de protection, Réglage de protection, Court-circuit.
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Projet de fin d’étude
Abstract
This report describes the work carried out as a four-month end-of-studies
project that I carried out within the Vinci-Energies as part of the engineering training
of the National School of Electricity and Mechanics (ENSEM).
This internship project deals with the development of a protection guide, this
project is developed in four parts. The first part consists in establishing the HV
protection plan after having analyzed the various constraints and the principle of its
development. The second part is devoted to the creation of a computer application
dedicated to the calculation of protection parameters. The third part deals with the
protection of the KMS 90/33 kV substation, through the study of short-circuit
currents which would serve as a basis for the configuration of the chosen relays, in
order to respond to the protection plan while ensuring selective coordination
between the different equipment in the installation network. Finally, the last part is
reserved for the simulation of power flows, short-circuit currents and protections on
ETAP.
Key words: HV substation, electrical network, busbar, computer application,
protection plan, Protection setting, Short-circuit.
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Projet de fin d’étude
Sommaire
INTRODUCTION GENERALE ...............................................................................16
Chapitre 1 : PRESENTATION DE LA SOCIETE D’ACCUEIL ET DU PROJET :
INTRODUCTION ............................................................................................................. 18
I.
II. Présentation de l’organisme d’accueil ............................................................................... 18
II.1. Généralités ..................................................................................................................... 18
II.2. Implantation de Vinci-Energies dans le monde : ........................................................... 18
II.3. Implantation de Vinci-Energies au Maroc : ................................................................... 19
II.4. Fiche technique de Vinci-Energies : .............................................................................. 20
II.5. Domaine d’activité de Vinci-Energies Maroc : ............................................................. 20
II.6. Organigramme de l’entreprise : ..................................................................................... 22
III.
Description du projet et du cahier des charges ............................................................... 24
III.1. Présentation du projet : ................................................................................................. 24
III.2. Présentation du cahier des charges : ............................................................................. 24
III.3. Planification du projet : ................................................................................................ 24
III.4. Outils de travail : .......................................................................................................... 26
IV. CONCLUSION : ………………………………………………………………………….26
Chapitre 2 : PLANS DE PROTECTION ET REGLAGE DES LIGNES HTB ET
TRANSFORMATEURS HTB-HTA :
INTRODUCTION ............................................................................................................. 28
I.
II. Organisation d’un réseau de transport d’énergie ............................................................... 28
II.1. Organisation d’un réseau de transport d’énergie .......................................................... 28
II.2. Généralités sur les postes haute tension ....................................................................... 29
II.2.1. Principaux Constituants d’un poste électrique THT/HT ....................................... 30
III.
Elaboration des plans de protection ............................................................................... 34
III.1. Les contraintes d’élaboration d’un plan de protection ................................................. 34
III.2. Les fonctions de protection........................................................................................... 36
III.3. Constitution d’un plan de protection ............................................................................ 36
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Projet de fin d’étude
III.4. Plan de protection d’un départ HTB ............................................................................. 37
III.5. Plan de protection d’un transformateur HTB/HTA ...................................................... 38
IV.
Réglage des protections .................................................................................................. 39
IV.1. Protection de distance (AINSI 21) ............................................................................... 39
IV.2. Protection à maximum de puissance résiduelle (ANSI 32N) ....................................... 42
IV.3. Détection de rupture de conducteur (ANSI 46BC) ...................................................... 43
IV.4. Protection différentielle ligne (ANSI 87L) .................................................................. 44
IV.5. Protection à minimum de tension (ANSI 27) ............................................................... 46
IV.6. Protection à maximum de tension (ANSI 59) .............................................................. 46
IV.7. Protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59N) ........................................... 47
IV.8. Protection de surcharge (ANSI 49) .............................................................................. 47
IV.9. La protection de défaillance disjoncteur (ANSI 50BF) ................................................ 48
IV.10. Contrôle de synchronisme (ANSI 25) ........................................................................ 48
IV.11. Réenclencheur (ANSI 79) .......................................................................................... 48
IV.12. Relais BUCHHOLZ (ANSI 95) ................................................................................. 49
IV.13. Protection masse-cuve (ANSI 64) .............................................................................. 50
IV.14. Protection de température (AINSI 38) ....................................................................... 51
IV.15. Protection différentielle Transformateur (ANSI 87T)................................................ 51
IV.16. Protection de terre restreinte (ANSI 64REF) ............................................................. 53
IV.17. Protection à maximum de courant (ANSI 50-51-50N-51N) ...................................... 54
V. CONCLUSION .................................................................................................................. 57
Chapitre 3 : ELABORATION D'UNE APPLICATION INFORMATIQUE POUR LE
REGLAGE DES PROTECTIONS :
INTRODUCTION ............................................................................................................. 59
I.
II. Conception de l’application ............................................................................................... 59
II.1. Présentation de l’outil de travail .................................................................................... 59
II.2. Page d’accueil de l’application ...................................................................................... 60
II.3. Variables d’entrées de l’application............................................................................... 60
II.4. Feuille de réglage des protections .................................................................................. 63
III.
Programme VBA des Boutons, Forms et Modules de l’application (ANNEXE 3) ....... 66
IV.
La valeur ajoutée de l'application……….……………………………………….…….66
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Projet de fin d’étude
IV.
CONCLUSION : ............................................................................................................ 66
Chapitre 4 : REGLAGE DES PROTECTIONS DU POSTE KMS 90/33 kV-SENEGAL :
INTRODUCTION ............................................................................................................. 68
I.
II. Schéma électrique du poste KMS 90/33 kV. ..................................................................... 68
II.1. Les tranches constitutives du poste ................................................................................ 68
II.2. Schéma unifilaire du poste (voir ANNEXE 4) : ............................................................ 69
III.
Choix des relais de protection : ...................................................................................... 69
IV.
Plan de protection et de mesure du poste source KMS 90/33kV : ................................. 70
V. Protection de départ 90 kV SAKAL .................................................................................. 70
V.1. Les exigences du cahier des charges ............................................................................. 70
V.2. Réglage des protections ................................................................................................. 71
VI.
Protection des transformateurs 90/33 kV ....................................................................... 76
VI.1. Les exigences du cahier des charges ............................................................................ 76
VI.2. Réglage des protections ................................................................................................ 77
VII.
Protection des arrivées transformateurs 33 kV .............................................................. 79
VII.1. Les exigences du cahier des charges ........................................................................... 79
VII.2. Réglage des protections .............................................................................................. 79
VIII. Protection des départs 33 kV .......................................................................................... 80
VIII.1. Les exigences du cahier des charges ......................................................................... 80
VIII.2. Réglage des protections ............................................................................................. 81
IX.
Protection des départs TSA ............................................................................................ 82
IX.1. Réglage des protections ................................................................................................ 83
X. Comparaison avec les réglages à partir de l’application .................................................... 83
XI.
Architecture système contrôle commande numérique ................................................... 84
XII.
CONCLUSION .............................................................................................................. 86
Chapitre 5 : SIMULATION SUR ETAP :
I.
INTRODUCTION ............................................................................................................. 88
II. Présentation de l’outil de travail ........................................................................................ 88
III.
Etablissement du schéma sur ETAP............................................................................... 89
10
Projet de fin d’étude
IV.
Simulation de l’écoulement de puissance ...................................................................... 92
IV.1. Modélisation des composantes du réseau électrique .................................................... 92
IV.2. Formulation pour l’écoulement de puissance ............................................................... 94
IV.3. Simulation .................................................................................................................... 94
V. Simulation des courts-circuits ............................................................................................ 96
VI.
Simulation des protections ............................................................................................. 98
VII.
CONCLUSION ............................................................................................................ 104
CONCLUSION GENERALE ..................................................................................105
Références : ............................................................................................................106
ANNEXES...............................................................................................................107
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Projet de fin d’étude
Liste des figures
Figure 1 : Implantation de VINCI-ENERGIES dans le monde ........................................................... 19
Figure 2 : Implantation de VINCI-ENRGIES dans le MAROC .......................................................... 19
Figure 3 : Organigramme de VINCI-ENERGIES MAROC ................................................................ 23
Figure 4 : Diagramme de GANTT ....................................................................................................... 25
Figure 5 : Organisation d'un réseau de transport d'énergie. ................................................................. 28
Figure 6 : Les différents éléments d'un poste électrique ...................................................................... 30
Figure 7 : jeux de barres flexibles ........................................................................................................ 30
Figure 8 : jeux de barres rigides ........................................................................................................... 30
Figure 9 : position d'Appareillage électrique d’interruption ................................................................ 31
Figure 10 : Transformateur de puissance ............................................................................................. 32
Figure 11 : Transformateur de courant ................................................................................................ 33
Figure 12 : Transformateur de tension ................................................................................................. 33
Figure 13 : transformateurs combinés .................................................................................................. 34
Figure 14 : Plan de protection d'un départ haute tension .................................................................... 38
Figure 15 : Plan de protection d'un transformateur haute tension........................................................ 39
Figure 16 : caractéristique de relais de distance .................................................................................. 41
Figure 17 : Les stades de réglage de la protection de distance ............................................................ 41
Figure 18 : Sommation des courants différentiels ............................................................................... 44
Figure 19 : La caractéristique de fonctionnement de l'élément différentiel de relais de protection .... 45
Figure 20 : Dessin technique de relais BUCHHOLZ .......................................................................... 50
Figure 21 : Principe de fonctionnement de la protection différentielle transformateur ....................... 51
Figure 22 : Courbe à pourcentage de la protection différentielle transformateur ................................ 52
Figure 23 : Principe de fonctionnement de la protection de terre restreinte ........................................ 53
Figure 24 : Courbe à pourcentage de la protection de terre restreinte ................................................. 54
Figure 25 : Protection à temps indépendant ......................................................................................... 56
Figure 26 : Protection à temps dépendant ............................................................................................ 56
Figure 27 : Mesure du courant résiduel ............................................................................................... 57
Figure 28 : Microsoft Visual basic pour les applications..................................................................... 59
Figure 29 : Page d'accueil de l'application ........................................................................................... 60
Figure 30 : Interface choix de relais pour Transformateur .................................................................. 60
Figure 31 : Interface choix de relais pour ligne ................................................................................... 60
Figure 32 : Formulaire de saisie des données des réducteurs de mesure ............................................. 61
Figure 33 : Formulaire de saisie des données de ligne ........................................................................ 61
Figure 34 : Formulaire de saisie des données de transformateur ......................................................... 62
Figure 35 : les données nécessaires pour calculer les réglages ............................................................ 62
Figure 36 : vue global de feuille des réglages ...................................................................................... 63
Figure 37 : Réglage de la protection de distance sur excel .................................................................. 64
Figure 38 : Réglage de la protection à maximum de puissance résiduelle sur excel ........................... 64
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Projet de fin d’étude
Figure 39 : Réglage de la protection différentielle de ligne sur excel ................................................. 64
Figure 40 : Réglage de la protection différentielle de transformateur sur excel .................................. 65
Figure 41 : Réglage de la protection à maximum de courant sur excel ............................................... 65
Figure 42 : Réglage de la protection à maximum et minimum de tension sur excel ........................... 65
Figure 43 : Plan de protection de départ SAKAL 90kV ...................................................................... 71
Figure 44 : Plan de protection de transformateur 90/33 kV KMS ....................................................... 77
Figure 45 : Plan de protection arrivée transformateur ......................................................................... 79
Figure 46 : Plan de protection de départ 33kV .................................................................................... 81
Figure 47 : Départ TSA........................................................................................................................ 82
Figure 48 : Architecture système contrôle commande numérique....................................................... 85
Figure 49 : Architecture contrôle commande en anneau ..................................................................... 86
Figure 50 : Classification des fonctions de logiciel ETAP .................................................................. 88
Figure 51 : Etablissement du schéma sur Interface EDIT du logiciel ETAP....................................... 89
Figure 52 : Configuration des TT ........................................................................................................ 89
Figure 53 : Configuration des TC ........................................................................................................ 89
Figure 54 : Configuration de transformateur de puissance .................................................................. 90
Figure 55 : Configuration de couplage du transformateur ................................................................... 90
Figure 56 : Configuration des impédances de transformateur ............................................................. 91
Figure 57 : Configuration de ligne de transport ................................................................................... 91
Figure 58 : Configuration des câbles ................................................................................................... 91
Figure 59 : Représentation d'un quadripôle ......................................................................................... 92
Figure 60 : Modélisation d'un générateur ............................................................................................ 92
Figure 61 : Modélisation d'une ligne ................................................................................................... 93
Figure 62 : Élément shunt .................................................................................................................... 93
Figure 63 : Simulation de l'écoulement de puissance réseau 90 kV .................................................... 95
Figure 64 : Simulation de l'écoulement de puissance réseau 33 kV .................................................... 95
Figure 65 : Simulation de court-circuit biphasé au niveau de jeu de barres 90 kV ............................. 96
Figure 66 : Simulation de court-circuit biphasé au niveau de départ 90kV ......................................... 97
Figure 67 : Simulation de court-circuit biphasé au niveau de jeu de barres 33 kV ............................. 97
Figure 68 : Simulation de court-circuit biphasé au niveau de départ 33 kV ........................................ 98
Figure 69 : Librairie des relais (ETAP) ............................................................................................... 99
Figure 70 : Réglage de protection MAXI départ 33kV sur ETAP ....................................................... 99
Figure 71 : Réglage de protection MAXI arrivée 33kV sur ETAP ................................................... 100
Figure 72 : Réglage de protection 87T sur ETAP .............................................................................. 100
Figure 73 : Sélectivité pour un défaut dans un départ 33kV .............................................................. 101
Figure 74 : Courbe de coordination entre les relais : Départ 33 kV/Arrivée 33 kV/ Arrivée transfo
90kV................................................................................................................................................... 102
Figure 75 : Sélectivité pour un défaut au niveau de JDB 33 kV ........................................................ 103
Figure 76 : Courbe de coordination entre les relais : Arrivée 33 kV/ Arrivée transfo 90kV ............. 104
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Projet de fin d’étude
Liste des tableaux
Tableau 1 : Fiche technique de VINCI Energies Maroc ...................................................................... 20
Tableau 2 : planning des tâches ........................................................................................................... 25
Tableau 3 : Code ANSI des fonctions de protections .......................................................................... 36
Tableau 4 : Les zones de réglage de la protection de distance ............................................................ 42
Tableau 5: Réglage de l'antipompage .................................................................................................. 42
Tableau 6 : Seuils de réglage de la protection à maximum de puissance résiduelle ............................ 43
Tableau 7 : Seuil de réglage de la protection contre rupture de conducteur ........................................ 44
Tableau 8 : Seuils de réglage de la protection différentielle ligne ....................................................... 46
Tableau 9 : Seuils de réglage de la protection à minimum de tension ................................................. 46
Tableau 10 : Seuils de réglage de la protection à maximum de tension .............................................. 46
Tableau 11 : Seuils de réglage de la protection à maximum de tension résiduelle .............................. 47
Tableau 12 : Seuils de réglage de la protection contre les surcharges thermiques .............................. 47
Tableau 13 : Seuils de réglage de la protection de défaillance disjoncteur ......................................... 48
Tableau 14 : Seuils de réglage des temporisations de réenclenchement .............................................. 49
Tableau 15 : Seuils de réglage de la protection de température ........................................................... 51
Tableau 16 : Seuils de réglage de la protection de terre restreinte....................................................... 54
Tableau 17 : Les formules pour calculer les court-circuit CEI 60-909 ................................................ 55
Tableau 18 : Seuils de réglage de la protection MAX I-phase ............................................................ 56
Tableau 19 : Seuils de réglage de la protection MAX I-terre .............................................................. 57
Tableau 20 : Classification des fonctions de protection par chaque tranche ....................................... 69
Tableau 21 : Relais choisis pour chaque tranche ................................................................................. 70
Tableau 22 : Caractéristiques de la ligne 90kV ................................................................................... 72
Tableau 23 : Réglages de Relais P545 ligne 90kV KMS .................................................................... 74
Tableau 24 : Réglages de Relais P444 ligne 90kV KMS .................................................................... 76
Tableau 25 : Caractéristiques de transformateur.................................................................................. 78
Tableau 26 : Réglages de protection principale P642 .......................................................................... 78
Tableau 27 : Réglages de protections Secours P14D ........................................................................... 79
Tableau 28 : Réglages de relais P139 arrivée transformateur .............................................................. 80
Tableau 29 : Caractériqtiques de cable ................................................................................................ 81
Tableau 30 : Réglages de relais P139 départ 33 kV ............................................................................ 82
Tableau 31 : Réglages de relais P139 de départ TSA .......................................................................... 83
Tableau 32 : Comparaison entre le calcul manuel et le calcul fait par l’application ........................... 84
Tableau 33 : Classification des barres................................................................................................. 94
Tableau 34 : Résultats théorique des courants de court-circuit............................................................ 98
Tableau 35 : Séquence du déclenchement des disjoncteurs ............................................................... 101
Tableau 36 : Séquence du déclenchement des disjoncteurs pour un défaut au niveau de JDB 33 kV
............................................................................................................................................................ 102
14
Projet de fin d’étude
Liste des abréviations
ANSI : Institut de Normalisation Américaine ;
CCN : Contrôle Commande Numérique ;
CEI (IEC) : Commission électrotechnique internationale (International Electrotechnical
Commission) ;
HTB : haute tension classe B ;
HTA : haute tension classe A ;
IEEE : Institut des Ingénieurs Électriciens et Électroniciens ;
JDB : Jeux De Barre ;
MALT : Mise à la terre ;
SCADA : Système d'acquisition et de contrôle de données « Supervisory Control And Data
Acquisition ».
TC : Transformateur de Courant ;
TSA : Transformateur des Services Auxiliaires ;
TT : Transformateur de Tension ;
15
Projet de fin d’étude
INTRODUCTION GENERALE
Les réseaux électriques permettent un aiguillage des flux électriques entre la production en
amont et la consommation en aval. Leur grande diffusion et leurs caractéristiques critiques de
disponibilité nécessitent la mise en œuvre d’équipements de protection extrêmement rapides
permettant d’une part d’isoler les sections de réseau en défaut et d’autre part de piloter à distance
la reconfiguration de certaines branches de réseau selon les incidents encourus ou les campagnes
de mise en retrait de certains équipements.
Ceci nécessite la mise en œuvre d’équipements de protection, de contrôle et d’automatisme
dans chacun des postes électriques des réseaux de transport et de distribution. Alors que ces
technologies ont progressivement migré vers les technologies numériques dans les postes de
transport critiques des réseaux, une part importante d’automatisation reste à réaliser au niveau des
réseaux de distribution pour permettre une interaction bidirectionnelle avec les nouveaux
consommateurs énergétiques.
C’est dans ce cadre que s’inscrit mon projet de fin d’études au sein de Vinci-Energies, qui
consiste entre autres à élaborer une étude des systèmes de protection afin de réaliser une
application informatique permettant de calculer les réglages des différentes protections des lignes
HTB et transformateurs HTB/HTA.
Ce rapport présente l’intégralité des démarches poursuivies pour la réalisation de cette
application, en commençant par l’analyse, la compréhension des besoins du cahier des charges et
des règles nécessaires au réglage des différentes protections des lignes et des transformateurs haute
tension, et finalisant par une simulation sur ETAP.
Afin d’accomplir les tâches attribuées, l’étude sera articulée sur cinq grands chapitres :
•
Le 1er chapitre consiste à présenter l’entreprise dont se déroule notre stage et à faire une
analyse du cahier des charges.
•
Le 2ème chapitre présente des généralités autour des postes THT/HT, le principe
d’élaboration d’un plan de protection en HT, et les réglages des fonctions de protection.
•
Le 3ème chapitre englobe les étapes de réalisation de l’application.
•
Le 4ème chapitre est dédié aux calculs des réglages des protections du poste KMS 90/33 kV.
•
Le 5ème chapitre est réservé à la simulation de l’écoulement de puissance, les courants de
court-circuit et les protections sur ETAP.
16
CHAPITRE 1
17
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
I.
INTRODUCTION
onnaître l’entreprise dans son organisation, ses secteurs d’activités et s’imprégner de sa
culture a été une étape primordiale avant d’amorcer notre projet. En effet, nous allons
essayer d’établir un enchaînement logique qui consiste d’abord à présenter d’une manière
générale « VINCI Energies », plus particulièrement sa filiale « OMEXOM », pour ensuite
identifier la problématique et le besoin à satisfaire, et enfin présenter un planning préliminaire
convenu des tâches à réaliser pour guider globalement la réussite de la mission qui nous a été
allouée.
C
Présentation de l’organisme d’accueil
II.
II.1. Généralités
Vinci Energies est l’un des acteurs majeurs dans les domaines d’activité suivantes :
•
•
•
•
•
Energie,
Transport,
Industrie,
Télécommunication,
Tertiaire.
Ce groupe rassemble des professionnels qui travaillent au service des collectivités publiques, des
opérateurs et des entreprises dans le but de déployer, équiper, faire fonctionner et optimiser leur
infrastructure d’énergie de transport et de communication, leurs sites industriels et leurs bâtiments.
C’est aussi un acteur clé en matière d'efficacité énergétique et d'énergies renouvelables.
Le groupe Vinci-Energies regroupe un total de 1500 entreprises à travers le monde dont 26 se
trouvent au Maroc. Chacune de ces entreprises appartient à l’une des six marques fédératrices
d’expertises développées par le groupe afin de mieux accompagner ses clients dans leurs projets.
Ces marques sont :
•
•
•
•
•
•
Omexom,
Actemium,
Axians,
Cegelec,
Exprom Facilities,
Graniou.
II.2. Implantation de Vinci-Energies dans le monde :
En l’espace de trois siècles, le Groupe VINCI Energies s’est développé dans 46 pays. Sur le plan
européen, VINCI Energies fait partie des premiers acteurs dans 6 pays : Allemagne, Suisse,
Belgique, Pays-Bas, Portugal et Roumanie. Hors d'Europe, VINCI Energies est présent en Afrique,
18
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
en Océanie, au Moyen Orient et dans les continents asiatique et américain. Il est le premier acteur
sur le marché marocain.
La figue 1 montre l’implantation de Vinci-Energies dans le monde ;
Figure 1 : Implantation de VINCI-ENERGIES dans le monde
II.3. Implantation de Vinci-Energies au Maroc :
Au Maroc, VINCI Energies est composé de différentes entreprises opérant sur l’ensemble du
Royaume ainsi qu’en Afrique de l’Ouest, comme le montre la figure 2.
19
Figure 2 : Implantation de VINCI-ENRGIES dans le MAROC
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
II.4. Fiche technique de Vinci-Energies :
ÉLEMENTS DE DESIGNATION
DONNEES CORRESPONDANTES
RAISON SOCIALE
VINCI Energies Maroc
FORME JURIDIQUE
Société anonyme
DOMAINES D’ACTIVITES
CHIFFRE D’AFFAIRE
Energie et électricité, automatismes,
instrumentation et contrôle, Technologies
d’information et de communication. Génie
climatique, mécanique, maintenance et services.
1.18 milliards de Dirhams(en 2019).
TOTAL EFFECTIF EMPLOYES
2 200 personnes.
IDENTIFICATION FISCALE
01660041
TELEPHONE
05-22-63-93-93
FAX
05-22-60-39-16
SIEGE SOCIAL
62, Boulevard Oqba Ibnou Nafia – Casablanca
E-MAIL
[email protected]
SITE WEB
http://www.vinci-energies.com/
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Tableau 1 : Fiche technique de VINCI Energies Maroc
II.5. Domaine d’activité de Vinci-Energies Maroc :
➢ Industrie Via Actemium : Partenaire incontournable de l’industrie marocaine et acteur majeur
de l’ingénierie électrique, l’automatisme et le processus industriel, Actemium Maroc
accompagne ses clients dans les stratégies d’optimisation, de modernisation et d’implantation
des installations industrielles.
20
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
Le domaine de l’industrie génère 32% du chiffre d’affaire du groupe.
L’offre Actemium Maroc est portée par 4 entreprises :
•
Actemium Chimie El Jadida :
Travaux notables : Instrumentation de la ligne de production d’acide à 98%, et adaptation des
lignes pour alimentation en pulpe de phosphates (Ligne Engrais).
•
Actemium Eau Maroc :
Travaux notables : Pompage et Télégestion (Station de prétraitement à Rabat 4m³/s, Alimentation
en eau de la centrale solaire Ouarzazate).
•
Actemium Mines Casablanca :
Travaux notables : Ligne pilote pour mine d’Or au Soudan, Ligne de broyage pour mine de cuivre
à Oumjerrane, 6 lignes de lavage de phosphate (30 M€), Ligne de broyage ciment à El Jadida.
•
Actemium Process Casablanca :
Travaux : Agroalimentaire, nutrition animale Automobile (Usine de Renault Tanger), maintenance
de la Raffinerie de Mohammedia.
➢ Tertiaire via Cegelec :
Existant au Maroc depuis 1946, Cegelec Maroc, leader sur le marché marocain et filiale du groupe
VINCI depuis 2010, conçoit, installe et maintien des systèmes dans le domaine tertiaire. Ce
domaine génère 32% du chiffre d’affaire du groupe.
Les activités de Cegelec Maroc se déploient dans les domaines suivants :
•
Electricité courant fort :
Postes MT/BT, Groupes électrogènes, Éclairage classique, d’ambiance et de sécurité et
Alimentation forces motrices.
•
Électricité courant faible :
Détection incendie et extinction automatique, Contrôle d’accès, interphonie et gestion technique
de la sécurité Sonorisation et télédistribution.
•
Génie climatique et fluide :
Fluides hôtellerie Fluides ensemble immobilier, Climatisation, Traitement de l’air, Distribution de
fluides, Chauffage.
•
Éclairage public et aménagement urbain.
21
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
➢ Infrastructures via Omexom et Graniou :
Omexom est la marque de Vinci Energies spécialisée dans la conception, réalisation et
maintenance d’ouvrage de production, transport, transformation et distribution d’électricité.
La construction des réseaux électriques haute tension et très haute tension est l'un des domaines
d'excellence d'Omexom.
Omexom est également une référence dans la mise en œuvre dans les stations de transformation
d'électricité : ses installations sont optimisées en termes de sécurité et sont bien intégrées dans leur
environnement.
Parmi les réalisations notables d’Omexom, on cite :
✓ 45 Postes THT sur 10 ans ,8 Postes 400 KV ,5 sous-stations pour le ferroviaire, 18 Postes
225 KV ,14 Postes 60 KV,
✓ 1100 km de Lignes 400 KV sur 5 ans.
➢ Graniou :
Graniou est la marque de Vinci-Energies spécialisée dans le domaine des infrastructures télécoms.
Au cœur des grandes évolutions (déploiement de la 4G et du FTTH, mutualisation des réseaux),
Graniou est un partenaire de confiance des opérateurs, équipementiers, collectivités locales et
gestionnaires d’infrastructures. L’expérience du réseau Graniou des grandes problématiques des
infrastructures télécoms lui permet de proposer à ses clients une expertise pointue basée sur des
offres globales.
Le domaine infrastructure génère 26% du chiffre d’affaire du groupe.
➢ Infrastructures via Axians :
Axians est la marque de Vinci Energies spécialisée dans les prestations d'intégration des
infrastructures réseaux et systèmes et dans les services associés dédiés aux systèmes
d'informations.
Axians Maroc est un intégrateur de solutions de communications voix, données et images
présentes sur l'ensemble du royaume du Maroc. Ils contribuent à l’installation des réseaux
informatiques et téléphoniques des entreprises.
Le domaine télécommunication génère 10% du chiffre d’affaire du groupe.
II.6. Organigramme de l’entreprise :
L’organigramme de la société « VINCI Energies » est synthétisé dans la figure3.
22
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
Omexom ligne THT/HT
Atelier charpente
Graniou
Direction
Infrastructure et
développements
Omexom Poste
Distribution Export/ Transport
Bureau d'étude infrastructures
Courant fort
Entreprise Electricité
Courant faible
Direction tertiaire
Entreprise Axians
Hôtellerie
Administrateur
Directeur
général
Entreprise Fluide
Ensemble immobilité
Froid industriel
Actemium Mines
Actemium Chimie
Direction Industrie
Actemium Eau
Actemium Process
Agence Agadir
Bureau d’étude
Industrie
Agence Tanger
Atelier filerie
Agence Marrakech
Direction agences
Agence Oujda
Agence Fès
BE. Agences régionales
Figure 3 : Organigramme de VINCI-ENERGIES MAROC
23
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
III.
Description du projet et du cahier des charges
III.1. Présentation du projet :
Le projet consiste à effectuer l’étude nécessaire pour la réalisation d’une application qui permet
de calculer les différents réglages des protections des lignes et des transformateurs HTB-HTA afin
de faciliter la tâche au personnel d’OMEXOM, et pour éviter plusieurs problématiques tel que les
pertes de temps et des efforts.
Pour tester l’éligibilité de l’application, il est demandé de faire une étude comparative des réglages
pour un poste 90/33kV KMS au Sénégal.
III.2. Présentation du cahier des charges :
Le travail demandé sur une période de quatre mois, consiste à :
•
•
•
•
•
•
Etablir les plans de protection en HT ;
Etudier le fonctionnement des protections des lignes et des transformateur HTB ;
Réaliser un guide de réglage des protections de lignes et des transformateurs de puissance
sous forme d’une application Visual basic sur Excel ;
Choisir des équipements contrôle-commande numérique CCN du poste KMS ;
Calculer les réglages des protections du poste KMS 90/33 kV ;
Simuler le réseau sur ETAP : Ecoulement de puissance, protections, courts circuits.
III.3. Planification du projet :
Le planning détaillé dans le tableau 3, est réalisé à l’aide du logiciel « MS Project » qui s’est
montré efficace et qui permet de :
•
•
•
•
•
Découper le projet en plusieurs tâches,
Agencer ces différentes tâches,
Donner une présentation graphique de l’ordonnancement de l’étude,
Analyser et interpréter les résultats de l'ordonnancement (repérer les tâches critiques,
calculer et comprendre les différentes marges),
Faire un suivi de cette tâche au fur et à mesure de l’avancement du projet.
Le diagramme de GANTT de ce travail est donné sur la figure 4.
24
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
1
✓
2
✓
3
✓
4
✓
5
✓
6
✓
7
✓
Projet de fin d'étude
Contexte de sujet de stage
Documentation
Généralités sur les postes HTB
Elaborer les plans de protection
en haute tension.
Etude de fonctionnement des
protections des lignes et des
transformateur HTB.
Réaliser un guide de réglage de
ces protections sous forme d’une
application Visual basic sur
Excel,
Réaliser le plan de mesure et
protection du poste KMS
90/33 kV, Choisir les
équipements contrôle commande
numérique CCN, Calculer les
réglages des protections du
4 mois
lundi
17/02/20
Mercredi
17/06/20
3 Semaines
Lundi
17/02/20
Vendredi
06/03/2020
2 Semaines
Lundi
09/03/20
Vendredi
20/03/20
5 semaines
Lundi
23/04/20
Mercredi
29/04/20
10 jours
Mercredi
29/04/20
Lundi
11/05/20
8 jours
Mardi
12/05/20
Vendredi
22/05/20
10 jours
Vendredi
22/05/20
Mardi
02/06/20
poste KMS 90/33 kV.
Simuler le réseau sur ETAP :
Ecoulement de puissance,
protections, courts circuits.
Tableau 2 : planning des tâches
Figure 4 : Diagramme de GANTT
25
Chapitre I : Présentation d’entité d’accueil
et contexte général du projet
III.4. Outils de travail :
Afin de bien mener ce projet, plusieurs logiciels dédiés au domaine de l'électricité ont été utilisés
à savoir :
➢ AutoCAD Electrical 2016 : C’est le logiciel de
DAO (dessin assisté par ordinateur), développé en
1982 par Autodesk, à l’origine pour les ingénieurs
en mécanique, aujourd’hui il est utilisé dans
plusieurs autres domaines (industrie, topographie,
électricité, architecture…etc.). Dans notre cas ce
logiciel est exploité pour dessiner les plans et
schémas synoptiques généraux des installations
électriques.
➢ ETAP : ETAP est la suite logicielle la plus
complète pour l’analyse, la conception, la
simulation, l’exploitation et l’automatisation des
réseaux électriques industriels, de distribution et
de
production.
Solution
professionnelle
entièrement intégrée, ETAP est aussi un système
intelligent de gestion de l’énergie en temps réel
pour contrôler, commander, automatiser, simuler
et optimiser le fonctionnement des réseaux
électriques. Etap sera utilisé pour l’analyse de
l’écoulement de puissance et des courts circuits et
la simulation des protections.
➢ Microsoft office : Word ; Excel ; Power point ; Le
pack Microsoft office est utile dans le traitement,
le calcul, l’organisation et la présentation des
informations et données.
IV.
CONCLUSION :
Dans ce chapitre introductif, nous avons présenté l’organisme d’accueil en termes
d’activités et d’organisation, ensuite nous avons situé le projet dans son cadre global. Par la suite,
nous allons présenter des généralités sur les réseaux électriques, les postes haute tension et les
plans de protection.
26
CHAPITRE 2
27
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
I.
INTRODUCTION
La première étape dans l’étude de protection d’un poste électrique est d’identifier l’architecture
globale du poste, afin d’avoir une idée bien claire sur l’ouvrage électrique. Dans ce chapitre, nous
présentons des généralités sur le réseau de transport d’énergie, les postes haute tension, les
contraintes et les principes d’élaboration d’un plan de protection et enfin La détermination des
réglages de chaque fonction de protection.
II.
Organisation d’un réseau de transport d’énergie
II.1. Organisation d’un réseau de transport d’énergie
Nous avons tracé à la figure 5, le schéma élémentaire d’un réseau électrique servant à transporter
l’énergie.
Figure 5 : Organisation d'un réseau de transport d'énergie.
L’électricité est facile à transporter et à utiliser ; c’est son principal intérêt. Mais elle ne peut pas
être stockée ; c’est son principal inconvénient. Elle est produite presque à 100% dans des centrales,
par une conversion mécanique électrique au moyen d’alternateurs.
L’énergie mécanique provient :
✓ Des turbines hydrauliques ou d’éoliennes, elles-mêmes entraînées par des chutes d’eau ou
par le vent (énergies mécaniques).
✓ Des turbines à vapeur ou à gaz, l’énergie thermique étant produite à partir d’énergie
chimique (combustion de mazout, de gaz, de bois ou de déchets ménagers) ou d’énergie
nucléaire (fission d’uranium).
28
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
A la sortie des groupes de production on fait élever la tension pour le transport. Le transport se fait
en haute tension, car les pertes dans la ligne haute tension est plus faible. Après le transport, On
abaisse par plusieurs transformations successives pour alimenter les réseaux de répartition, puis de
distribution.
Les réseaux de transport et d’interconnexion assurent la liaison entre les grands centres de
production et les grandes zones de consommation ainsi qu’avec les réseaux des gestionnaires de
réseaux voisins. L’électricité est distribuée par un réseau extrêmement dense de lignes aériennes
et de câbles souterrains jusque vers les consommateurs.
Ces réseaux sont, en grande part, constitués de lignes aériennes, Leur structure est soit en boucle
fermée, soit le plus souvent en boucle ouverte.
La norme NF C18-510 définit les niveaux de tension alternative comme suit :
▪
▪
La basse tension (BT)
✓ Basse tension : BT de 50V à 1000V
La haute tension (HT)
✓ Haute tension de classe A : HTA de 1000V à 50 kV
✓ Haute tension de classe B : HTB plus de 50 kV
II.2 Généralités sur les postes haute tension
Un réseau électrique est un système dont le poste constitue une pièce majeure dans la mesure où
c'est le lieu (le nœud) d'où le réseau est :
➢ Organisé (configuration de la topologie) ;
➢ Surveillé (fonction de monitoring) ;
➢ Protégé (action des protections).
Ils permettent principalement :
➢ D’éliminer les défauts en ne perdant qu’une section limitée du réseau (amélioration
de la continuité de service) ;
➢ D’effectuer la maintenance des liaisons en ne mettant hors tension qu’une section
limitée du réseau (amélioration de la continuité de service) ;
➢ D’améliorer la stabilité des réseaux de transport en assurant un maillage serré.
29
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
II.2.1 Principaux Constituants d’un poste électrique THT/HT
1. Ligne électrique primaire
7. Transformateur de courant
2. Câble de garde
8. Parafoudre
3. Ligne électrique
9. Transformateur (de puissance)
4. Transformateur de tension
10. Bâtiment secondaire
5. Sectionneur
11. Clôture
6. Disjoncteur
12. Ligne électrique secondaire
Figure 6 : Les différents éléments d'un poste électrique
II.2.1.1. Jeux de barres
Constitue l’artère du poste, distribuant l’énergie aux différents départs, En HT on utilise
principalement deux technologies pour les jeux de barres :
✓ Jeux de barres dits posés, consistant en des tubes reposant sur des isolateurs ;
✓ Jeux de barres dits tendus, consistant en des conducteurs flexibles suspendus par
des chaînes d'isolateurs à des structures métalliques dites portiques (voir photo cicontre).
Figure 7 : jeux de barres flexibles
Figure 8 : jeux de barres rigides
30
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
II.2.1.2. Appareillage électrique d’interruption HT
Sectionneur et sectionneur de mise à la terre
Sectionneur de jeu de barres
Jeu de barres
Réducteur de mesure
Disjoncteur
Figure 9 : position d'Appareillage électrique d’interruption
➢ Sectionneurs :
Les sectionneurs sont utilisés pour isoler une portion de circuit sur laquelle on veut effectuer des
travaux ou que l’on souhaite mettre hors tension. Ce sont des organes de sécurité qui peuvent être
verrouillés électriquement et mécaniquement en position d’ouverture et qui, dans le cas de matériel
conventionnel, ont une coupure visible dans l’air.
Les sectionneurs doivent être, par ailleurs, de construction simple et robuste, afin de nécessiter un
minimum d’entretien et d’éviter des mises hors service de jeux de barres qui pénaliseraient
l’exploitation.
➢ Disjoncteurs à haute tension :
Un disjoncteur est destiné à établir, supporter et interrompre des courants, sous sa tension assignée
(tension maximale du réseau), dans les conditions normales de service et dans les conditions
anormales spécifiées (court-circuit, discordance de phases ...).
Le temps de fonctionnement des disjoncteurs modernes (ouverture des pôles et coupure du
courant) étant de l’ordre de 30 à 50 ms.
➢ Parafoudres :
Selon la commission électrotechnique internationale, un parafoudre est un appareil destiné à
protéger le matériel électrique contre les surtensions transitoires élevées et à limiter la durée et,
souvent, l'amplitude du courant de suite, il est considéré comme faisant partie du « parasurtension
31
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
» tout éclateur extérieur en série, nécessaire au bon fonctionnement de l'appareil lorsqu'il est en
service, que la fourniture comprenne ou non cet éclateur.
II.2.1.3. Transformateur de puissance
Servent à élever ou abaisser le niveau de tension d’une source électrique alternative.
Un transformateur est constitué de plusieurs bobines de cuivre couplées entre elles par un circuit
magnétique (sauf dans le cas particulier des autotransformateurs). On envoie un courant alternatif
sur un enroulement d'entrée (appelé primaire), ce qui génère un champ magnétique transmis par
l'intermédiaire du circuit magnétique à un enroulement secondaire, qui génère à son tour une
tension de sortie dépendant du ratio des nombres de spires des deux enroulements.
Figure 10 : Transformateur de puissance
II.2.1.4. Réducteurs de mesure
➢ Transformateur de courant :
Cet appareil est destiné à alimenter les protections et les équipements de mesure et de comptage.
Les performances requises sont très différentes, suivant qu'il s'agit d'alimenter une protection
contre les courts-circuits ou un autre équipement : la première doit recevoir une image correcte
d'un courant dont la valeur peut être très élevée, et qui peut comporter une composante transitoire,
alors que les autres doivent recevoir une image précise d'un courant permanent inférieur ou égal
au courant nominal. C'est pourquoi le réducteur de courant comprend au minimum deux
enroulements, sur deux noyaux distincts.
32
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
Figure 11 : Transformateur de courant
➢ Transformateur de tension :
Selon la définition donnée par la Commission électrotechnique internationale, un transformateur
de tension est un transformateur de mesure dans lequel la tension secondaire est, dans les
conditions normales d'emploi, pratiquement proportionnelle à la tension primaire et déphasée par
rapport à celle-ci d'un angle voisin de zéro, pour un sens approprié des connexions. Il s'agit donc
d'un appareil utilisé pour la mesure de fortes tensions électriques. Il sert à faire l'adaptation entre
la tension élevée d'un réseau électrique HTA ou HTB et l'appareil de mesure ou le relais de
protection, qui eux sont prévus pour mesurer des tensions de l'ordre de la centaine de volts.
Figure 12 : Transformateur de tension
➢ Les transformateurs combinés :
Les transformateurs combinés de mesure sont des unités destinées au service externe ; contenant
à l’intérieur un transformateur de courant et un transformateur de tension inductif. Son application
est donc, identique aux appareils indépendants. Celle-ci consiste à la séparation entre le circuit
33
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
d’haute tension et les instruments de mesure, des compteurs, des relais, etc. ; et réduit les intensités
et les tensions à des valeurs maniables et proportionnelles aux primaires d'origine.
Les transformateurs combinés sont particulièrement étudiés pour être installés dans les ouvrages
ou l’espace, ou bien le coût, ne permettent pas d’utiliser appareils indépendants.
Figure 13 : transformateurs combinés
III.
Elaboration des plans de protection
Le plan de protection d’un réseau est l’association des dispositions qui concourent à la protection
de tous les ouvrages qui le constituent, en vue d’atteindre un niveau de performances spécifié :
temps d’élimination des défauts, sélectivité, sûreté.
Ces dispositions comprennent :
✓ Le système de protection de chacun des ouvrages du réseau ;
✓ La coordination entre systèmes offrant les uns par rapport aux autres la sélectivité
recherchée ainsi que des possibilités de secours mutuels.
III.1. Les contraintes d’élaboration d’un plan de protection
➢ La Coordination d’isolement :
On entend par coordination de l’isolement, l'ensemble des mesures qui sont prises pour éviter des
décharges disruptives de perforation ou de contournement dans le matériel des installations. Ces
conditions sont obtenues en respectant des tensions de tenue minimales pour les diverses parties
des installations. Par une gradation des tensions d'essai, on obtient ainsi une coordination de
l'isolement correcte.
➢ La Stabilité de réseau :
On sait que le réseau peut subir soit une perte de stabilité statique, soit une perte de stabilité
dynamique.
34
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
La première ne peut être évitée qu'en construisant un réseau comportant un nombre suffisant de
liaisons, Elle influe cependant sur le choix de certaines options du système de protection, par
exemple les dispositions prises pour éviter le double déclenchement triphasé sur double défaut
monophasé, car la perte d'une ligne faire perdre la stabilité statique.
La seconde, est directement liée au temps d'élimination des défauts. C'est pourquoi, pour définir
un plan de protection, il faut effectuer des simulations, ces études portent sur différents scenarii,
certains étant très probables, d'autres beaucoup moins. Ils prennent en compte des hypothèses de
croissance de la consommation, des hypothèses climatiques, des hypothèses de disponibilité des
centrales.
Elles conduisent à définir un temps maximal d'élimination des défauts triphasés hors défaillance.
Sur le réseau 400 kV, le temps demandé est de 110 ms pour l'élimination totale des défauts en
ligne, et 140 ms sur les barres. Pour les autres niveaux de tension, il a été fixé à 250 ms.
➢ Tenue des matériels :
En ce qui concerne les efforts électrodynamiques, les matériels haute tension, ainsi que les
dispositions de postes, sont spécifiées pour un courant de court-circuit donné, mais la durée
maximale d'application de ce courant n'est pas précisée.
Compte tenu de la technologie des postes installés, les défauts doivent être éliminés en moins de
300 ms
➢ Temps d'îlotage des centrales :
Lorsqu'un défaut triphasé apparaît à proximité d'une centrale de production, ses auxiliaires
reçoivent une tension trop faible. Les différents organes de la centrale, et il faut rapidement séparer
la centrale du réseau, de telle sorte qu'elle puisse fournir une tension correcte à ses auxiliaires.
C'est ce que nous avons appelé l'îlotage, Avant échéance de ce temps, toutes les possibilités
d'élimination des défauts, normales ou en secours, doivent avoir été épuisées, car la manœuvre
d'îlotage provoque de fortes contraintes sur la centrale, dues à la chute brutale de la puissance
fournie. Pour les centrales thermiques à charbon, ce temps est de 3 secondes.
➢ Présence de câble de garde :
Si les lignes sont systématiquement équipées de câbles de garde, les défauts résistants sont rares,
et les protections homopolaires peuvent être simplifiées, sauf sur les réseaux sujets à des
contraintes particulières.
Le réseau national n'est équipé de câbles de garde que sur les lignes récentes. Les protections
homopolaires sont indispensables.
➢ Qualité d'alimentation de la clientèle :
35
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
La qualité de fourniture d'énergie à la clientèle concerne essentiellement la forme de l'onde de
tension qui lui est fournie, Cette tension, qui doit être sinusoïdale, peut être perturbée par plusieurs
phénomènes. Pour chacun d'eux, sont impliqués d'une part le système de production - transport,
Ils conditionnent les performances du système de protection dans les parties du réseau de transport,
d’autre part les clients seraient tenus de ne pas émettre sur le réseau un taux d'harmoniques
supérieur à un seuil donné.
III.2. Les fonctions de protection
Dans le code ANSI « American National Standards Institute », on présente les différentes fonctions
de protections pour les défauts les plus fréquents dans le réseau électrique. L’utilité du code ANSI
est de normaliser les fonctions de protections. Il associe à chaque fonction un chiffre standard
connu chez tous les fabricants des équipements contrôle commande.
N°
CODE ANSI DES FONCTIONS DE PROTECTIONS
DESCRIPTION
N°
DESCRIPTION
21
21B
25
27
32N
49
50
50BF
50N
51
51N
59
59N
Protection de distance
Minimum d’impédance
Contrôle de synchronisme
Minimum de tension
Maximum de puissance résiduelle
Image thermique
Maximum de courant phase instantanée
Défaillance disjoncteur
Maximum de courant terre instantanée
Maximum de courant phase temporisée
Maximum de courant terre temporisée
Maximum de tension
Maximum de tension résiduelle
64REF
67
67N
78PS
79
81H
81L
87B
87G
87L
87M
87T
85
Différentielle de terre restreinte
Maximum de courant phase directionnelle
Maximum de courant terre directionnelle
Perte de synchronisme
Réenclencheur
Maximum de fréquence
Minimum de fréquence
Différentielle jeu de barres
Différentielle générateur
Différentielle ligne
Différentielle moteur
Différentielle transformateur
Fils pilotes ou CPL
Tableau 3 : Code ANSI des fonctions de protections
III.3. Constitution d’un plan de protection
Dans un plan de protection en trouve :
•
Les protections contre les courts-circuits de deux types :
➢ Les protections spécifiques à un ouvrage. Elles protègent cet ouvrage de manière très
rapide et très précise, mais sont incapables, en cas de court-circuit sur un autre ouvrage et
de défaillance de ses protections, de le secourir par un déclenchement temporisé. Elles sont
appelées « protections à sélectivité absolue ».
Ce sont :
✓ Les protections différentielles et à comparaison de phase,
36
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
✓ La protection Buchholz,
✓ Les protections masse- cuve et masse- câble,
➢ Les protections capables d'émettre en secours des ordres de déclenchement destinés à
éliminer un défaut situé sur un autre ouvrage (secours éloigné). Elles sont appelées «
protections à sélectivité relative ».
Ce sont :
✓ La protection de distance,
✓ La protection homopolaire,
✓ La protection d'antenne passive,
✓ Les protections à maximum de courant.
• Les protections contre les situations anormales de réseau elles comprennent :
✓ Les protections de surcharge,
✓ Les protections contre les ruptures de synchronisme,
✓ Les protections de délestage, destinées à rétablir l'équilibre productionconsommation.
III.4. Plan de protection d’un départ HTB
D'abord, une ligne aérienne, est périodiquement sujette à des courts-circuits, dus aux coups
de foudre, aux arbres mal élagués, vent, pollution... Une bonne conception de la ligne peut les
minimiser, mais pas les éliminer. Ensuite, une ligne qui chauffe s'allonge, et son point bas, en
milieu de portée, s'abaisse. Elle devient dangereuse pour les tiers cela d’une part d’autre part La
puissance qu’une ligne peut transporter est imposée par deux limites : La limite thermique et la
limite de stabilité statique.
Pour cela un départ THT doit être équipé par les protections et automatismes suivants :
•
•
•
•
•
•
•
•
Deux protections de distance
Une protection différentielle ligne
Une protection directionnelle de terre à puissance résiduelle à temps inverse
Une protection ampèremétrique.
Une protection de défaillance disjoncteur
Un automatisme de réenclenchement
Un automatisme de contrôle de synchronisme
Une protection de surcharge.
37
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
50BF
21
32N
LD
Supervision des TCs
87L
50-51
49
Supervision des TCs
25
Figure 14 : Plan de protection d'un départ haute tension
Le symbole de communication au niveau de la protection différentielle ligne veut dire quel le relais
est en communication avec un relais de l’autre extrémité de la ligne pour avoir la valeur de courant
de sortie.
III.5. Plan de protection d’un transformateur HTB/HTA
Afin d’améliorer la sûreté d’élimination des défauts dont le transformateur peut être le siège.
Il a été retenu, en plus des protections internes (masse cuve, Buchholz, manque circulation
d’huile température etc..) d’adopter les protections suivantes :
•
•
•
•
•
•
•
Protection différentielle du transformateur à pourcentage de courant à 3 entrées pour les
transformateurs équipés du tertiaire.
Protection à maximum de courant de phases et neutre côté HTB et HTA.
Protection défaillance de disjoncteur côté HTB.
Protection de surtension.
Protection de terre restreinte.
Image thermique.
Surveillance de température.
38
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
x
50-51
50N-51N
50BF
50-51
95
59N
49
87T
38
50N-51N
50-51
64 REF
x
25
Figure 15 : Plan de protection d'un transformateur haute tension
IV.
Réglage des protections
IV.1. Protection de distance (AINSI 21)
Un relais distant comme son nom l’indique, à la capacité de détecter une panne à une
distance prédéfinie sur une ligne de transport ou un câble d’alimentation depuis son emplacement.
Chaque ligne électrique à une résistance et une réactance par kilomètre en fonction de sa
construction ; ainsi son impédance totale sera une fonction de sa longueur ou de sa distance. Un
relais distant observe donc le courant et la tension et compare ces deux quantités en s’appuyant sur
la loi d’Ohm.
IV.1.1. Fonctions réalisées dans la protection
➢ Mesure de distance :
Elle est réalisée en utilisant les impédances définies dans (ANNEXE 1 : principe de
fonctionnement de la protection de distance)
Suivant la rapidité demandée, une protection peut comporter 6 boucles fonctionnant en parallèle,
ou 3 boucles phase - phase commutées en boucles phase - terre à l'apparition d'un courant
39
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
homopolaire, ou une seule boucle dont les grandeurs d'entrée sont commutées par le sélecteur de
phases. Dans tous les cas, une boucle de mesure de distance ne peut émettre un ordre de
déclenchement que si elle est validée par la mise en route et le sélecteur de phase.
➢ Mise en route et sélection de phase :
La mise en route permet de discriminer les défauts résistants des fonctionnements stables hors
défaut les plus contraignants, c'est à dire les reports de charge temporaires lors d'un défaut sur une
ligne voisine.
Le sélecteur de phase détermine la, ou les phases en défaut.
Dans la plupart des protections ces deux fonctions sont réalisées par le même élément. Or la
sélection de phase ne fonctionne pas bien avec les impédances définies pour les mesures de
distance car le courant de défaut intervient dans les boucles saines. C'est pourquoi on utilise
𝑉𝑎 𝑉𝑏 𝑉𝑐 𝑉𝑎−𝑉𝑏 𝑉𝑏−𝑉𝑐
généralement des caractéristiques tracées dans les plans d'impédance 𝐼𝑎 ; 𝐼𝑏 ; 𝐼𝑐 ; 𝐼𝑎 ; 𝐼𝑏 ;
𝑉𝑐−𝑉𝑎
𝐼𝑐
.
Mais dans certaines protections, la sélection de phase est réalisée par un élément distinct de la mise
en route. Dans ce cas la mise en route est réalisée à partir des mêmes impédances que la mesure
de distance.
Les protections peuvent comporter soit 3 éléments de mise en route impédancemétriques,
commutés par un relais de courant homopolaire et servant à la sélection de phase, soit 6 éléments
de mise en route impédance-métriques fonctionnant en parallèle et un relais de courant
homopolaire, la sélection de phase étant élaborée à partir des informations de ces éléments, soit 6
boucles de mise en route, 6 boucles de sélection de phase, et un relais de courant homopolaire.
➢ Antipompage :
Il est réalisé grâce à une caractéristique entourant la mise en route en fonctionnement hors défaut.
Lors d'un défaut il peut ne pas entourer la mise en route, s'il est tracé dans un plan d'impédance
différent.
➢ Relais directionnel :
Il est réalisé par comparaison de phase entre un courant supposé en phase avec le courant de défaut
et une tension aussi peu affectée que possible par le défaut, par exemple la tension directe. Cette
tension est généralement maintenue par un système de mémoire afin de permettre une orientation
correcte, même en cas de défaut triphasé près du poste où se trouve la protection.
Ces différentes considérations sont rassemblées dans le diagramme ci-après. La zone dans
laquelle la protection est susceptible d'émettre un ordre de déclenchement, temporisé ou non, est
appelée caractéristique de mise en route. Sa forme varie d'un modèle de protection à l'autre, en
fonction des demandes des exploitants, des contraintes de réseau, et de leur technologie interne.
40
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
X
Anti-pompage
Mise en route
Deuxième zone
Première zone
R
Directionnel
Figure 16 : caractéristique de relais de distance
IV.1.2. Réglage de la protection de distance
➢ Une protection de distance se distingue par sa caractéristique (temps-distance) à 4 stades
réglés comme suit :
C
E
Zd : Impédance de la ligne
A
AB
Amont
B
D
1° stade
2° stade
3° stade
Stade de sécurité aval
Figure 17 : Les stades de réglage de la protection de distance
41
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
Stades
Portée de stade
0,8 x Zd
1.2 x Zd
1.4 x Zd
Zaval =1,2 x (Zd+Zdadj)
0,2 x Zaval ≤ Zamont ≤ Zaval
Zone1
Zone2
Zone3
Zone4 (aval)
Zone5 (amont)
Temporisation
t=0s
150 ms ≤ t ≤ 400ms
t =1s
t = 3.2 s
t = 3.2 s
Tableau 4 : Les zones de réglage de la protection de distance
Avec :
• Zd : l’impédance directe de la ligne ;
• Zdadj : l’impédance directe de la ligne adjacente.
➢ Réglage de la fonction antipompage :
Paramètre
R = X
Déverrouillage I0
Déverrouillage Ii
Déverrouillage Iph
Temporisation de déverrouillage
Réglage
0,1 x RPh MR ≤ R ≤ 0,3 x RPh MR
0,2 x In
0,2 x In
1,5 x In
5s
Tableau 5: Réglage de l'antipompage
IV.2 Protection à maximum de puissance résiduelle (ANSI 32N)
Cette fonction a pour but d'assurer une protection sélective et autonome du réseau électrique contre
les défauts résistants entre phase et terre. En effet, les défauts très résistants tels qu'un feu de
végétation ne peuvent pas être détectés par une protection de distance.
Afin d'assurer une protection contre les défauts aval, il est possible d'éliminer sélectivement les
défauts en associant à la mesure de puissance une temporisation inversement proportionnelle à la
puissance mesurée.
Cette fonction de protection ne génère aucun ordre de déclenchement pour les défauts amont.
En respectant les conventions de signe (l'énergie homopolaire circule depuis le défaut vers les
sources) et en prenant un angle caractéristique moyen de -75° pour les impédances au niveau des
sources homopolaires, on détermine la puissance mesurée par la formule suivante :
𝑃𝑟 = 𝑉𝑟𝑒𝑓𝑓 . 𝐼𝑟𝑒𝑓𝑓 . cos(𝜑 − 𝜑0 )
Avec :
✓ 𝜑 : Déphasage entre 𝑉𝑟 et 𝐼𝑟
✓ 𝜑0 : 255° ou -75°
✓ 𝑉𝑟𝑒𝑓𝑓 , 𝐼𝑟𝑒𝑓𝑓 : Valeurs efficaces de la tension et du courant résiduels
42
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
Les valeurs Vr et Ir sont filtrées afin d'éliminer les effets des 3èmes et 5èmes harmoniques.
IV.2.1 Réglage de la protection à maximum de puissance résiduelle :
Le temps inverse dépend de la puissance résiduelle (Pr) générée par le défaut :
𝑇𝑖 =
•
•
•
𝑃𝑏 . 𝐾
𝑃𝑟
Pb : Puissance de base
K : Indice défini par la courbe choisie
Pr : Puissance résiduelle mesurée par la protection 𝑃𝑟 = 𝑉𝑟𝑒𝑓𝑓 . 𝐼𝑟𝑒𝑓𝑓 . cos(𝜑 − 𝜑0 )
Le temps de déclenchement Td est donné par :
𝑇𝑑 = 𝑇𝑏 + 𝑇𝑖
Le temps de base Tb est utilisé pour laisser la priorité à la protection de distance de déclencher en
1°, 2° ou 3° stade.
Seuil de courant résiduel
Seuil de tension résiduelle
Temporisation de base
Indice de courbe i
100A
10% Un
1,8 sec
Dépend du TC installé et de l’angle interne
de la protection voir (ANNEXE 2).
Tableau 6 : Seuils de réglage de la protection à maximum de puissance résiduelle
IV.3. Détection de rupture de conducteur (ANSI 46BC)
Une rupture de conducteur d’une ligne triphasée ne crée pas une augmentation de courant et ne
peut pas être détectée par des protections à maximum de courant ou à minimum d’impédance. Elle
est assimilée à un défaut biphasé très résistant induisant un courant inverse (Ii).
Lorsqu’une rupture de conducteur survient, le courant issu d’un système direct sera injecté dans
un système d’impédances inverse et homopolaire à travers le point de rupture.
Dans le cas d’un seul point mis à la terre, il y aura peu de circulation de courant homopolaire et le
rapport (Ii/Id) passant dans le circuit protégé sera approximativement égal à 100%. Dans le cas de
multiples points de mise à la terre du réseau électrique, et en supposant une même valeur des
impédances dans chaque système symétrique, le rapport (Ii/Id) descendra à 50%.
Il est possible de calculer le rapport (Ii/Id) qui peut être obtenu en faisant varier les valeurs des
impédances dans les équations ci-dessous :
𝐼𝑑𝑓 =
𝐸𝑔 . (𝑍𝑑 + 𝑍𝑖 )
𝑍𝑑 . 𝑍𝑖 + 𝑍𝑑 . 𝑍0 + 𝑍𝑖 . 𝑍0
𝐼𝑖𝑓 =
−𝐸𝑔 . 𝑍0
𝑍𝑑 . 𝑍𝑖 + 𝑍𝑑 . 𝑍0 + 𝑍𝑖 . 𝑍0
Avec :
•
𝐸𝑔 : Tension du réseau
43
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
•
•
𝑍0 : impédance homopolaire
𝑍𝑑 : impédance directe
𝑍𝑖 : impédance inverse
•
𝐼𝑖𝑓
D’où :
𝐼𝑑𝑓
=
𝑍0
𝑍𝑑 +𝑍𝑖
Il s’ensuit que pour un circuit ouvert en un point particulier du réseau, le rapport Ii/Id peut être
déterminé par un rapport d’impédance homopolaire et inverse. On notera que ce rapport peut varier
en fonction de l’emplacement de la rupture. De toute façon, on règlera l'équipement à la valeur la
plus sensible possible.
On préconise un réglage de :
Paramètres
𝑰𝒊
𝑰𝒅
Réglages
Temporisation
20%
60 s
Tableau 7 : Seuil de réglage de la protection contre rupture de conducteur
IV.4. Protection différentielle ligne (ANSI 87L)
L’idée de fonctionnement du relais différentiels des lignes s’appuie sur le calcul de la différence
entre les courants entrant et sortant d’une zone protégée. La protection fonctionne lorsque cette
différence dépasse un seuil défini.
Des courants différentiels peuvent également être générés lors de conditions de défaut externes
dues aux saturations des TC. Pour assurer la stabilité en cas de défaut, le relais adopte une
polarisation technique. Cette méthode augmente efficacement le réglage du relais
proportionnellement à la valeur de courant de défaut pour éviter le mauvais fonctionnement du
relais. La figure 28 montre la caractéristique de fonctionnement de l'élément différentiel de relais
de protection.
I1
I2
I3
Figure 18 : Sommation des courants différentiels
Le courant différentiel est calculé comme la somme vectorielle des courants entrant dans la zone
protégée. Le courant de polarisation est la moyenne du courant mesuré à chaque extrémité de ligne,
Il est trouvé par la somme scalaire du courant à chaque borne, divisée par deux.
44
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓 = ሬሬԦ
𝐼1 + ሬሬሬԦ
𝐼2 + ሬሬሬԦ
𝐼3
Fonctionner
Pourcentage de
Polarisation k2
Pourcentage de
Polarisation k1
Restreindre
𝐼𝑠1
𝐼𝑠2
𝐼𝑝𝑜 =
|𝐼ሬሬԦ1 | + |𝐼ሬሬሬԦ2 | + |𝐼ሬሬሬԦ3 |
2
Figure 19 : La caractéristique de fonctionnement de l'élément différentiel de relais de protection
La caractéristique est déterminée par quatre paramètres de protection :
• Is1 : Le réglage de courant différentiel de base qui détermine le niveau de pick-up
minimum du relais.
• K1 : Le paramètre de polarisation en pourcentage inférieur utilisé lorsque le courant de
polarisation est inférieur à Is2. Il assure la stabilité pour les petits décalages TC, tout en
assurant une bonne sensibilité aux défauts résistifs dans des conditions de charge élevée.
• Is2 : Un paramètre de seuil de courant de polarisation, au-dessus duquel le pourcentage de
polarisation plus élevé k2.
• K2 : Le paramètre le plus élevé utilisé pour améliorer la stabilité du relais sous forte courant
de défaut.
Les critères de déclenchement peuvent être formulés comme suit :
• Pour |𝐼𝑝𝑜 | < 𝐼𝑠2 : |𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓 | > 𝑘1 . |𝐼𝑝𝑜 | + |𝐼𝑠1 |
• Pour |𝐼𝑝𝑜 | > 𝐼𝑠2 : |𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓 | > 𝑘2 . |𝐼𝑝𝑜 | − (𝑘2 − 𝑘1 ). 𝐼𝑠2 + 𝐼𝑠1
➢ Lorsqu'un ordre de déclenchement est issu par l'élément différentiel, en plus de déclencher le
disjoncteur local, le relais enverra un ordre de déclenchement aux terminaux distants. Cela
garantira le déclenchement de toutes les extrémités de la ligne protégée.
45
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
➢ La protection différentielle peut être temporisée en utilisant un temps défini ou inverse.
IV.4.1 Réglage de la protection différentielle ligne :
Il est fortement recommandé les paramètres soient fixés sur :
Is1
Is2
K1
K2
0,2. In
2.In
30%
150%
Tableau 8 : Seuils de réglage de la protection différentielle ligne
IV.5. Protection à minimum de tension (ANSI 27)
L’apparition d'un minimum de tension sur un réseau électrique peut avoir des causes diverses, dont
voici quelques-unes d’entre elles :
➢ Charge accrue du réseau.
➢ Les défauts se produisant sur le réseau électrique.
➢ Perte complète de la tension du jeu de barres.
➢ Lorsque les départs sortant d’un jeu de barres fournissent des charges à des moteurs à
induction.
Le réglage du seuil de tension de la protection à minimum de tension doit être défini à une valeur
inférieure aux baisses de tension prévues dans des conditions normales d'exploitation du réseau.
Ce seuil dépend du réseau concerné mais les baisses typiques de tension d'un réseau sain peuvent
être de l'ordre de -10% de la valeur nominale :
Seuil
Seuil 1
Seuil 2
Réglages
0.9xUn
0.8xUn
Temporisation
80 ms
50 ms
Tableau 9 : Seuils de réglage de la protection à minimum de tension
IV.6. Protection à maximum de tension (ANSI 59)
Des surtensions peuvent se produire sur un réseau électrique pour diverses raisons, parmi
lesquelles :
➢ Dans des conditions de délestages de charge, l’amplitude de la tension d’alimentation
augmente.
➢ Pendant des conditions de défaut à la terre sur le réseau électrique.
Les unités de tension sont réglées généralement à :
Seuil
Seuil 1
Seuil 2
Réglages
1.15 xUn
1.25xUn
Temporisation
4s
Instantané
Tableau 10 : Seuils de réglage de la protection à maximum de tension
46
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
IV.7. Protection à maximum de tension résiduelle (ANSI 59N)
Cette fonction est utilisée pour détecter une surtension au niveau du neutre du transformateur de
tension causée par un défaut à la terre ou par la perte d’une ou de deux phases. L’unité de tension
est réglée généralement à :
Seuil
Seuil 1
Seuil 2 en 225kV
Seuil 2 en 90kV et 60kV
Réglages
1,15 x Vn (Phase-terre)
1,45 x Vn (Phase-terre)
1,65 x Vn (Phase-terre)
Temporisation
4s
Instantané
Instantané
Tableau 11 : Seuils de réglage de la protection à maximum de tension résiduelle
IV.8. Protection de surcharge (ANSI 49)
Un conducteur parcouru par un courant s'échauffe, et donc s'allonge, et son point le plus bas
s'abaisse. Pour une température extérieure donnée, et un vent donné, nous pouvons donc calculer
une intensité maximale au-delà de laquelle, en régime permanent, l'arrêté technique n'est plus
respecté.
Pour une saison donnée, et pour une région donnée, les données statistiques fournies par l'office
météorologique permettent de fixer une température maximale θ1 de l'air ambiant. Pour une ligne
donnée, nous connaissons la température maximale θ3 des conducteurs, au-delà de laquelle l'arrêté
technique n'est plus respecté.
Pour les transformateurs la protection détermine l'échauffement de la machine H à l'aide d'un
modèle thermique défini par l'équation différentielle suivante :
𝜏.
𝑑𝐻
𝐼
+ 𝐻 = ( )2
𝑑𝑡
𝐼𝑛
Avec :
•
•
•
H : l’échauffement de la machine.
𝜏 : Constante de temps thermique de la machine.
I : Courant efficace.
On préconise un réglage de :
Paramètres
Alarme thermique
Déclenchement thermique
Constante tps 1
Constante tps 2
Réglage par
défaut
0.7*Iad
1.2*Iad
10min
5min
Plage de réglage
Min
0.5*Iad
0.08*Iad
1min
1min
Max
Iad
3.2*Iad
200min
200min
Tableau 12 : Seuils de réglage de la protection contre les surcharges thermiques
47
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
IV.9. La protection de défaillance disjoncteur (ANSI 50BF)
Cette protection surveille l'intensité du courant afin de détecter un courant circulant dans un
circuit en défaut après interruption de ce dernier par un disjoncteur. Si du courant continue à
circuler dans le circuit en défaut (après écoulement d'un délai déterminé suffisant pour que le
disjoncteur coupe le courant), le disjoncteur est considéré comme défaillant et des opérations
doivent être entreprises pour déclencher l'ensemble de disjoncteurs suivant monté en amont dans
le système d'alimentation.
➢ Si le disjoncteur du départ siège du défaut n’est pas ouvert (confirmation par la circulation
d’un courant dépassant 20%In) suite à un ordre de déclenchement par protection,
➢ La défaillance disjoncteur émet après échéance d’une temporisation TBF1 un ordre de
déclenchement monophasé à la bobine normale du disjoncteur pour une 2ème
confirmation.
➢ Si ce dernier reste toujours fermé, un ordre de déclenchement triphasé après TBF2 est émis
à la bobine de secours de ce disjoncteur et aux disjoncteurs des départs issus du même jeu
de barres.
Seuil de confirmation
0.2*In
Temporisation
TBF1
TBF2
50 ms
150 ms
Tableau 13 : Seuils de réglage de la protection de défaillance disjoncteur
IV.10. Contrôle de synchronisme (ANSI 25)
La fonction de contrôle de synchronisme (synchro-check), permet de vérifier que les circuits à
coupler ont entre eux des écarts de tension en amplitude, phase et fréquence, acceptables dans les
limites prévues pour autoriser la fermeture du disjoncteur de couplage.
➢ Ecart de tension U :  20%Vn
➢ Ecart de fréquence F :  0,1Hz
➢ Ecart de phase  :  20°
IV.11. Réenclencheur (ANSI 79)
➢ Défauts fugitifs :
Les courts-circuits apparaissant sur les lignes aériennes sont, dans environ 95% des cas, des défauts
fugitifs.
Prenons un exemple : un coup de foudre tombant sur un conducteur crée, entre la structure
métallique du pylône reliée à la terre d'une part, et le conducteur d'autre part, une différence de
potentiel suffisante pour qu'un arc s'amorce entre eux. L'arc se produit généralement entre le
conducteur et l'anneau de garde de l'isolateur le supportant. L'air devient alors ionisé, et l'arc
48
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
subsiste jusqu'à disparition de la tension. Après cette mise hors tension, l'air se dé-ionise. Le temps
de déionisation est donné par la formule empirique suivante, dite formule de Van Warrington :
𝑛 = 10.5 +
•
𝑈𝑛
34.5
n : est le nombre de périodes et U la tension nominale entre phases, en kV.
Nous trouvons par exemple 0,44 secondes en 400 kV à 50 Hz.
Une fois ce laps de temps écoulé, la ligne peut être remise sous tension. Cependant, ce temps doit
être majoré pour tenir compte des phénomènes suivants :
➢ Les deux extrémités de la ligne ne déclenchent pas en même temps. Ceci dépend de la
présence ou non de télé-actions, et de l'éventuelle mise en route séquentielle d'une des
protections,
➢ Si une seule phase est déclenchée aux deux extrémités, les autres phases créent, par
couplage capacitif, une tension sur cette phase, et le temps d'élimination de l'arc se trouve
allongé.
Paramètre
Tempo 1 er Cyc monophasé (s)
Tempo 2 éme Cyc monophasé (s)
Tempo 3 éme Cyc monophasé (s)
Temps ordre fermeture (s)
Temps de désionisation (s)
Temps de blocage (s)
Réglage
Mode monophasé
1.5
60
180
0.1
0.1 à 1.5
180
Mode triphasé
3
60
180
0.1
0.1 à 1.5
180
Tableau 14 : Seuils de réglage des temporisations de réenclenchement
IV.12. Relais BUCHHOLZ (ANSI 95)
C'est un dispositif destiné à protéger les transformateurs de puissance à huile contre les défauts
internes. Son principe n'est pas basé sur une mesure électrique, mais sur un critère mécanique :
lors d'un amorçage interne, ou d'un échauffement anormal, il se produit un dégagement de gaz. Si
ce dégagement est faible, un flotteur s'abaisse progressivement et fait fonctionner un relais
d'alarme. Si le dégagement est plus violent, il provoque un mouvement d'huile qui fait basculer
une palette et provoque le déclenchement du disjoncteur.
49
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
Dispositif de déclenchement
+
Signal d'alarme
+
Robinet de prise de gaz
B1
O1
Flotteur alarme
C1
Vers conservateur
B2
O2
C2
Flotteur déclenchement
Figure 20 : Dessin technique de relais BUCHHOLZ
Le corps du relais renferme deux flotteurs b1 et b2 qui peuvent pivoter respectivement autour des
axes 01 et 02 et commander ainsi les contacts à mercure c1 et c2. Ces deux contacts ferment (ou
ouvrent sur demande) chacun un circuit. Le circuit du contact c1 actionne un signal d'alarme. Le
circuit du contact c2 actionne le dispositif de déclenchement.
Le gaz qui s'est accumulé dans la cloche du relais peut être récupéré et analysé, ce qui permet
d'obtenir des indications sur la nature et l'emplacement du défaut.
IV.13. Protection masse-cuve (ANSI 64)
C'est une protection de transformateur, destinée à détecter les défauts d'isolement entre la partie
active du transformateur et la cuve. Pour cela, on détecte le courant qui s'écoule entre la cuve et la
terre, par un relais de protection à maximum d'intensité instantané. Ceci impose l'isolation de la
cuve par rapport à la terre, de manière à ce que d'une part la totalité du courant passe par la
connexion, et d'autre part il ne se forme pas de boucles. En effet, le courant circulant dans les
conducteurs haute tension crée alors par induction un courant susceptible de faire fonctionner le
relais. Sur un court-circuit en ligne on met alors le transformateur hors tension, par "sympathie ".
Les précautions à prendre sont :
➢ Bien faire passer les conducteurs basse tension, dont le blindage se trouve relié à la terre
du poste à une extrémité, et à la cuve à l'autre extrémité, à l'intérieur du tore ;
➢ Veiller à ce que les éléments reliés à la terre du poste, mais en contact avec la cuve, soient
correctement isolés, sinon des surtensions transitoires sont susceptibles de percer l'isolant,
puis, une fois le cheminement établi, une boucle se trouve formée.
50
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
IV.14. Protection de température (AINSI 38)
➢ Une élévation excessive de température d’huile est signe de défaut du transformateur.
➢ Des sondes immergées dans d’huile permettent de contrôler la température.
➢ Elles sont à deux seuils alarme et déclenchement :
Transformateurs
HTB/HTA
HTB/HTB/HTA
Alarme
80°
90°
Déclenchement
90°
100°
Tableau 15 : Seuils de réglage de la protection de température
IV.15. Protection différentielle Transformateur (ANSI 87T)
Le principe d’une protection différentielle consiste à comparer deux courants d’une même phase
qui normalement sont égaux. Pour la protection d’un transformateur les choses sont légèrement
différentes car les courants primaires et secondaires sont nécessairement différents en amplitude à
cause du rapport de transformation et différents en phase en fonction du mode de couplage du
transformateur. Il faut donc mettre en forme les courants primaires et secondaires de chaque phase
pour qu’ils soient égaux en fonctionnement normal. Il est donc nécessaire de recaler en amplitude
et en phase ces courants.
𝐼1 ′ 𝐼2 ′ 𝐼3 ′
𝐼1 𝐼2 𝐼3
87𝑇
Figure 21 : Principe de fonctionnement de la protection différentielle transformateur
La protection différentielle est excitée si le courant différentiel d'au moins une phase est supérieure
au seuil de fonctionnement réglable défini par :
➢ Un seuil haut de courant différentiel sans élément de retenue (Idmax)
➢ Une caractéristique à pourcentage comprenant deux pentes (Id/It et Id/It2), un point de
changement de pente réglable et un seuil bas (Ids) :
51
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
12
10
𝐼𝑑𝑚𝑎𝑥
8
𝐼𝑑/𝐼𝑡2
6
4
2
𝐼𝑠𝑑
0
𝐼𝑑/𝐼𝑡1
5 pt de chgt
pente
10
15
20
Figure 22 : Courbe à pourcentage de la protection différentielle transformateur
Le seuil bas (Isd) est défini comme le courant différentiel maximum existant en fonctionnement
normal du transformateur. Les causes de ce courant différentiel sont :
•
•
•
Les erreurs de mesure des transformateurs de courant ;
Les variations de courant dues à l’utilisation d’un régleur en charge ;
La présence d’un bobinage auxiliaire (pour l’alimentation d’une sous-station par exemple).
Grâce à la pente (Id/It1), plus le courant traversant sera élevé plus le seuil de déclenchement pour
le courant différentiel sera haut, ce qui garantira la stabilité sur défaut externe.
Le second segment, (Id/It2), permet de garantir le non déclenchement de la protection quand un
courant de défaut externe fait saturer au moins un TC.
Le réglage du point de changement de pente dépend de la capacité des TC à donner une image
correcte des courants primaires au cours de défaut externe. Cette zone correspond à la limite de
saturation des TC.
IV.15.1 Réglage de la protection différentielle transformateur :
➢ Le seuil bas doit être le reflet des erreurs introduites par les différents éléments du
transformateur
𝐼𝑠𝑑 = (1 + 𝛽) −
1−𝛼
+ 𝐼𝑑𝑎𝑢𝑥 + 𝐼𝑑𝑟𝑒𝑙𝑎𝑖𝑠 + 𝐼𝑑𝑚 + 𝑚𝑎𝑟𝑔𝑒 𝑑𝑒 𝑠é𝑐𝑢𝑟𝑖𝑡é
1+𝑏
52
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
➢ La valeur de la pente Id/It1 à paramétrer dans le relais correspond à la valeur maximale de
Id/It. Ceci revient à maximiser Id et minimiser It
𝐼𝑠𝑑
𝐼𝑑𝑚𝑎𝑥
⁄𝐼
=
1 − 𝛼⁄
𝑡𝑚𝑖𝑛
1+𝑏
Avec :
•
•
•
•
α : erreur de mesure sur les courants primaires du transformateur.
β : erreur de mesure sur les courants phases au secondaire du transformateur.
b : l’étendue des prises du régleur en charge du transformateur.
Idaux : courant différentiel induit par l’utilisation d’un enroulement auxiliaire sur le
transformateur = y% où y est le pourcentage d’enroulement secondaire que représente le
bobinage auxiliaire.
• Idrelais : Le courant différentiel induit par le relais =1%, typiquement
• Idm : Le courant différentiel virée par le courant magnétisant du noyau du transformateur
= 3%, typiquement
• Marge de sécurité : Typiquement, égale à 5%.
➢ La valeur de la pente Id/It2 : La courbe doit être réglée suffisamment haut pour palier le pire
des cas où seul les TC d’un côté satureraient et pas les autres. Typiquement cette pente est
réglée entre 60 et 70%.
➢ Point de changement de pente : Cette valeur est réglée classiquement aux alentours de 6 In.
➢ Le seuil haut est réglé au-dessus du courant d’enclenchement avec une marge de 40%
typiquement pour que la protection ne déclenche pas à l’enclenchement du transformateur.
IV.16. Protection de terre restreinte (ANSI 64REF)
𝐼1 𝐼2 𝐼3
64𝑅𝐸𝐹
Figure 23 : Principe de fonctionnement de la protection de terre restreinte
La protection de terre restreinte détecte les défauts entre une phase et la terre dans un enroulement
d'un transformateur, avec point neutre relié à la terre. Elle présente l'avantage d'avoir une plus
grande sensibilité que la protection différentielle.
53
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
La fonction est basée sur la comparaison du courant résiduel Io (𝐼ሬሬሬԦ𝑜 = ሬሬԦ
𝐼1 + ሬሬሬԦ
𝐼2 + ሬሬ𝐼ሬ3Ԧ ) et du courant
point neutre Ineutre.
Elle est excitée si le module de la différence Io-Ineutre est supérieur au seuil de fonctionnement.
Ce seuil est défini d'une part, par un seuil minimum Iso, d'autre part, par une caractéristique de
déclenchement à pourcentage de pente 1,05 et de courant de retenue Iro (𝐼𝑟𝑜 = |𝐼ሬሬԦ1 + 𝐼ሬሬሬ2Ԧ + 𝐼ሬሬሬԦ3 |) dans
les conditions normales (voir courbe).
Figure 24 : Courbe à pourcentage de la protection de terre restreinte
IV.16.1 Réglage de la protection de terre restreinte
La sensibilité de cette protection est déterminée par les capteurs de courant phase avec un seuil
minimum Iso de 5% In.
Le courant point neutre est mesuré par un TC dont le courant nominal est voisin de celui dans TC
phase.
Réglage
Iso
Plage
Pourcentage de dégagement K
0,05 In à 0,8 In pour In >20 A
0,1 In à 0,8 In pour In <20 A
95% + ou – 5%
Tableau 16 : Seuils de réglage de la protection de terre restreinte
IV.17. Protection à maximum de courant (ANSI 50-51-50N-51N)
Une protection à maximum de courant est une protection électrique qui consiste à comparer
le courant mesuré dans le réseau à une valeur limite. Si le seuil est dépassé, la protection conclut
qu'un court-circuit ou une surcharge.
IV.17.1. Calcul des courants de court-circuit selon la norme CEI 60909
La norme CEI 60909 définit et présente une procédure, utilisable par des ingénieurs non
spécialisés, exploitant les composantes symétriques.
54
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
Elle explique le calcul des courants de court-circuit maximaux et minimaux. Les premiers
permettent de déterminer les caractéristiques assignées des matériels électriques. Les seconds sont
nécessaires au calibrage des protections de surintensité.
➢ La procédure :
𝑈
1. Calcul de la tension équivalente au point de défaut égale à : 𝑐. 𝑛 Avec c un facteur
√3
de tension dont l’introduction dans les calculs est nécessaire pour tenir compte :
✓ Des variations de tension dans l’espace et dans le temps,
✓ Des changements éventuels de prise des transformateurs,
✓ Des comportement Sub-transitoire des alternateurs et des moteurs.
2. Détermination et sommation des impédances équivalentes directe, inverse, et
homopolaire amont au point de défaut les formules sont indiquées dans le tableau17.
3. Calcul du courant de court-circuit initial, à l’aide des composantes symétriques. En
pratique, selon le type de défaut, les formules à retenir pour le calcul des Icc sont indiquées
dans le tableau.
Impédance de réseau amont
𝑼𝒏 𝟐
𝑺𝒄𝒄
Impédance de transformateur
Impédance de ligne
𝑼𝒄𝒄 % 𝑼𝒏 𝟐
.
𝟏𝟎𝟎 𝑺𝑻𝑹
𝒁𝑳 = (𝑹𝑳 + 𝒋. 𝑿𝑳 ). 𝐋
Impédance de terre
𝒁𝒕
Icc-3φ
𝒄. 𝑼𝒏
Icc-2φ
Icc-φ-terre
√𝟑. |𝒁𝒅 |
𝒄. 𝑼𝒏
|𝒁𝒅 + 𝒁𝒊 |
𝒄. 𝑼𝒏 . √𝟑
|𝒁𝒅 + 𝒁𝒊 + 𝒁𝒐 + 𝟑. 𝒁𝒕 |
Tableau 17 : Les formules pour calculer les court-circuit CEI 60-909
Avec Zt l’impédance de mise à la terre de neutre de transformateur.
IV.17.2. Maximum de courant phase (ANSI 50-51)
Cette fonction a pour fonction la détection des surintensités monophasées, biphasées ou triphasées.
La protection est activée si un, deux ou trois des courants concernés dépassent la consigne
correspondant au seuil de réglage appelé aussi seuil de fonctionnement.
➢ Protection à temps indépendant : 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.
55
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
t
T
I
Is
Figure 25 : Protection à temps indépendant
• Is : Seuil de fonctionnement en courant (seuil de courant).
• T : Retard de fonctionnement de la protection (Temporisation).
➢ Protection à temps dépendant : La temporisation dépend du rapport entre le courant mesuré
et le seuil de fonctionnement. Plus le courant est élevé et plus la temporisation est faible.
t
T
1
1.2
10
20
I
Figure 26 : Protection à temps dépendant
Le réglage de la protection tient compte du courant de surcharge maximal (défini par le courant
admissible des conducteurs ou par le courant de surcharge maximal de la ligne protégée) et du
courant de défaut minimal en bout de la ligne (défaut biphasé) :
50
Seuil
51
Seuil 1
Seuil 2
Réglage
≤Icc-2φ
1.1*In
1.5*In
Temporisation
0s
Alarme
Déclenchement
1s
20min
--2.5s
Tableau 18 : Seuils de réglage de la protection MAX I-phase
IV.17.3 Maximum de courant terre (ANSI 50N-51N)
Cette protection est utilisée pour protéger le réseau contre les défauts à la terre.
56
Chapitre II : Plans de protection et Réglage des lignes HTB
et transformateurs HTB-HTA.
La protection est activée si le courant résiduel Irsd=I1+I2+I3 s'élève au-dessus du seuil de réglage
pendant une durée égale à la temporisation.
En l’absence de défaut à la terre, la somme des trois courants des trois phases est toujours nulle.
Le courant résiduel donne la mesure du courant passant par la terre lors d’un défaut.
La mesure du courant résiduel peut être obtenue de deux façons :
➢ Par un transformateur de courant de type tore enserrant les trois conducteurs de phase. Les
spires du secondaire du transformateur de courant embarrassent un flux magnétique
rsd=1+2+3 ; tel que 1,2 et 3 sont proportionnels aux courants de phases I1, I2 et
I3, rsd est alors proportionnel au courant résiduel.
➢ Par trois transformateurs de courant dont les neutres et les phases sont reliés.
Irsd >
Irsd >
Charge
Mesure du courant résiduel par un tore
Mesure du courant résiduel par 3TCs
Figure 27 : Mesure du courant résiduel
Il y a risque d’activation intempestive de la protection due à une erreur de mesure du courant
résiduel. Afin d’éviter ce risque, le seuil de réglage de la protection doit être supérieur à :
Réglage
51N
THT
HT
Seuil 1
Seuil 2
0,4. In
In
60A
In
Temporisation
Alarme
Déclenchement
5s
---
20min
3s
Tableau 19 : Seuils de réglage de la protection MAX I-terre
V.
CONCLUSION
Un bon plan permet d’assurer la protection du réseau électrique et d’éviter toute destruction
accidentelle des équipements coûteux et d’assurer une alimentation électrique ininterrompue, ainsi
que la stabilité du réseau électrique.
Dans ce présent chapitre nous avons présenté le plan de protection qui permet de définir les
fonctions de protection selon les normes et spécificités des cahiers des charges, tout en donnant un
aperçu sur les techniques de réglage de ces dernières et les exigences qu'on doit prendre en compte.
57
CHAPITRE 3
58
Chapitre III : Elaboration d’une application informatique
pour le réglage des protections
I.
INTRODUCTION
Répondant au besoin de l’organisme d’accueil OMEXOM, nous nous sommes amenés à
concevoir une plateforme, par l’outil Visual Basic pour Applications (VBA), pour faciliter le calcul
des réglages de protection des lignes et des transformateur haute tension. C’est dans ce cadre que
s’inscrit la première partie de notre projet.
Dans ce chapitre, nous allons présenter les détails de la conception de la plateforme VBA
demandée.
II.
Conception de l’application
II.1. Présentation de l’outil de travail
Avant de commencer la description de notre plateforme, il semble opportun de présenter l’outil
du travail qui est le Visual Basic for Applications (VBA). C’est une implémentation de
Microsoft Visual Basic qui est intégrée dans toutes les applications de Microsoft Office. Il
remplace et étend les capacités des langages macro spécifiques aux plus anciennes applications
comme le langage Word Basic intégré à une ancienne version du logiciel Word, et peut être utilisé
pour contrôler la quasi-totalité de l'IHM des applications hôtes, ce qui inclut la possibilité de
manipuler les fonctionnalités de l'interface utilisateur comme les menus.
Comme son nom l'indique, VBA est très lié à Visual Basic (les syntaxes et concepts des deux
langages se ressemblent), mais ne peut normalement qu'exécuter du code dans une application
hôte Microsoft Office (et non pas d'une application autonome, il requiert donc une licence de la
suite bureautique Microsoft). Il peut cependant être utilisé pour contrôler une application à partir
d'une autre (par exemple, créer automatiquement un document Word à partir de données Excel).
Le code ainsi exécuté est stocké dans des instances de documents, on l'appelle également macro.
Figure 28 : Microsoft Visual basic pour les applications
59
Chapitre III : Elaboration d’une application informatique
pour le réglage des protections
II.2. Page d’accueil de l’application
Figure 29 : Page d'accueil de l'application
L’application contient plusieurs onglets dont chacun représente une page, et chaque page
représente à son tour un relais de protection.
Dans la page de navigation on trouve deux boutons qui nous a permis de choisir l’ouvrage et le
relais qu’on veut travailler avec :
Figure 31 : Interface choix de relais pour ligne
Figure 30 : Interface choix de relais pour
Transformateur
II.3. Variables d’entrées de l’application
Le clic sur l’un de ces boutons Relais nous assure la transition vers la page de l’équipement. De
plus, il y affiche un formulaire de saisie des données qui est lui-même constituer de trois pages et
deux boutons.
60
Chapitre III : Elaboration d’une application informatique
pour le réglage des protections
Figure 32 : Formulaire de saisie des données des réducteurs de mesure
Figure 33 : Formulaire de saisie des données de ligne
61
Chapitre III : Elaboration d’une application informatique
pour le réglage des protections
Figure 34 : Formulaire de saisie des données de transformateur
Le bouton Valider permet d'affecter automatiquement les données à des cases de feuille EXCEL
correspondante :
Figure 35 : les données nécessaires pour calculer les réglages
62
Chapitre III : Elaboration d’une application informatique
pour le réglage des protections
II.4 Feuille de réglage des protections
La figure 36 représente juste une vue globale de la feuille des réglages, veuillez trouver dans
L'ANNEXE5 un PDF format A3 ou l'image est plus claire.
Figure 36 : vue global de feuille des réglages
Après avoir rempli le formulaire, le calcul des réglages se fait automatiquement, selon les
équations de réglage présentées dans le chapitre II.
Dans cette page on trouve trois boutons :
✓ Retour : permet de revenir à la page d’accueil.
✓ Formulaire de saisie : permet d’afficher de nouveau le formulaire de saisie.
✓ Principe de fonctionnement : ce bouton se trouve à droite de chacune des fonctions de
protection, il permet de vous diriger vers un mini-rapport (ANNEXE 1) qui explique le
fonctionnement de cette protection et la démonstration des équations de réglage.
À titre d'exemple je vais présenter quelques captures d'écran des tableaux de feuille des
réglages :
63
Chapitre III : Elaboration d’une application informatique
pour le réglage des protections
II.4.1. Protection des lignes HTB :
➢ Protection de distance :
Figure 37 : Réglage de la protection de distance sur excel
➢ Protection à maximum de puissance résiduelle :
Figure 38 : Réglage de la protection à maximum de puissance résiduelle sur excel
➢ Protection différentielle de ligne :
Figure 39 : Réglage de la protection différentielle de ligne sur excel
64
Chapitre III : Elaboration d’une application informatique
pour le réglage des protections
II.4.2. Protection des transformateur HTB-HTA :
➢ Protection différentielle de transformateur
Figure 40 : Réglage de la protection différentielle de transformateur sur excel
II.4.3. Protections communes :
➢ Protection ampèremétrique :
Figure 41 : Réglage de la protection à maximum de courant sur excel
➢ Protection voltmétrique :
Figure 42 : Réglage de la protection à maximum et minimum de tension sur excel
65
Chapitre III : Elaboration d’une application informatique
pour le réglage des protections
III.
Programme VBA des Boutons, Forms et Modules de l’application
Comme son nom l'indique, VBA est très lié à Visual Basic (les syntaxes et concepts des deux
langages se ressemblent), mais ne peut normalement qu'exécuter du code dans une application
hôte Microsoft Office (et non pas d'une application autonome, il requiert donc une licence de la
suite bureautique Microsoft). Il peut cependant être utilisé pour contrôler une application à partir
d'une autre (par exemple, créer automatiquement un document Word à partir de données Excel).
Le code ainsi exécuté est stocké dans des instances de documents, on l'appelle également macro.
➢ Code macros 1,2 :
Sub affiche ()
relais.Show
Lignes 400/225/90 kV
End Sub
Sub ouv()
relaist.Show
Transformateurs THT/HT
End Sub
Le programme complet de l'application est présenté dans L’ANNEXE 3.
IV.
La valeur ajoutée de l’application
➢ Gain de temps :
Dès qu’il y a des réglages à calculer, le responsable d’études est amené à consulter les normes
en vigueur pour savoir les critères de satisfaction de ces réglages. Cette tâche répétitive
représente une perte de temps. Et puisqu’il y’en a beaucoup d’essais à effectuer, le temps
perdu, alors, s’est accumulé jusqu’à ce qu’il devient une problématique gênante maintenant.
➢ Gain de l’effort :
Chercher et se référer aux normes, à chaque fois qu’on a des réglages à calculer, surmène, pour
ne pas dire prostre et harcelle, les responsables d’études d’OMEXOM. La redondance de cette
tâche joue sur les nerfs, même dans quelques situations rendent le personnel épuisé. Et au lieu
que le responsable d’études soit dans son bureau réalisant d’autres tâches, il sera amené à se
déplacer avec le chargé d’affaires pour valider les essais. La chose qui demande plus d’efforts.
V.
CONCLUSION :
Au terme de ce chapitre, nous avons détaillé les étapes de conception d’une application
informatique de réglage des protections existant au niveau des lignes de transport HTB et les
transformateurs de puissance.
Le chapitre suivant est consacré aux traitements des réglages sur un exemple concret d’étude afin
de valider notre application.
66
CHAPITRE 4
67
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
I.
INTRODUCTION
Afin de fiabiliser l’exploitation d’un réseau électrique, qu’il soit de transport ou de distribution
d’énergie électrique, la phase d’étude des différents appareils de protection et d’évaluation des
performances, s’avère primordiale pour permettre une meilleure maitrise du réseau électrique.
Cette maitrise est en effet évaluée principalement à travers les qualités de protection en termes de :
✓ Rapidité d’élimination des défauts : Dans la plupart des réseaux THT, c’est le maintien de
la stabilité transitoire de fonctionnement des groupes générateurs qui impose le temps
maximal d’élimination des défauts, essentiellement des défauts polyphasés qui sont les plus
contraignants. Ce temps maximal se situe le plus souvent dans la fourchette 100 à 300 ms.
✓ Sélectivité d’élimination des défauts : Les réseaux THT de transport et d’interconnexion
sont également caractérisés par de forts transits d’énergie ; des courants de charge de
plusieurs milliers d’ampères sont fréquents. En cas de déclenchement d’un ouvrage, il se
produit instantanément un report de charge sur les ouvrages restant en service. Il est
indispensable de ne déclencher que les ouvrages strictement nécessaires à l’élimination
d’un défaut.
✓ Fiabilité des protections : La notion de fiabilité recouvre à la fois l’absence de
fonctionnement intempestif (sûreté) et l’absence de défaut de fonctionnement (sécurité).
II.
Schéma électrique du poste KMS 90/33 kV.
Le schéma unifilaire est une présentation graphique des éléments qui permettent le transit de
l’énergie électrique dans un poste électrique, elle donne une vue globale sur les solutions et
l’architecture du poste.
II.1. Les tranches constitutives du poste
Les tranches sont un ensemble d’équipements THT ou HT. Dans ce qui suit, nous allons présenter
les principaux équipements figurant dans chaque tranche.
Ce poste comprend essentiellement :
•
•
L’équipement d’une tranche départ THT (DEPART 90kV SAKAL) :
✓ Parafoudre à oxyde de zinc (ZnO) 145kV + compteur de décharges.
✓ Transformateurs de tension inductif 90000/√3/100/√3/100/√3 V, cl : 0.2;3P-50VA.
✓ Sectionneur de ligne tripolaire rotatif 145kV-1250A, 31.5kA/1s, avec MALT à commande
motorisée et manuelle.
✓ 04 Transformateurs de courant 145kV 300-600A/1-1-1-1A cl 0.2 3x5P20-30VA.
✓ Disjoncteur mono-tripolaire 145kV-1250A, 31.5kA/1s, à commande unipolaire.
✓ Sectionneur de barre, triphasé sans MALT, de type rotatif 145kV-1250A à commande
motorisée et manuelle, 31.5kA/s.
L’équipement d’une tranche barres 90kV
✓ TT inductif 90000/√3/100/√3/100/√3 V, cl : 0.2;3P-50VA.
68
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
•
L’équipement de deux tranches transformateur 90/33 kV
✓ Sectionneur triphasé sans MALT, de type pantographe 145kV-1250A,31.5kA/s à
commande motorisée et manuelle.
✓ Disjoncteur tripolaire 145kV-1250A, 31.5kA/1s, à commande tripolaire.
✓ Transformateurs de courant 145kV-300-600/1-1-1-1A, cl 0.2 3x5P20-30VA.
✓ Sectionneur triphasé de MALT 145kV-1250A, 31.5kA/1s, à commande motorisée et
manuelle.
✓ Transformateurs de tension inductif 90000/√3/100/√3/100/√3 V, cl : 0.2;3P-50VA.
✓ Parafoudre à oxyde de zinc (ZnO) 145kV + compteur de décharges.
✓ TC masse-cuve 100/1A-10VA – cl 5P20.
✓ TC tore 300-600/1A-30VA – cl 5P20.
✓ Transformateur de puissance 90/33 kV – 20MVA, YNyn0 avec régleur en charge – 3
parafoudres (ZnO) 33Kv + compteur de décharge.
✓ TC tore 100/5A-10VA – cl 5P15.
✓ Résistance de point neutre 36kV, 300A - 60Ω.
•
•
•
L’équipement de deux arrivées transformateurs 33Kv.
L’équipement de cinq tranches départs 33 kV.
L’équipement de deux départs TSA.
II.2. Schéma unifilaire du poste (voir ANNEXE 4) :
La présentation unifilaire apporte la simplicité de la lecture d’un schéma avec plusieurs
équipements et connexions. Nous donnons en ANNEXE 4, le schéma unifilaire du poste.
III.
Choix des relais de protection :
Après avoir lu et analysé la partie du cahier de charge concernant les fonctions de protections
exigées, nous avons choisi les relais de protections pour toutes les tranches BT afin d’élaborer
notre schéma de mesure conformément aux plans de protection types de SENELEC.
Tranche
Départ 90kV
Barre 90kV
Transformateur 90/33 kV
Arrivé 33 kV
Départ 33kV
Fonctions de protections
F21 ; F87L ; F74TC ; LD ; F25 ; F32N ; F27 ; F59 ; F79 ;
F50BF ; F85.
F27.
F50BF ; F50 ; F50N ; F51 ; F51N ; F87T ; F59 ; F59N ; F25 ;
F64.
F50 ; F50N ; F51 ; F51N.
F50 ; F50N ; F51 ; F51N.
Tableau 20 : Classification des fonctions de protection par chaque tranche
Le tableau indique les protections assurées par les différents relais installés pour chaque tranche.
69
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Le choix des relais de protections est basé principalement sur quatre critères : les fonctions de
protections assurées par l’équipement, le nombre des entrées et sorties, le protocole de
communication et en fin le prix de l’équipement.
Pour le choix des équipements nous nous sommes basés sur la variante GE ALSTOM. Le tableau
ci-dessous présente les relais choisis pour chaque tranche.
Tranche
Départ 90kV
Barre 90kV
Transformateur 90/33 kv
Arrivé 33 kV
Départ 33kV
Fonctions de protections
P444, P543, C264 (Calculateur pour tranche ou poste
électrique, RTU ou convertisseur de protocole).
P139.
P642, P14D, P139(03).
P139.
P139.
Tableau 21 : Relais choisis pour chaque tranche
IV.
Plan de protection et de mesure du poste source KMS 90/33kV :
Le plan de mesure et de protection présente l’ensemble des tranches des travées du poste électrique.
On précise dans ce plan les fonctions de protections de chaque tranche ainsi que la liaison de
chaque équipement contrôle commande avec les TC et les TT. Notre plan de mesure et protection
est présenté dans l’ANNEXE 4.
V.
Protection de départ 90 kV SAKAL
V.1. Les exigences du cahier des charges
La ligne entre KMS et SAKAL sera protégé des deux côtés par la protection distance, nous
prévoyons de programmer sur chaque relais 2 zone de protection.
La ligne sera aussi protégée par :
✓ Une protection principale différentielle ligne.
✓ Une protection BACK UP de distance 21/21N.
✓ Une protection ampèremétrique.
✓ Une protection de terre restreinte.
✓ Une protection de contrôle de synchronisme.
✓ Un automate de réenclenchement.
✓ Une protection de défaillance disjoncteur.
70
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Figure 43 : Plan de protection de départ SAKAL 90kV
V.2. Réglage des protections
Données :
•
•
•
Rapport TP : 90/0,1kV ;
Rapport TC : 600/1A ;
Le conducteur est de type Aster 366.2mm2 ;
71
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
•
In = 257A.
Longueur, km
Résistance
Linéique,
Ω/km
Réactance
XL
Linéique,
Ω/km
Impédance
directe
De la ligne au
primaire des
TC
Coefficient
de terre
L = 30
RL = 0,0913
XL = 0,4
ZL= 12.30
Ω/77,11°
KZo = 0,67/0,03°
Départs 90 kv
SAKAL KMS
Tableau 22 : Caractéristiques de la ligne 90kV
V.2.1. Calcul des portées résistives
Cette portée résistive permet de disposer d'une réserve pour les résistances de défaut qui
s'ajoutent à l'impédance des phases en tant que résistance supplémentaire à l'endroit du défaut.
Elle est composée entre autres des résistances d'arcs électriques, les résistances des prises de
terre aux pieds des pylônes etc.
En général, Rph doit être réglée au-dessus du défaut maximum de résistance d’arc pour un
défaut phase-phase, elle est donc calculée comme suit :
𝑅𝑎 =
(28 710 . 𝐿)
𝐼𝑑é𝑓𝑚𝑖𝑛 1.4
𝑅𝑝ℎ ≥ 𝑅𝑎
Avec :
•
•
•
Idéfmin : Courant minimum de défaut estimé phase-phase (A) ;
L : Espacement maximum entre deux conducteurs de phase (m) ;
Ra : Résistance d’arc, calculée selon la formule van Warrington (Ω).
Nous allons considérer une longueur d’arc égale à 6m (cas le plus défavorable) avec un courant
de défaut minimal pour maintenir l’arc (Idéfmin =1000A) =>
𝑅𝑎 =
(28 710 .6)
= 10,86𝛺
10001.4
On prend : 𝑅𝑝ℎ = 11𝛺.
Pour un défaut phase-terre :
𝑅𝑝𝑒 = 1,2. (𝑅𝑎 + 𝑅𝑡𝑓 )
Avec :
•
Rtf : Résistance des prises de terres au pied des pylônes = 10Ω =>
𝑅𝑝𝑒 = 1,2. (10,86 + 10) = 25,03𝛺
72
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
V.2.2. Vérification du chevauchement des portées résistives dans le domaine de transit de la
ligne :
En cas de surcharge de la ligne due à un report de charge ou autre phénomène transitoire, le
point de fonctionnement ne doit pas rentrer dans la caractéristique de déclenchement :
𝑅𝑝𝑜𝑟𝑡é𝑒 < 𝑅𝐿𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒
Avec : 𝑅𝐿𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒 =
𝑉𝑚𝑖𝑛
1,2.𝐼𝑚𝑎𝑥
(formule extraite des recommandations du WAPP).
Avec : 𝑉𝑚𝑖𝑛 = 44,91 𝑘𝑉 pour un réseau 90kV (voir ANNEXE 1) et Imax le courant de
transit maximal de la ligne (Imax = 600A) =>
44 910
𝑅𝐿𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒 =
= 62,37𝛺
1.2 ∗ 600
Largement supérieur aux résistances de portées.
V.2.3 Réglages de Relais P545 ligne 90kV KMS
RELAIS
ANSI
SEUIL
𝑍𝐿
P543
Zone 1
21
= 0.8 ∗ 𝑍𝐿
Zone 2
= 1.2 ∗ 𝑍𝐿
87L
Antipompage :
∆R=0,3*Rph=3,3Ω
∆X=∆R=3,3Ω
78
51
REGLAGE PRIMAIRE
𝑍𝐿 = 𝐿. (𝑅 + 𝑗𝑋)
𝑍𝐿 = 2,74 + 𝑗12
Au secondaire des TC
𝑍𝐿 = 1,83 + 𝑗8
Zone1 = 1,64+j6,4
|Zone1| = 6,65 Ω /77°,
Temporisation = 0s
Portée Rph =11 Ω et RPE
=25Ω
Zone2 = 2,19 +j9,6
|Zone2| = 9,84 Ω /77°,
Temporisation = 0,2s
Portée Rph =11 Ω RPE
=25Ω
Idiff> =20%In=51,4A
K1=30%
K2=150%
Idiff>>=2xIn=514A
Temporisation = 0s
I
I> seuil 1 :
COMMENTAIRE
Zone bloquée par 87L sur la
P545
Schéma Télé action : PRA-Z2
Blocage différentielle ligne en
cas de perte de communication
Entre les 02 relais et en cas de
circuit TC ouvert
Déverrouillage automatique par
Détection Io=0,2In et Ii=0.2In
et
I>=1.5In ; temporisation de
déverrouillage 5s
Maximum courant de phase
73
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
SOTF
>
Temporisée.
Initialisation par position
ouverte du disjoncteur
∆U=20%Un, ∆α=30°
∆f=0,2Hz Temps de
glissement :
0,2s Avec fonction synchrocoupleur
25
Mono
79
TRI
50BF
1,1. In= 282,7A/1s alarme
20min déclenchement.
Seuil 2 :
1,5. In==385,5A/2,5s
déclenchement.
I> 514A/0s ou SOTF toute
zones
Temps mort : 0,5s nombre
d’essais : 1 temps blocage :
60s temps de discrimination
: 0,1s
Temps mort : 3s nombre
d’essais : 1 temps blocage :
60s temps de discrimination
: 0,1s
I> = 0,2. In=0,2.257A
=51,4A
T1= 0,05s entraine
déclenchement bobine 2 ;
T2=0,15s déclenchement des
autres travées et vis-à-vis par
télé action DTT
Contrôle de Synchronisme à
assurer uniquement en cas de
PTB&PTL
PTL : Présence tension ligne
<= 80%Unligne
PTB : Présence tension barre
<=80%Unbarre
Réenclencheur initialisé en cas
de défaut 87L, zone 1, zone2 et
Zone +TAC,67N+TAC
Vérification synchronisme
avant ordre de fermeture TRI
En position test (Sectionneur
barre ouvert), aucun ordre 50BF
ne doit être émis.
Tableau 23 : Réglages de Relais P545 ligne 90kV KMS
V.2.4. Réglages de Relais P444 ligne 90kV KMS
74
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
RELAIS
ANSI
SEUIL
𝑍𝐿
P444
21
Zone 1
= 0.8 ∗ 𝑍𝐿
Zone 2
= 1.2 ∗ 𝑍𝐿
32N
78
REGLAGE PRIMAIRE
𝑍𝐿 = 𝐿. (𝑅 + 𝑗𝑋)
𝑍𝐿 = 2,74 + 𝑗12
Au secondaire des TC
𝑍𝐿 = 1,83 + 𝑗8
Zone1 = 1,64+j6,4
|Zone1| = 6,65 Ω /77°,
Temporisation = 0s
Portée Rph =11 Ω et RPE =25Ω
Zone2 = 2,19 +j9,6
|Zone2| = 9,84 Ω /77°,
Temporisation = 0,2s
Portée Rph =11 Ω RPE =25Ω
Io=100A
Uo=10%Un=0,1*90000=900V
K=0,5
Temporisation de base=1,8s
Antipompage :
∆R=0,3*Rph=3,3Ω
∆X=∆R=3,3Ω
51
SOTF
I> seuil 1 :
1,1. In= 282,7A/1s alarme 20min
déclenchement.
Seuil 2 :
1,5. In==385,5A/2,5s déclenchement.
Ii/Id=20%, t= 60s
(Voir chapitre II—IV.3)
II> 514A/0s ou SOTF toute zone
AMU
(27)
ATL : Absence Tension Ligne<20%
ATB : Absence Tension Barre<20%
AMU=ATL&ATB
46BC
59
I
U>1,1Un=99kV/alarme
U>>1,25Un=112.5kV/ 30s
COMMENTAIRE
Zone bloquée par 87L
sur la P545
Schéma Télé action :
PRA-Z2
Déverrouillage
automatique par
Détection Io=0,2In et
Ii=0,2In et
I>=1,5In ;
temporisation de
déverrouillage 5s
Maximum courant de
phase temporisée
Rupture conducteur
Initialisation par
position ouverte du
disjoncteur
Tempo = 10s Blocage
AMU si perte MCB TT
Ligne ou perte MCB
TT Barre ou disjoncteur
ouvert
Emission d’un signal
DTT par télé protection
au vis-à-vis.
75
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
25
∆U=20%Un ∆α=20°
∆f=0,2Hz Temps de glissement : 0,2s
Avec fonction synchrocoupleur
79
Temps mort : 0,5s nombre d’essais : 1
temps blocage : 60s temps de
discrimination : 0,1s
Mono
TRI
50BF
Temps mort : 3s nombre d’essais : 1
temps blocage : 60s temps de
discrimination : 0,1s
I> = 0,2. In=0,2.257A =5,4A
T1= 0,05s entraine déclenchement
bobine 2 ;
T2=0,15s déclenchement des autres
travées et vis-à-vis par télé action
DTT
Contrôle de
Synchronisme à assurer
uniquement en cas de
PTB&PTL
PTL : Présence tension
ligne
>= 80%Unligne
PTB : Présence tension
barre
>=80%Unbarre
Réenclencheur initialisé
en cas de défaut 87L,
zone 1, zone2+TAC,
Vérification
synchronisme avant
ordre de fermeture TRI
En position test
(Sectionneur barre
ouvert), aucun ordre
50BF ne doit être émis.
Tableau 24 : Réglages de Relais P444 ligne 90kV KMS
VI.
Protection des transformateurs 90/33 kV
VI.1. Les exigences du cahier des charges
Les deux transformateur TR1 et TR2 seront protégés par :
✓
✓
✓
✓
Une protection principale différentielle transformateur.
Une protection de terre restreinte.
Une protection ampèremétrique
Une protection de défaillance disjoncteur.
76
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Figure 44 : Plan de protection de transformateur 90/33 kV KMS
VI.2. Réglage des protections
Données :
•
•
•
Rapport TC 90kV : 600/1A, 5P20.
Rapport TC 30kV : 800/1A, 5P20.
Tore neutre 30kV: 600/1A, 5P20.
•
𝐼𝑛 =
•
•
𝑆𝑐𝑐 = 600𝑀𝑉𝐴.
𝑍𝑎𝑚𝑜𝑛𝑡 = 𝑗13.5𝛺.
𝑠
√3.𝑈𝑛
=
20.106
√3.90.103
= 128. ,3𝐴.
Le court-circuit biphasé min au primaire de transformateur :
𝑼𝒏
𝑼𝒏𝒔
𝟗𝟎
𝑰𝒄𝒄−𝒃𝒊𝒑𝒉𝒂𝒔é−𝒎𝒊𝒏 =
=
=
= 𝟑. 𝟑𝟑𝒌𝑨
|𝒁𝒅 + 𝒁𝒊 | 𝟐. |𝒁𝒂𝒎𝒐𝒏𝒕 | 𝟐. 𝟏𝟑, 𝟓
77
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Poste KMS
TR1
TR2
Tension nominale kV
HTB
HTA
90
33
90
33
Couplage
Puissance (MVA)
ONAN
ONAF
16
20
16
20
YNyn0
YNyn0
Tableau 25 : Caractéristiques de transformateur
VI.2.1. Réglages de protection principale P642
RELAIS ANSI
87T
REGLAGE PRIMAIRE
Id=20%In=0,2.128,3A=25,66A
K1=30% K2=80%
Idiff>>=2xIn =256,6A
2éme Harmonique =15%
5éme Harmonique =25%
Iso=50%. In= 64,15A
K1=0% K2=95%
64REF
50BF
P642
I> = 0,2. In=0,2.128,3A =25,6A
T1= 0,05s entraine déclenchement
bobine 2 ;
T2=0,15s déclenchement des autres
travées.
COMMENTAIRE
Déclenchement 87T entraine
isolement du transfo (ouverture DJ 90
et 30kV) ;
Différentielle terre restreinte ;
confirmation par lecture courant sur
le Tore du neutre ; déclenchement
87T entraine isolement du transfo
(ouverture DJ 90 et 30kV)
En position test (Sectionneur barre
ouvert), aucun ordre 50BF ne doit
être émis.
Tableau 26 : Réglages de protection principale P642
VI.2.2. Réglages de protections Secours P14D
RELAIS
ANSI
SEUIL
I>>
50
Seuil1
P14D
51N
Seuil2
51
I>
REGLAGE PRIMAIRE
0,8.Icc-biphasé
=0,8.3333A
=2666,4A/0,3s
=60A/5s alarme 20min
déclenchement.
=In=128,3A/3s
déclenchement.
I> seuil 1 :
1,1. In= 141,1A/1s alarme
20min déclenchement.
Seuil 2 :
1,5. In==192,4A/2.5s
déclenchement.
COMMENTAIRE
Court-circuit phase Protection
Bushing ; isole le transfo en cas
de déclenchement
Max I-terre
Surcharge transfo vue côté 90kV
78
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
I> : 0,2In=25,6A
En position test (Sectionneur
0,05s entraine
barre ouvert), aucun ordre 50BF
Déclenchement bobine 2
ne doit être émis.
T2=0,15s déclenchement des
autres travées.
50BF
Tableau 27 : Réglages de protections Secours P14D
VII.
Protection des arrivées transformateurs 33 kV
VII.1. Les exigences du cahier des charges
✓ Les protections ampèremétriques
✓ Une protection de défaillance disjoncteur.
Figure 45 : Plan de protection arrivée transformateur
VII.2. Réglage des protections
Données :
•
•
Rapport TC : 800/5A.
Rapport TP : 30/0,1kV.
•
𝑐𝑐
𝑍𝑇𝑅 = 100
. 𝑆 = 100 . 20 = 𝑗32,4𝛺.
𝑈 % 𝑈2
8
902
79
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
•
•
𝑆𝑐𝑐 = 600𝑀𝑉𝐴.
𝑍𝑎𝑚𝑜𝑛𝑡 = 𝑗13,5𝛺.
•
𝐼𝑛 =
𝑠
√3.𝑈𝑛
=
20.106
√3.33.103
= 350𝐴.
Le court-circuit biphasé min sur le JDB 33kV pour un fonctionnement en mode séparés des
02 transfos (impédances Max) est de :
𝑼𝒏
𝑼𝒏𝒔
𝟑𝟑
=
=
𝟐
𝟑𝟑
|𝒁𝒅 + 𝒁𝒊 | 𝟐. |𝒁𝑻𝑹 + 𝒁𝒂𝒎𝒐𝒏𝒕 |. 𝒎
𝟐. √(𝟑𝟐, 𝟒 + 𝟏𝟑, 𝟓)𝟐 . (𝟗𝟎)𝟐
= 𝟐, 𝟔𝟕𝒌𝑨.
𝑰𝒄𝒄−𝒃𝒊𝒑𝒉𝒂𝒔é−𝒎𝒊𝒏 =
RELAIS
ANSI
SEUIL
REGLAGE PRIMAIRE
COMMENTAIRE
I>
1,1In =385A/1s-alarme
20min-déclenchement
1,5In=525A/2,5s
déclenchement
0,8.Icc-biphasé
=2136A/0,15s
Max I phase ou surcharge
transfo
51
I>>
50
P139
51N
50BF
Seuil1
=60A/5s alarme 20min
déclenchement.
Seuil2
=In=350A/3s
déclenchement.
I<
I> = 0,2. In=0,2.350A
=70A
Court-circuit phase sur le JDB,
ce seuil doit être bloqué par
sélectivité.
Max I terre
T1= 0,05s entraine
déclenchement bobine 2 ;
T2=0,15s.
Déclenchement DJ 90kV et
couplage 30Kv
Tableau 28 : Réglages de relais P139 arrivée transformateur
VIII. Protection des départs 33 kV
VIII.1. Les exigences du cahier des charges
80
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Figure 46 : Plan de protection de départ 33kV
•
•
•
•
Rapport TC : 400/5A ;
Rapport TP : 30/0,1kV ;
Tous les départs issus du poste sont des départs souterrains de type Alu-240mm2
dont le courant admissible en fonction du mode de pose est environ 400A.
In = 87,5A.
Type conducteur
Section,
mm2
Résistance
Linéique, Ω/km
Réactance Xd
Linéique, Ω/km
Capacité
ɥF/km
Al
240
0,13
0,115
0,2
Tableau 29 : Caractériqtiques de cable
VIII.2. Réglage des protections
Avec Les caractéristiques du câble, un défaut biphasé simulé à 80km du poste (longueur
maximal couverte) est égal à :
𝑍𝑙 = 80. (0.13 + 𝑗0.115) = 10,4 + 𝑗9,2
81
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
𝑈𝑛
33
=
2
2. |(𝑍𝑎𝑚𝑜𝑛𝑡 + 𝑍𝑡𝑟 ). 𝑚 + 𝑍𝑙 | 2. |(𝑗13,5 + 𝑗. 32,4). 0,134 + 10,4 + 𝑗9,2|
= 889.9𝐴
𝐼𝑐𝑐−𝑏𝑖𝑝ℎ𝑎𝑠é𝑚𝑖𝑛 =
Ainsi le seuil court-circuit phase I >> du des départs sera réglé inférieure à
0,8xIcc_biphasé_min
Soit (I >>) < 0,8x639,5= 511,6A=1,28. InTC.
RELAIS
ANSI
SEUIL
REGLAGE PRIMAIRE
COMMENTAIRE
I>
1,1In =96,3A/1s-alarme
20min-déclenchement
1,5In=131,3A/2,5s
déclenchement
0,8. Icc-biphasé =711,9A/0s
Max I phase ou surcharge
51
50
I>>
Seuil1
P139
51N
Seuil2
46BC
50BF
I<
Court-circuit phase
=60A/5s alarme 20min
déclenchement.
=In=87,5A/3s
déclenchement.
Ii/Id=20%, t= 60s
(Voir chapitre II—IV.3)
I> = 0,2. In=0,2.87,5A
=17,5A
Max I terre
Rupture conducteur
Déclenchement arrivée 30kV
Après 0,15s
Tableau 30 : Réglages de relais P139 départ 33 kV
IX.
Protection des départs TSA
Figure 47 : Départ TSA
82
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Données :
•
•
•
•
Rapport TC : 400/5A ;
Rapport TC Masse cuve 25/1A ;
Rapport TP : 30/0,1kV ;
Puissance TSA, S =50kVA.
•
𝑐𝑐
𝑍𝑇𝑅 = 100
. 𝑆 = 100 . 50000 = 𝑗0,128𝛺.
𝑈 % 𝑈2
4
4002
𝑈𝑛
2. |(𝑍𝑎𝑚𝑜𝑛𝑡 + 𝑍𝑡𝑟 ). 𝑚𝑡𝑟12 . 𝑚𝑡𝑟22 + 𝑍𝑡𝑟𝑇𝑆𝐴 |
400
400
=
=
= 1538𝐴.
400 2
0,26
2. |(𝑗13,5 + 𝑗. 32,4). 0,314. (
) + 𝑗0,128|
33000
𝐼𝑐𝑐−𝑏𝑖𝑝ℎ𝑎𝑠é𝑚𝑖𝑛 =
IX.1. Réglage des protections
Le TC étant dimensionné par rapport à la cellule, le rapport de TC est trop élevé pour pouvoir
appliquer un seuil surcharge du TSA. Donc seul un seuil court-circuit phase sera appliqué pour
les défauts phases.
Le Transfo TSA dispose des protections mécaniques et en plus les charges auxiliaires sont
dimensionnées pour ne pas surcharger le transfo.
RELAIS
ANSI
SEUIL
REGLAGE PRIMAIRE
COMMENTAIRE
50
I>>
0,8. Icc-biphasé
=1230,7A/0s
=60A/5s alarme 20min
déclenchement.
=In=72,2A/3s
déclenchement.
Court-circuit phase
P139
Seuil1
51N
Seuil2
Court-circuit terre
Tableau 31 : Réglages de relais P139 de départ TSA
X.
Comparaison avec les réglages à partir de l’application
Puisque nous avons programmé sur EXCEL les mêmes formules utilisées lors de calculs des
réglages de poste on est arrivée à trouver les mêmes réglages, le tableau suivant présent une
comparaison entre le calcul manuel et le calcul fait par l’application :
P543
Calcul manuel
Résultats de l’application
Protection de distance
Zone1 = 1,64+j6,4
|𝐙𝐨𝐧𝐞𝟏| = 6,65 Ω /77°,
Zone2 = 2,19 +j9,6
|𝐙𝐨𝐧𝐞𝟐| = 9,84 Ω /77°,
83
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Différentielle de ligne
Idiff> =20%In=51,4A
K1=30%
K2=150% Idiff>>=2xIn=514A
Temporisation = 0s
Anti-pompage
∆R=0,3*Rph=3,3Ω
∆X=∆R=3,3Ω
Protection ampèremétrique temporisée
I> seuil 1 :
1,1. In= 282,7A/1s alarme 20min
déclenchement.
Seuil 2 :
1,5. In==385,5A/2,5s
déclenchement.
Contrôle de synchronisme
∆U=20%Un, ∆α=30°
∆f=0,2Hz Temps de glissement :
0,2s Avec fonction synchrocoupleur
Défaillance disjoncteur
I> = 0,2. In=0,2.257A =51,4A
T1= 0,05s entraine
T2=0,15s.
Tableau 32 : Comparaison entre le calcul manuel et le calcul fait par l’application
Les résultats des autres relais sont présentés dans L’ANNEXE 5.
XI.
Architecture système contrôle commande numérique
L’architecture d’un système contrôle commande détermine l’ensemble de matériels et logiciels
répartis dans le site, avec les solutions abordées coté, contrôle commande, afin d’assurer une
continuité de service.
Cette architecture définie exactement la constitution des tranches du poste et les salles dédiées
aux fonctions contrôle commande. En effet, une architecture contrôle commande permet
d’identifier tous les équipements de protection, de calcul, de communication ainsi que les
supports et les protocoles de communications d’un poste électrique.
84
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Figure 48 : Architecture système contrôle commande numérique
On distingue entre différentes architectures de contrôle commande numérique, soit en étoile,
anneau ou double étoile.
•
•
•
Architecture étoile : les équipements de protection et de calcul sont connectés au poste
de conduit ou l’ordinateur central via un seul switch. Cette architecture est considérée
simple mais elle présente un inconvenant c’est dans le cas de défaut sur le switch ou
sur la liaison entre le switch et l’interface de l’opérateur, on perd la communication
avec tous les équipements contrôle commande.
Architecture double étoile : tous les équipements control commande sont connectés à
deux switches, le premier principal et le deuxième de secours. Ensuite, les deux
switches sont connectés à l’ordinateurs central. Cette architecture est la plus sûre car
elle tolère davantage la défaillance d’un support de communication ou un switch, tous
les supports de communication sont redondants.
Architecture anneau : les équipements contrôle commande sont connectés en boucle
avec l’ordinateur central. Cette solution protège contre une rupture de communication,
vu les deux sens de circulation des informations. De plus elle présente un bon rapport
qualité prix.
85
Chapitre IV : Réglage des protections
du poste KMS 90/33 kV-Sénégal.
Figure 49 : Architecture contrôle commande en anneau
Protocoles de communication :
Un protocole est une méthode standard qui permet la communication entre des processus
(s'exécutant éventuellement sur différentes machines), Dans les postes électriques les protocoles
de communication les plus utilisées entre les équipements contrôle commande sont CEI 60870101/103 ; DNP3 ; MODBUS et CEI 61850 avec :
CEI 61850 : est la nouvelle norme internationale de communication dans les postes. Elle permet
d'intégrer toutes les fonctions de protection, de contrôle, de mesure et de surveillance dans un poste
et fournit également les moyens requis pour les applications de protection rapide des postes, de
verrouillage et de télé-déclenchement. Elle combine la commodité d’Ethernet avec la performance
et la sécurité : trois notions essentielles dans les postes aujourd'hui.
XII.
CONCLUSION
Au terme de ce chapitre, nous avons défini les fonctions de protection selon les exigences du cahier
de charges, puis nous avons choisi de travailler avec les relais de la marque GE, ALSTOM.
Ensuite, nous avons procédé au réglage des relais théoriquement en termes de courant, tension et
impédance seuil et de temporisation, et à la fi nous avons comparer les réglages faits manuellement
avec ceux de l’application informatique. La concordance des réglages valide les résultats obtenus
par l’application informatique.
86
CHAPITRE 5
87
Chapitre V : Simulation sur ETAP
I.
INTRODUCTION
La simulation est un outil utilisé par le chercheur, l'ingénieur, le militaire, etc. pour tester
les résultats d'une action sur un élément sans réaliser l'expérience sur l'élément réel. Donc c’est Le
moyen le plus simple serait de tenter l'expérience, c'est-à-dire d'exercer l'action souhaitée sur
l'élément en cause pour pouvoir observer ou mesurer le résultat. Dans notre cas nous avons simulé
le schéma de notre poste en utilisant le logiciel ETAP, afin de valider les calculs faits par
l'application et de vérifier la réactivité des appareillages de protection.
Présentation de l’outil de travail
II.
La plate-forme la plus complète pour la Conception, simulation, analyse, opération, Contrôle,
optimisation et automatisation des systèmes de puissance.
Figure 50 : Classification des fonctions de logiciel ETAP
Il permet aussi de faire les diagnostics en temps réel :
✓
✓
✓
✓
✓
Surveillance et simulation du réseau électrique (PSMS) ;
Logiciel de système de gestion de l'énergie (EMS) ;
Logiciel de système d'automatisation de poste (ISUB) ;
Logiciel de délestage intelligent et rapide (ILS) ;
Système de gestion de la distribution (DMS).
88
Chapitre V : Simulation sur ETAP
III.
Etablissement du schéma sur ETAP
Nous avons Tracé le schéma de notre poste sur l’interface « EDIT » du logiciel ETAP. En effet,
après il faut saisir les données d’entrée des différents éléments du poste, à savoir la source, les
transformateurs ainsi que les câbles. Les figures suivantes montre les données à configurer :
Figure 51 : Etablissement du schéma sur Interface EDIT du logiciel ETAP
•
Données des réducteurs de mesure :
Figure 53 : Configuration des TC
Figure 52 : Configuration des TT
89
Chapitre V : Simulation sur ETAP
•
Configuration de transformateur de puissance :
Figure 54 : Configuration de transformateur de puissance
Figure 55 : Configuration de couplage du transformateur
90
Chapitre V : Simulation sur ETAP
Figure 56 : Configuration des impédances de transformateur
•
Configuration de ligne 90kV :
Figure 57 : Configuration de ligne de transport
•
Configuration des câbles 33kV :
Figure 58 : Configuration des câbles
91
Chapitre V : Simulation sur ETAP
IV.
Simulation de l’écoulement de puissance
L’étude de l’écoulement de puissance est une étape primordiale de toute analyse sérieuse d’un
réseau électrique. En effet, elle nous permet de calculer les grandeurs d’un réseau en régime
permanent équilibré à savoir les modules et phases des tensions en tout point du réseau. A partir
de ces dernières, on peut calculer les courants dans les lignes de transport, les puissances actives
et réactives transitées et les pertes de puissances provoquées lors du transport d’énergie électrique.
Cette analyse est très importante pour les études, la planification et l’exploitation d’un réseau
électrique.
IV.1. Modélisation des composantes du réseau électrique
La première étape d’un écoulement de puissance consiste à calculer la matrice d’admittance du
réseau, cependant avant de trouver la matrice complète du réseau il faut trouver la matrice
d’admittance de chaque composant, pour ce faire on va utiliser la modélisation en régime
permanent à l’aide d’un quadripôle :
𝐼𝑠
𝐼𝑟
Composant
𝑉𝑟
𝑉𝑠
𝐴
൤ ൨=ቂ
𝐼𝑠
𝐶
𝑉𝑠
𝐵 𝑉𝑟
ቃ.൤ ൨
𝐷 𝐼𝑟
Figure 59 : Représentation d'un quadripôle
➢ Modélisation d’un générateur :
Le générateur est considéré comme étant le cœur du réseau électrique. Il assure la production de
l’énergie électrique demandée par le consommateur. Dans l’analyse de l’écoulement de puissance,
le générateur est modélisé comme étant une source de tension constante Vg qui injecte de la
puissance active Pg et réactive Qg.
T
G
|𝑉𝑔 |. 𝑒 𝑗𝛿
Systéme électrique
𝑃𝑔 + 𝑗𝑄𝑔
Figure 60 : Modélisation d'un générateur
92
Chapitre V : Simulation sur ETAP
La puissance réactive du générateur s’adopte de façon à maintenir la tension à la barre constante.
Aussi le générateur est caractérisé par deux limites de la puissance réactive Qgmax et Qgmin,
lorsque l’une de ces limites est atteinte, la puissance Q reste inchangée et la tension à la barre n’est
plus fixe.
➢ Modélisation d’une ligne :
La ligne de transmission de l’énergie électrique située entre deux barres est généralement
représentée par le schéma équivalent par phase de type (π) comme le montre la figure ci-dessous :
𝐼ഥ𝑟
𝑉ഥ𝑟
𝑋̅
𝑅
𝐼ഥ𝑠
𝑌̅
2
𝑌̅
2
ഥ𝑠
𝑉
Figure 61 : Modélisation d'une ligne
Avec :
𝑍̅ = ̅̅̅
𝑍𝑐 . 𝑠ℎ(𝛾̅ . 𝑑)
𝑌̅ 𝑐ℎ(𝛾̅ . 𝑑) − 1
=
̅̅̅
2
𝑍𝑐 . 𝑠ℎ(𝛾̅ . 𝑑)
𝛾̅ : Constante de propagation ;
𝑍𝑐 : Impédance caractéristique.
➢ Modélisation d’un élément shunt :
Dans la plupart des cas, des éléments shunt (batterie de condensateur ou réactance) sont insérés
dans le réseau électrique pour fournir ou absorber de la puissance réactive afin d’obtenir un
meilleur profil de tension :
Incuctif
Capacitif
൤
1
𝑌𝑠ℎ𝑢𝑛𝑡
0
൨
1
Matrice d’admittance
Figure 62 : Élément shunt
93
Chapitre V : Simulation sur ETAP
IV.2. Formulation pour l’écoulement de puissance
Les réseaux électriques sont caractérisés par des données de barres et de branches. On va définir
trois types de barres de la façon suivante :
✓ La barre d’équilibre sert de référence pour les tensions, généralement elle sera identifiée
par le numéro 1 et son module et angle de tension seront toujours spécifiés et fixes et
connus.
✓ Les barres de générations ont le module de tension maintenu constant, elles sont connectées
à un générateur dont la puissance active est connue et constante.
✓ Les barres de charge sont les barres dont les puissances actives et réactives injectées sont
connues et fixes et grâce à l’écoulement de puissance on va chercher à trouver le module
et l’angle de la tension.
Classification des barres
Barre d’équilibre SW
Barre de génération PV
Barre de charge PQ
Paramètres connus
|𝑉|, 𝜃
|𝑉|, 𝑃
Paramètres inconnus
P,Q
𝜃, 𝑄
|𝑉|, 𝜃
P,Q
Tableau 33 : Classification des barres
La première étape de l’écoulement de puissance consiste à formuler la matrice d’admittance Ybus
en utilisant les équations ci-dessous :
𝑌𝑏𝑢𝑠 (𝑖, 𝑖) = ∑ 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑖𝑡𝑡𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑙𝑖é𝑒 à 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒 𝑖
𝑌𝑏𝑢𝑠 (𝑖, 𝑗) = ∑ 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑖𝑡𝑡𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒 𝑖 𝑒𝑡 𝑗
En exprimant Ybus en coordonnées rectangulaires et la tension en coordonnées polaires, on obtient
les équations des puissances :
̅̅̅̅̅
𝑌𝑏𝑢𝑠 = 𝐺𝑏𝑢𝑠 + 𝑗𝐵𝑏𝑢𝑠
𝑉̅ = |𝑉|⟨𝜃
𝐼 ̅ = ̅̅̅̅̅
𝑌𝑏𝑢𝑠 . 𝑉̅
𝑆 = 𝑉. 𝐼 ∗
Pour tout un réseau ces calculs sont très difficiles pour cela en utilise des méthodes d’analyse
numérique pour résoudre les équations, le logiciel ETAP utilise soit la méthode de Gauss-Seidel
ou bien de Newton-Raphson cela dépende de votre choix.
IV.3. Simulation
Notre poste contient :
Power grids
Buses
Branches
1
13
12
Loads
7
94
Chapitre V : Simulation sur ETAP
Figure 63 : Simulation de l'écoulement de puissance réseau 90 kV
Figure 64 : Simulation de l'écoulement de puissance réseau 33 kV
ETAP permet aussi d’analyser ces résultats et de générer les rapports sous format PDF et xlsx, les
rapports sont présentés dans L’ANNEXE 6.
95
Chapitre V : Simulation sur ETAP
V.
Simulation des courts-circuits
Le calcul des courants de court-circuit est nécessaire pour le choix convenable du réglage des
appareils de protection.
➢ Hypothèses de calcul :
✓ Norme IEC 60-909 ;
✓ Le caractère symétrique des câbles, des lignes et des transformateurs entraîne que
l’impédance directe est égale à l’impédance inverse pour ces éléments ;
✓ Afin de calculer le courant de court-circuit minimal, on considèrera qu’une seule source
est fonctionnelle.
➢ Calculs avec le logiciel ETAP :
Afin de vérifier le calcul manuel des courants de courts-circuits minimaux, nous avons simulé le
schéma de notre poste sur l’interface « EDIT » du logiciel ETAP. En effet, après avoir saisi les
données d’entrée des différents éléments du poste, à savoir la source, les transformateurs ainsi que
les câbles, nous avons sélectionné le menu relatif à l’analyse des courts-circuits, puis choisi le
calcul conforme à la norme IEC 60-909.
Dans le menu relatif à l’étude de court-circuit, nous avons spécifié le type de court-circuit désiré.
En résumé, le logiciel nous affiche à chaque raccordement mis en défaut, la valeur du courant de
court-circuit minimal.
❖ Défaut en jeu de barres 90kV :
Figure 65 : Simulation de court-circuit biphasé au niveau de jeu de barres 90 kV
❖ Défaut à 30 km de départ SAKAL 90kV :
96
Chapitre V : Simulation sur ETAP
Figure 66 : Simulation de court-circuit biphasé au niveau de départ 90kV
❖ Défaut en jeu de barres 33kV :
Figure 67 : Simulation de court-circuit biphasé au niveau de jeu de barres 33 kV
97
Chapitre V : Simulation sur ETAP
❖ Défaut à 80 km de départ 33kV :
Figure 68 : Simulation de court-circuit biphasé au niveau de départ 33 kV
➢ Comparaison avec les calculs font par l’application :
Emplacement de court-circuit
Jeu de barres 90kV
Départ SAKAL 90kV à 30 km
Jeu de barres 33kV
Départ 33kV à 80km
Résultats de l’application
(kA)
3.33
1.74
2.67
0.889
Résultats de simulation
ETAP (kA)
3.33
1.81
2.43
0.891
Tableau 34 : Résultats théorique des courants de court-circuit.
D’après les résultats issus de la simulation par ETAP, on conclut que l’erreur relative entre le
calcul manuel et celui issu du logiciel, ne dépasse pas 8%. Dès lors, le calcul du courant de courtcircuit est validé.
VI.
Simulation des protections
Après avoir saisi le schéma unifilaire de notre réseau, nous avons entré les données relatives aux
calibres des réducteurs de mesure (TT et TC), ensuite nous avons téléchargé depuis la bibliothèque
de ETAP les relais ayant la même marque et référence de ceux choisis dans cette étude comme
indiqué sur la figure ci-dessous.
98
Chapitre V : Simulation sur ETAP
Figure 69 : Librairie des relais (ETAP)
Finalement, nous avons effectué le réglage relatif aux différents relais :
➢ Réglage de protection MAXI départ 33kV :
Figure 70 : Réglage de protection MAXI départ 33kV sur ETAP
99
Chapitre V : Simulation sur ETAP
➢ Réglage de protection MAXI arrivée transformateur 33kV :
Figure 71 : Réglage de protection MAXI arrivée 33kV sur ETAP
La protection contre les courts-circuits est temporisée à 150 ms pour assurer la sélectivité
chronométrique avec les départs 33 kV.
➢ Réglage de protection différentielle transformateur :
Figure 72 : Réglage de protection 87T sur ETAP
100
Chapitre V : Simulation sur ETAP
D’ailleurs la coordination entre les différents équipements de protection peut être réalisée à travers
le mode Star, qui nous permet de simuler le défaut (triphasé, biphasé ou monophasé) dans les
différents étages du réseau et voir le séquencement du déclenchement des différents relais et de là
conclure quant à la sélectivité. En revanche, le mode Star permet également de visualiser les
courbes relatives au réglage des différents équipements ainsi que leur superposition.
Après avoir simulé un défaut triphasé dans le départ 33 kV N°3 du réseau, on remarque que la
séquence de déclenchement des disjoncteurs est la suivante :
Ordre de déclenchement
1
2
3
Désignation du disjoncteur
Disj départ N°4
Disj arrivée tr2
Disj tr2
Temporisation (ms)
0
150
300
Tableau 35 : Séquence du déclenchement des disjoncteurs
Figure 73 : Sélectivité pour un défaut dans un départ 33kV
101
Chapitre V : Simulation sur ETAP
Figure 74 : Courbe de coordination entre les relais : Départ 33 kV/Arrivée 33 kV/ Arrivée transfo 90kV
Ainsi, d’après les courbes de la figure 74, on conclut que la sélectivité est assurée.
On simule un défaut triphasé au niveau de jeu de barres 33KV, on note la succession des
déclenchements des disjoncteurs :
Ordre de déclenchement
1
2
Désignation du disjoncteur
Disj arrivée tr2
Disj tr2
Temporisation (ms)
0.1
0.2
Tableau 36 : Séquence du déclenchement des disjoncteurs pour un défaut au niveau de JDB 33 kV
102
Chapitre V : Simulation sur ETAP
Figure 75 : Sélectivité pour un défaut au niveau de JDB 33 kV
Ainsi d’après la figure 76, on conclut que la sélectivité est bien assurée.
103
Chapitre V : Simulation sur ETAP
Figure 76 : Courbe de coordination entre les relais : Arrivée 33 kV/ Arrivée transfo 90kV
VII.
CONCLUSION
Au terme de ce chapitre, nous avons simulé en premier lieu l'écoulement de puissance qui nous a
donné une idée sue l'état de notre poste, puis nous avons validé les calculs des courants de courtcircuit, ces courants seront la base du réglage des protections, Enfin, nous avons testé la
coordination entre les différents équipements de l’installation.
104
CONCLUSION GENERALE
Mon projet de fin d’études au sein de Vinci-Energies, consiste à élaborer une
étude des systèmes de protection afin de réaliser une application informatique
permettant de calculer les réglages des protections et de valider les résultats de
l’application en prenant l’exemple d’études d’un poste de transformation KMS au
Sénégal.
Ce travail était réparti en quatre grandes chapitres, Dans le deuxième chapitre
nous avons établi les plans de protection en HT après avoir analysé les différentes
contraintes et le principe d’élaboration de ce dernier. Le troisième chapitre est
consacré à la réalisation d’une application informatique dédiée aux calculs des
réglages des protections. Après pour tester cette dernière nous avons fait l’étude sur
un poste KMS 90/33 kV. Et enfin dans le dernier chapitre on est arrivé à simuler
l’écoulement de puissance, les courants de court-circuit et les protections sur ETAP.
Ce stage a été très enrichissant, car il m’a permis de découvrir dans quatre
mois, l’importance du travail par équipe, j’ai pu mettre en pratique mes
connaissances théoriques acquises durant ma formation à l’ENSEM. De plus je me
suis confronté aux difficultés réelles du monde du travail et du management
d’équipes.
Cette expérience en entreprise m’a offert une bonne préparation à mon
insertion professionnelle car elle fut pour moi une expérience enrichissante et
complète qui conforte mon désir d’exercer notre futur métier de « ingénieur des
systèmes électriques » dans le domaine d’électricité.
105
Projet de fin d’études
Références :
[1] : Formation poste Cegelec.
[2] : Technique d’ingénieur article N° : D 4 805.
[3] : NETWORK PROTECTION & AUTOMATION GUIDE | ALSTOM
[4] : Manuels des relais : P444, P545, P642, P14D, D60, P141.
[5] : Différentielle transformateur ANSI 87T Guide d’aide au paramétrage | Schneider Electric.
[6] : Cahier technique n° 158 Calcul des courants de court-circuit | Schneider Electric.
[7] : CEI 60909 « Courants de court-circuit dans les réseaux triphasés à courant alternatif ».
[8] : Cahier des spécifications des réglages ONEE.
[9] : Cahier des charges contrôle commande du poste KMS 90/33 kV.
[10] : Fiche des réglages réalisée par M. HALIL Naceur ingénieur chez Vinci-Energies.
[11] : ETAP 114 Workshop Notes - Training Manual | https://cutt.ly/dyN9yPE
[12] : Cours « Appareillages et protections » Professeur BELFQIH-ENSEM.
106
ANNEXES
107
ANNEXES
ANNEXE 1 : Principe de fonctionnement des protections
• Protection de distance : https://cutt.ly/DyXoNnR
• Protection à maximum de puissance résiduelle : https://cutt.ly/xyXo9HI
• Détection de rupture de conducteur : https://cutt.ly/3yXpa4Q
• Protection différentielle ligne : https://cutt.ly/CyXpudo
• Protection différentielle Transformateur : https://cutt.ly/kyXptDL
• Protection de surcharge thermique : https://cutt.ly/FyXpouS
108
ANNEXES
ANNEXE 2 : Choix d’indice de courbe k pour la protection 32N
Pour le réseau 225 kV
➢ Technologie numérique :
Rapport TC
EPAC & MICOM
REL 521 & T500
Ir (A)
K
Ir (%Ib)
K
1000/5
0.5
0.6
10
0.6
800/5
0.6
0.8
12
0.8
500/5
1
1
20
1
400/5
0.8
1
16
1
1000/1
0.1
0.6
10
0.6
800/1
0.125
0.8
12.5
0.8
Pour le réseau 60-90 kV
➢ Technologie numérique :
Rapport TC
EPAC & MICOM
REL 521 & T500
Ir (A)
K
Ir (%Ib)
K
400/5
1
0.6
20
0.6
500/5
0.8
0.6
16
0.6
200/5
2
0.8
40
0.8
100/5
4
1
80
1
109
ANNEXES
ANNEXE 3 : Code source de l’application
L’application contient trois forms et 8 modules (MACROS) :
❖ CODE FORM 1 et 2 : Relais lignes et transformateurs
Private Sub CommandButton1_Click()
Sheet2.Activate
relais.Hide
variables.Show
End Sub
Private Sub CommandButton2_Click()
Sheet3.Activate
relais.Hide
variables.Show
End Sub
Private Sub CommandButton3_Click()
Sheet4.Activate
relais.Hide
variables.Show
End Sub
Private Sub CommandButton4_Click()
Sheet5.Activate
relais.Hide
variables.Show
End Sub
110
ANNEXES
❖ CODE FORM 3 : Formulaire
Private Sub valider_Click()
Range("C5").Select
ActiveCell = tc.Value
Range("C6").Select
ActiveCell = tt.Value
Range("C8").Select
ActiveCell = rl.Value
ActiveCell.Offset(1, 0).Value = xl
ActiveCell.Offset(2, 0).Value = l
ActiveCell.Offset(3, 0).Value = u
ActiveCell.Offset(4, 0).Value = iad
ActiveCell.Offset(5, 0).Value = pcc
Range("F5").Select
ActiveCell = un.Value
ActiveCell.Offset(1, 0).Value = uns
ActiveCell.Offset(2, 0).Value = inp
ActiveCell.Offset(3, 0).Value = ins
ActiveCell.Offset(4, 0).Value = ucc
ActiveCell.Offset(5, 0).Value = s
ActiveCell.Offset(6, 0).Value = z
End Sub
111
ANNEXES
➢ CODE MODULE 1,2 :
Sub affiche ()
Lignes 400/225/90 kV
relais.Show
End Sub
Sub ouv()
relaist.Show
Transformateurs THT/HT
End Sub
➢ CODE MODULE 3 :
Sub retour()
Sheet1.Activate
Retour
End Sub
➢ CODE MODULE 4,5,6,7:
Sub distance()
Dim lien As String
Principe de fonctionnement
lien = "https://drive.google.com/open?id=1yMf58l10gKkbc5TE0xaMVWxwCy5DGb59"
ActiveWorkbook.FollowHyperlink Address:=lien, NewWindow:=True
End Sub
➢ CODE MODULE 8:
Sub formu()
variables.Show
Formulaire de saisie
End Sub
112
ANNEXES
ANNEXE 4 : Schéma unifilaire et plan de protection du poste KMS 90/33 kV.
Veuillez trouver ci joint le lien de schéma : https://cutt.ly/lyXa9l6
113
ANNEXES
ANNEXE 5 : Réglage de poste KMS par application
Veuillez trouver ci joint le lien des fichiers PDF :
•
P444 : https://cutt.ly/niGa1N8
•
P642 : https://cutt.ly/riGstUz
114
ANNEXES
ANNEXE 6 : Résultats de simulation de l’écoulement de puissance.
Veuillez trouver ci joint le lien de dossier : https://cutt.ly/AyBYMNZ
115