Etude technique de remplacement d`un transformateur de 5MVA par

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