Pfe Amelioration Reseau Distribution

ROYAUME DU MAROC UNIVERSITE MOHAMMED V ÉCOLE MOHAMMADIA D’INGÉNIEURS RABAT

Département : Génie Electrique Section : Électrotechnique et Électronique de Puissance

PROJET DE FIN D’ÉTUDES

ETUDE ET AMELIORATION DU PLAN DE PROTECTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE L‘ONE CASABLANCA

Réalisé par : Mr. RIYAHI GHARIB Mr. BAALI SAID

Devant le jury: Pr . CHARKAOUI Pr. SIDKI Pr. MAAROUFI Mr. KAROUANE

président (EMI) rapporteur (EMI) encadrant (EMI) encadrant (ONE)

Année Universitaire 2008-2009

ROYAUME DU MAROC UNIVERSITE MOHAMMED V ÉCOLE MOHAMMADIA D’INGÉNIEURS RABAT

Département : Génie Electrique Section : Électrotechnique et Électronique de Puissance

PROJET DE FIN D’ÉTUDES

ETUDE ET AMELIORATION DU PLAN DE PROTECTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE L‘ONE CASABLANCA

Réalisé par : Mr. RIYAHI GHARIB Mr. BAALI SAID

Devant le jury: Pr . CHARKAOUI Pr. SIDKI Pr. MAAROUFI Mr. KAROUANE

président (EMI) rapporteur (EMI) encadrant (EMI) encadrant (ONE)

Année Universitaire 2008-2009

Hommage

A la mémoire de Monsieur HIADAR Abdsamad agent de L’ONE, qui nous a quittés le

dernier

jour

de

notre

stage

lors

d’un

incident. Un homme exceptionnel, exemplaire, reconnu par son honnêteté et son sérieux vis-àvis de son travail. Que dieu le purifie et le pardonne.

Dédicace Je remercie Dieu le tout puissant, il était toujours près de moi, il m’a jamais laissé tomber.

A mes très chers parents, La source de la force, qui m’a permise d’endurer toutes les difficultés, de surmonter tous les défis, et de surpasser soi dans le but de réaliser mon rêve d’enfance. Cette réussite c’est la vôtre, c’est vous qui méritent d’être félicités, non moi. J’espère être à la hauteur de l’image que vous avez de moi.

A mes sœurs et frères, pour leurs prières et pour leur soutien et confiance.

A ma très chère grande famille, pour leur soutien et encouragement.

A mes très chers professeurs, pour leurs efforts innombrables en notre faveur.

A tous mes amis et collègues.

Gharib

Dédicace A celle à qui je dois la vie, ma très chère mère, pour son soutien, ses encouragements et ses prières. Sans elle je n’aurais jamais abouti à la réalisation de mes buts. Qu’elle trouve ici l’expression de mes reconnaissances les plus profondes.

A travers ce travail, je veux rendre hommage à mon cher père, que Dieux ait son âme. Un père extraordinaire, je ne vous oublie jamais.

A mes chers frères, Hamid , Mustapha, Jamal et Khalid pour leur soutien et leurs conseils depuis les débuts de mon parcours. J ‘espère avoir concrétisé leurs efforts et être à la hauteur de leurs attentes.

A ma grande famille pour leur soutien.

A tous les enseignants et professeurs qui ont marqué mon cursus scolaire depuis le primaire jusqu’aux études supérieurs. Voilà le fruit de nos efforts déployés pendant ces longues années. A tous mes amis et collègues.

Saïd

Remerciements

De prime abord, nous adressons nos sincères remerciements à notre encadrant M. MAAROUFI pour sa disponibilité, ses conseils judicieux, ses critiques constructives, ainsi que son grand soutien pour pouvoir mener à terme ce travail ;

Nous présentons également l’expression de notre profonde et sincère gratitude à notre encadrant M. KAROUANE, chef de service de l’Agence de distribution de l’ONE Casablanca, pour avoir contribué en grande partie à l’élaboration de ce travail ;

Nous remercions chaleureusement tout le personnel de l’AD Casablanca pour leur hospitalité durant la période de notre projet ;

A l’ensemble du corps professoral du département génie ELECTRIQUE pour leurs efforts qu’ils ne cessent de déployer afin de nous assurer la meilleure formation ; Et enfin que Messieurs les membres du jury trouvent ici l’expression de notre reconnaissance d’avoir bien voulu partager leurs expériences et compétences afin d’évaluer ce travail.

Résumé

Les réseaux de distribution d’électricité en moyenne tension (MT) sont exposés à des perturbations d’origines multiples, qui peuvent mettre en cause la sécurité des personnes, des matériels ainsi que la qualité de service rendu aux clients. Dans cette perspective l’ONE, en tant que premier distributeur d’électricité au Maroc, a mis en place un nouveau plan de protection qui fera l’objet de notre étude. En effet, notre travail est focalisé sur trois objectifs essentiels : -

L’amélioration du plan de protection du réseau MT en proposant une chaîne de protection permettant la sauvegarde du réseau MT de l’ONE contre les perturbations courantes et le réglage de chaque partie de cette chaîne selon les normes et les réglementations en vigueur.

-

L’amélioration de la qualité de fourniture d’électricité aux clients, en proposant la solution du neutre compensé.

-

Le développement d’une application permettant le

calcul, la gestion et la

manipulation des réglages des protections du nouveau plan de protection.

Abstract The electric distribution networks are affected in multiple origins of disturbances which may endanger safety of persons , equipment and the quality of service for customers. In this perspective the ONE, as a leading distributor of electricity in Morocco, has set up a protection plan which will be our project. Indeed, our work is focused on three main objectives: - The refinement of the protection plan of MV network by proposing the setting of different protections that is consistent with applied standards and regulations. - Improving the quality of supply to customers by adopting solution of compensated neutral. - Developing an application for calculating the settings of the protections of the new protection plan.

,

-

-

-

Table des matières

TABLE DE MATIERES LISTE DES FIGURES LISTE DE TABLEAUX NOTATIONS INTRODUCTION GENERALE

1 6 8 9 10

CHAPITRE I : DESCRIPTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE L’ONE Introduction 1. Frontières du réseau de distribution 2. Règles adoptées par l’ONE 3. La composition d’un réseau MT de l’ONE 3.1.Structure des postes HT/MT 3.2.Transformateur de puissance 3.3.Les départs MT 3.3.1. Les réseaux souterrains 3.3.2. Les réseaux aériens 3.3.3. La différence entre les réseaux aériens et souterrains 3.4.Le poste MT/BT 4. Automatismes du poste HT/MT 4.1.Automatisme de délestage-relestage 4.2.Automatisme de permutation transformateur HT / MT (APT) 4.3.Automatisme de régulation de tension 4.4. Système de comptage 5. Mode d’exploitation 6. Régime du neutre adopté par l’ONE 6.1.Critères du choix 6.2.La valeur de la résistance de limitation 7. Typologie et analyse des défauts affectant le réseau MT 7.1.Les courts-circuits 7.1.1. Causes des courts-circuits 7.1.1.1.Lignes aériennes 7.1.1.2.Câbles souterrains 7.1.2. Type de court circuit 7.1.2.1.Défaut homopolaire 7.1.2.2.Défaut entre phases 7.1.3. Classement des courts-circuits 7.2.Rupture du conducteur 7.3.Surcharge 7.4.Défauts internes au transformateur 8. Caractéristiques du réseau MT de l’ONE de la région de Casablanca Conclusion

12 12 12 13 13 14 14 14 15 16 16 16 17 17 17 18 18 18 18 19 19 20 20 20 20 20 20 21 22 22 22 23 23 24

1

Table des matières CHAPITRE II : PLAN DE PROTECTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE L’ONE Introduction 1. Objectif du plan de protection 2. Caractéristiques d’un plan de protection 2.1.La sensibilité 2.2.La sélectivité 2.2.1. La sélectivité ampèremétrique 2.2.2. La sélectivité chronométrique 2.3.La Rapidité 2.4.La fiabilité 3. Structure d’une protection 3.1.Réducteur de mesure 3.2.Relais 3.3.Disjoncteur 3.4.Réenclencheur 4. Organisation et principe du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de l’ONE 4.1.Organisation du plan de protection 4.2.Coordination des protections du plan de protection avec les protections en amont 4.2.1. La protection client 4.2.2. DRR 4.3.Protection départs MT 4.3.1. Protections contre les défauts homopolaires 4.3.2. Protection contre les défauts résistants 4.3.3. Protections contre les surintensités 4.4.Protection tranche arrivée MT 4.4.1. Protections contre les défauts homopolaires 4.4.2. Protection contre les défauts entre phases 4.5.Protection tranche transformateur MT 4.6.Protection transformateur 4.6.1. Protection interne 4.6.1.1.Relais Buchholz (95) 4.6.1.2.Protection différentielle du transformateur (87T) 4.6.2. Protection contre les surcharges thermiques 4.6.3. Protection masse cuve 4.7.Régimes d’exploitation 4.8.Marche parallèle des transformateurs 4.8.1. Condition à vérifier 4.8.2. Régulation de tension 4.8.2.1.Mise en équation 4.8.2.2.Cas de déséquilibre 4.8.2.3.Solution adoptée par l’ONE 4.8.3. Plan de protection

2

25 25 25 26 26 26 27 27 27 27 28 29 29 30 31 31 32 32 32 33 34 34 35 36 36 36 37 38 38 38 39 39 40 40 41 41 42 42 43 43 43

Table des matières 43 45 45

4.8.3.1.Défaut homopolaire 4.8.3.2.Solution actuelle Conclusion CHAPITRE III : LIMITES DU PLAN DE PROTECTION ACTUEL DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE L’ONE Introduction 1. Limites du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE 1.1.

Protections homopolaires 1.1.1. Etat actuel

1.1.2. Conséquences 1.2. Protections contre les défauts entre phases 1.3. Protections contre les surcharges 1.4. Rupture du conducteur 1.5. Protection interne du transformateur 2. Marche parallèle des transformateurs 2.1. Protection homopolaire 2.1.1. Protections homopolaires 2.1.1.1.Déclenchement de transformateur ayant le neutre à la terre 2.1.1.2.Défaut homopolaire sur la tranche de transformateur 2.1.2. Défauts entre phases 2.1.2.1.Défaut entre phase sur un départ 2.1.2.2.Défaut sur Tranche transformateur 3. Limites du plan de protection face aux défauts fugitifs 3.1.Conséquences d’un défaut fugitif 3.2.Statistiques des défauts fugitifs affectant le réseau de distribution MT : Conclusion

46 46 46 46 47 48 48 49 51 52 52 52 52 52 53 53 54 55 55 55 57

CHAPITRE IV: AMELIORATION DU PLAN DE PROTECTION DU RESEAU MT

Introduction 1. Amélioration du plan de protection 1.1.Protection contre les surcharges 1.1.1. Départs 1.1.2. Transformateur 1.1.2.1.La logique de délestage

58

59 60 62

1.1.2.2.La logique de relestage 1.2.Protection contre les défauts entres phases 1.2.1. Principe 1.2.2. Méthodologie de réglage 1.3.Protection homopolaire 1.3.1. Caractéristique de défaut homopolaire

3

65 65 68 69

Table des matières 1.3.2. Mode de polarisation du relais AVERA P142 1.3.3. Réglage assigné 1.4.Rupture de conducteur 1.4.1. Seuil de déclenchement 1.4.2. Réglage de la temporisation 1.4.3. Réglage de la protection sur le relais AREVA P142 1.5.La protection différentielle du transformateur 2. Amélioration du plan de protection lors de la marche parallèle 2.1. Défauts homopolaire 2.1.1. Automatisation de sectionneur du neutre 2.1.1.1.Logique de commande 2.1.1.2.Schéma de puissance et de commande 2.1.1.3. Rentabilité de la solution 2.1.2. Protection directionnelle de courant résiduel sur les arrivées MT 2.2. Défauts entre phases 2.2.1. Caractéristique de défaut

70 71 73 74 75 75 79 79 79 79 80 80 81 82

2.2.2. Mode de polarisation de la 67 sur la tranche arrivée

82 83

2.2.3. Réglage assigné

84

3. Amélioration de la qualité de service 3.1.Introduction 3.2.Solution1 3.2.1. Description du disjoncteur shunt 3.2.2. Principe de fonctionnement 3.2.3. Les critères de fonctionnement du disjoncteur shunt 3.2.4. Problèmes techniques liés au disjoncteur shunt 3.3.Solution2 3.3.1. Principe de fonctionnement 3.3.1.1.Mise en équation 3.3.1.2.Système d’accord 3.3.2. Changement au niveau du plan de protection 3.3.3. Etude de la rentabilité du neutre compensé 3.3.3.1.Les investissements nécessaires 3.3.3.2.Le gain estimé 4. Logiciel RNPP 4.1.Les outils de programmation 4.2.L’interface du logiciel 4.3.Les fonctionnalités du logiciel 4.4.Exemple de calcul «Poste NOUACEUR »

85 85 85 85 86 87 87 88 88

Conclusion

100

CONCLUSION GENERALE

101

4

89 89 90 92 92 92 93 93 93 95 95

Table des matières

103

BIBLIOGRAPHIE

104

ANNEXES

5

Liste des figures

-

Figure1-1 : Schéma unifilaire d’un poste HT/MT de l’ONE

13

-

Figure1-2 : Schéma unifilaire d’un réseau MT souterrain de l’ONE

15

-

Figure 1-3 : Schéma unifilaire d’un réseau MT aérien de l’ONE

15

-

Figure 1-4 : Nature et répartition des courants homopolaires lors d’un défaut phase terre.

21

-

Figure 2-1 : Automatisme de protection

28

-

Figure 2-2 : Cycle de réenclenchement

30

-

Figure 2-3 : Zones de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

31

-

Figure 2-4 : Les protections d’un départ aérien MT

33

-

Figure 2-5 : Les protections du transformateur HT/MT

34

-

Figure 2-6 : Montage du relais différentiel sur un transformateur HT/MT [AREVA KBCH]

39

-

Figure 2-7: La protection masse cuve

40

-

Figure 2-8: Modélisation de la marche parallèle des transformateurs

42

-

Figure 2-9: Modélisation d’un défaut homopolaire lors de la marche parallèle des transformateurs les deux ayant le neutre à la terre

44

-

Figure 3-1 : Montage de simulation d’une rupture du conducteur proche du poste MT/BT.

50

-

Figure 3-2: Les grandeurs électriques du réseau BT de client lors d’une rupture du conducteur proche du poste MT/BT

51

-

Figure 3-3: Modélisation d’un défaut homopolaire sur la Tranche transformateur

53

-

Figure 3-4: Défaut entre phases sur un départ lors de la marche parallèle des transfos

53

-

Figure 3-5: Modélisation d’un défaut homopolaire sur la Tranche transformateur

55

-

Figure 4-1 : Schéma unifilaire simplifié d’un poste HT/MT

00

-

Figure 4-2: Logique de délestage interne

50

-

Figure 4-3: Liaison entre les relais P142 réalisant la logique de délestage interne

51

-

Figure 4-4 : Ossature d’un réseau MT

52

-

Figure 4-5 : Caractéristique de réglage de la protection directionnelle de courant résiduel

53

-

Figure 4-6 : Modélisation de la circulation du courant capacitif lors d’une

-

-

rupture de

conducteur

53

Figure 4-7 : Caractéristique d’un défaut homopolaire affectant la liaison entre le transfo et le

54

jeu de barres MT

55

Figure 4-8: Modélisation de la circulation du courant lors d’un défaut polyphasés sur la

57

liaison

58

6

Liste des figures -

Figure 4-9: Caractéristique de réglage d’une protection 67N utilisée contre les défauts homopolaires affectant l’amont du jeu de barres MT

-

Figure 4-10: Pole d’un Disjoncteur shunt Siemens

-

Figure 4-11 : Définition des tensions à la terre de pas et de contact et la répartition du potentiel selon la norme VDE 0141

-

Figure 4-12: disjoncteur shunt monté sur le jeu de barre du poste HT/MT

7

Introduction générale

Introduction générale: A- PREAMBULE : La satisfaction de la clientèle et le service public constituent deux axes prioritaires de l'Office National d’Electricité (ONE) qui œuvre sans cesse pour l'amélioration de la qualité de service tant au niveau technique que commercial. Pour desservir sa clientèle répartie à travers tout le pays, l'ONE s'appuie sur un large réseau moyenne et basse tension de distribution en plein développement qui a connu une croissance importante grâce notamment au programme de l’électrification rurale. A la fin 2007, la longueur des lignes Moyenne Tension a atteint 56 429 Km et celle des lignes Basse Tension a attient 109 002 Km. L’une des caractéristiques principales du réseau de distribution c’est qu’il subit une multitude d’avaries et de contraintes faisant de lui le responsable d’une grande part de la qualité de fourniture d’énergie électrique aux divers clients.

Ce réseau nécessite un Plan de Protection qui doit être efficace et en mesure de : Préserver la sécurité des personnes et des biens. Eviter la destruction partielle ou totale des matériels (câbles, transformateurs.etc) Assurer la meilleure continuité de fourniture possible. Actuellement, l’ONE adopte un plan de protection s’étalant sur huit ans (2002 - 2010), qui se base sur les protections numériques afin de surmonter les imperfections et les limitations des protections statiques et électromécaniques, mais le plan de protection appliqué sur le plan réel n’est pas conforme à 100% à celui décrit par l’ONE, ainsi les relais numériques utilisés ne sont pas bien exploités.

RIYAHI&BAALI

10

EEP/EMI

Introduction générale

B- Objectifs du PFE : Dans cette perspective notre projet de fin d’étude est focalisé sur les objectifs suivants :  Entrainer des améliorations sur le plan de protection actuel.  Amélioration du plan de protection lors de la marche parallèle.  Proposer des solutions permettant l’amélioration de la continuité de service.  Réalisation d’une application avec une interface graphique permettant la gestion et le calcul des réglages des protections du plan de protection qu’on modifié.

C- Organisation du travail : Pour atteindre les objectifs annoncés au paragraphe précèdent, nous avons tracé la progression suivante : Dans le premier chapitre, on présente une description du réseau de distribution MT de l’ONE, ses composantes essentielles depuis le poste de livraison HT/MT jusqu’au poste MT/BT des clients basse tension. Ce chapitre est nécessaire pour comprendre les caractéristiques du système concerné, savoir ses limitations, et les contraintes qu’il subit. Dans un deuxième chapitre, on décrit l’état actuel du plan de protection du réseau de distribution MT de Casablanca, son objectif, ces caractéristiques, ainsi que son organisation. La connaissance détaillée de l’état actuel du plan de protection demeure nécessaire, pour réaliser une étude et analyse critique de ce plan. Le troisième chapitre mis en évidence les limitations et les imperfections du plan de protection actuel, en marche normale, et en marche parallèle, ainsi l’impact des fugitifs sur la qualité de service. Le quatrième chapitre est consacré à la présentation des solutions proposées pour surmonter les défauts cités dans le chapitre III. Ainsi il présente le guide utilisateur de l’application qu’on a développé nommée RNPP (Réglage du Nouveau Plan de Protection) permettant aux utilisateurs le réglage des protections du réseau de distribution.

RIYAHI&BAALI

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EEP/EMI

Chapitre I : Description du réseau de distribution MT de L’ONE

Chapitre 1

Description du réseau de distribution MT de l’ONE

CHAPITRE 1 DESCRIPTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE L’ONE

Introduction Dans ce chapitre, on présente le réseau de distribution MT de l’ONE dans la région de Casablanca. La connaissance des caractéristiques du réseau de distribution MT, des contraintes qu’il subit, ainsi que les réglementations suivies par l’ONE est nécessaire pour établir son plan de protection. On se limitera au réseau qui entre dans la zone d’action de l’agence de distribution de Casablanca (AD Casa).

1. Frontières du réseau de distribution La distribution couvre historiquement au Maroc les réseaux à moyenne tension, dits MT, et les réseaux à basse tension, BT. La frontière avec les réseaux de transport se situe dans les postes sources au niveau du transformateur HT/MT. La frontière avec les installations clients se situe en général au niveau de l’appareil de coupure en aval du comptage, par exemple en aval du disjoncteur BT chez le client.

2. Règles adoptées par l’ONE Les réseaux de distribution MT obéissent au Maroc à certaines règles générales : a)

Les réseaux sont arborescents, non maillés. Cela signifie que tout point desservi n’est,

à chaque instant, alimenté que par un chemin électrique, venant d’un poste source, passant successivement par un réseau MT, puis par un poste MT/BT, jusqu’à un réseau BT. b)

Les postes sources disposent en général de deux alimentations et d’un transformateur

de secours pour faire face à la panne d’un des éléments d’alimentation. C’est le principe dit « du N – 1 » qui prévoit que les clients doivent rester normalement desservis en cas de panne d’un élément de réseau. [Figure1.1] c)

Le réseau MT est bouclable lorsqu’il est construit en souterrain ou dans les zones de

forte densité, de façon à permettre la réalimentation des clients en cas de panne d’un des tronçons d’alimentation normale.

RIYAHI & BAALI

12

EEP/EMI


Chapitre 1

d) Les disjoncteurs MT signalent leurs déclenchements de façon automatique à un opérateur.

3. La composition du réseau MT de l’ONE Très généralement, le réseau MT de l’ONE est composé, de manière hiérarchisée dans le sens du transit de l’énergie, des éléments suivants : -

Les postes sources HT/MT, alimentés par le réseau de transport ou de répartition ;

-

Le réseau MT, constitué des départs MT issus des sources (en lignes aériennes ou souterraines) ;

-

Les postes MT/BT de distribution basse tension.

3.1. Structure des postes HT/MT : La figure1-1 présente la structure générale adoptée par l’ONE dans les postes de livraison HT/MT.

Figure1-1: Schéma unifilaire d’un poste HT/MT de l’ONE.

RIYAHI & BAALI

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EEP/EMI


Chapitre 1

Les principaux constituants d’un poste HT/MT sont : -

Un ou plusieurs départs HT.

-

Un jeu de barres HT.

-

Deux transformateurs de puissance.

-

Deux transformateurs de services auxiliaires (TSA).

-

Un jeu de barres MT.

-

Plusieurs départs MT.

Le poste HT/MT peut être gardienné, avec téléalarme ou télé conduit. Il est alimenté par un réseau de tension 60KV, qui est transformée au moyen du transformateur de puissance à une tension MT égale à 22kV pour usage industriel, agricole, domestique ou autre.

3.2. Transformateur de puissance Le transformateur de puissance est l’élément central dans un poste de transformation. En général, les postes HT/MT sont équipés de deux transformateurs de puissances dont un seul est en service, le second étant disponible et prêt à être mis en service en cas d’anomalie ou d’avarie du premier, leur permutation peut se faire, soit manuellement, ou par un dispositif de permutation automatique [chapitre1§4.2]. Les caractéristiques des transformateurs des postes HT/MT relevant de l’agence de distribution de Casablanca sont présentées en Annexe [Annexe I-2]. Ils sont de couplage étoile/étoile (Yyn0), leur neutre du côté MT est relié à la terre à travers une résistance de limitation. Remarque : Vu l’augmentation de la demande en énergie électrique, la plupart des postes relevant de l’AD Casa sont obligés de fonctionner avec les deux transformateurs en parallèle .C ‘est une solution palliative dans l’attente de la construction de nouveaux postes HT/MT pour satisfaire la demande accrue en électricité et respecter la règle « N-1 » déjà énoncée.

3.3. Les départs MT 3.3.1. Les réseaux souterrains Au Maroc, l’utilisation des réseaux souterrains est réservée aux zones urbaines denses tendis que les zones rurales sont alimentées en aérien. Cela se justifie par les coûts importants de mise en œuvre du souterrain (coûts des câbles et tranchées), mais aussi par la nécessité d’y associer une architecture bouclable ou

RIYAHI & BAALI

14

EEP/EMI


Chapitre 1

maillée, compte tenu des grandes difficultés de localisation de défauts et des réparations ; ces coûts ne pouvaient être consentis que dans les grandes villes, où les réseaux aériens ne pouvaient pas être acceptables (encombrement, esthétique, exigence de qualité de service).

Poste MT/BT D

Disjoncteur départ

PS

Point de sectionnement Figure 1-2 Schéma unifilaire d’un réseau MT souterrain de l’ONE.

3.3.2. Les réseaux aériens La structure des réseaux aériens MT est essentiellement arborescente, à une seule voie d’alimentation des charges, avec possibilités de secours par bouclage (en manipulant des points de sectionnement(PS)). Les durées de localisation des défauts et de réparation, relativement modérées en milieu aérien, étant du même ordre de grandeur que les temps de manouvres nécessaires pour effectuer manuellement sur place des bouclages permettant un secours éventuel.

Figure 1-3 Schéma unifilaire d’un réseau MT aérien de l’ONE

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Chapitre 1


3.3.3. La différence entre les réseaux aériens et souterrains : Les différences de structure entre réseaux aériens et souterrains proviennent essentiellement, par nature, de la nécessité de faire face à des indisponibilités beaucoup plus longues en système souterrain, pour localiser une avarie éventuelle et en effectuer la réparation (10 à 20 h) ou bien pour réaliser des travaux programmés. De plus, dans les zones urbanisées à forte densité de charge, ces indisponibilités affectent un nombre important de clients et les exigences de continuité de fourniture sont, en général, plus fortes que pour des réseaux ruraux aériens. [2] 3.4. Les postes MT/BT Ils sont localisés entre le réseau de distribution MT et le réseau de distribution BT, ces ouvrages assurent le passage de la moyenne tension à la basse tension. Les postes MT/BT de l’ONE sont constitués de quatre parties : L’équipement MT pour le raccordement au réseau amont. Le transformateur MT/BT. Le tableau des départs BT comme points de raccordement du réseau aval de distribution (en BT). Une enveloppe extérieure préfabriquée métallique ou de plus en plus souvent en béton, qui contient les éléments précédents (pour les postes maçonnés).

4. Automatisme du poste HT/MT En plus des éléments vitaux développés dans les paragraphes précédents, il existe d’autres automatismes et systèmes nécessaires pour assurer le bon fonctionnement du réseau de distribution MT. Parmi ces systèmes, on peut citer : -

Automatisme de protection [chapitre II§3];

-

Automatisme de délestage ;

-

Automatisme de permutation transformateur HT / MT ;

-

Automatisme de régulation de tension ;

-

Système de comptage.

RIYAHI & BAALI

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EEP/EMI


Chapitre 1

4.1. Automatisme de délestage-relestage Cet automatisme permet d’éviter les conséquences d’un déséquilibre entre la production et

la consommation en énergie électrique, caractérisé par une perte de synchronisme

(fréquence ≠ 50Hz). Cet automatisme se compose : -

D’un système de mesure de fréquence à quatre échelons qui élabore en sortie des

ordres de délestage d’une durée d’environ 250 ms, distribués par câbles sur tous les départs MT à condition que la fonction délestage soit en service. Au niveau de chaque départ, le choix de l’échelon pour lequel le départ devra être délesté se fait par commutateur.

Echelon1

Echelon2

Echelon3

Echelon4

49,5Hz

49 Hz

48,5 Hz

47,5 Hz

Tableau 1-1 : Echelons de délestage. - D’un relestage : élaboré soit par télécommande, soit automatiquement au bout d’une durée réglable (10 minutes environ). lorsque le système de mesure de fréquence à quatre échelons est retombé. - Le relestage n’est pris en compte, que si le départ a déclenché sur ordre de délestage. Il est commun à tous les départs.

4.2. Automatisme de permutation transformateur HT / MT L'automatisme

de

permutation

transformateur

HT/MT

vise

à

reprendre

automatiquement la charge d'un transformateur, lors d'un défaut sur celui-ci ou sur sa liaison, par l'autre transformateur. La durée de la coupure est ainsi réduite. [Annexe I-3]

4.3. Automatisme de régulation de tension Pour adapter au mieux la tension délivrée sur le réseau, un automatisme permet de réguler la tension MT sur les transformateurs HT/MT ; le principe est de comparer la tension existante par rapport à une tension de référence représentant le "client moyen tension". La comparaison s'effectue en simulant la chute de tension en fonction de la charge (compoundage). Le réglage s'effectue à l'aide du régleur en charge du transformateur HT/MT commandé par l'automatisme de régulation de tension.

RIYAHI & BAALI

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EEP/EMI


Chapitre 1 4.4. Système de comptage

Chaque départ est pourvu d’un relais de comptage de l’énergie consommée. La tension est puisée depuis le transformateur de tension du jeu de barres. Alors que le courant est pris depuis les transformateurs de courant de chaque départ.

5. Mode d’exploitation Pour définir les grandeurs caractéristiques du réseau MT (courant de pointe, de court circuit, capacité homopolaire), et par la suite le réglage des protections, le régime d’exploitation normal est insuffisant. En effet, suit à des contraintes d’exploitation, on a recours à d’autre régimes : - Le régime de secours normal ; c’est celui que l’exploitant adopte fréquemment, après l’avoir prévu, pour rétablir ou maintenir l’alimentation dans des conditions acceptables et durables d’un élément de réseau. La mise en application de ce régime ne doit pas s’accompagner d’une modification du réglage des protections. - Régime de secours

exceptionnel, destiné à parer des situations délicates et

imprévisibles, correspond à des indisponibilités simultanées d’éléments de réseau électriquement voisins.

6. Régime du neutre adopté par l’ONE Sur les réseaux de distribution, la mise à la terre du neutre MT détermine d'une manière essentielle les caractéristiques des défauts à la terre lorsque ceux-ci se produisent. L'attention particulière apportée à ce problème est justifiée par le fait que, sur les réseaux de distribution MT, 70 à 80 % des défauts sont monophasés. 6.1. Critères du choix Au niveau des postes HT/MT, le régime du neutre adopté par l’ONE est le neutre résistant. Le choix de cette solution remonte aux années 1950 et repose essentiellement sur : - La maîtrise des surtensions pouvant affecter les réseaux moyenne tension, par réduction d’impédance entre le réseau et la terre ; les surtensions à fréquence industrielle devant être inférieures à la tension de tenue des matériels, soit en pratique 24KV pour les réseaux aériens, et 36KV pour les réseaux souterrains. - La maîtrise des surtensions en basse tension en cas d’amorçage dans le poste MT/BT; qui doivent être limitées à 1500V. - La limitation des conséquences du courant du défaut ;

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Chapitre 1

- Ce régime réalise une bonne sélectivité ; le courant résiduel du défaut homopolaire doit être détecté sans être confondu avec les courants capacitifs des départs sains. En tenant compte de ces arguments, l’intensité du courant du neutre suite à un courtcircuit franc à la terre est limitée à : -

1000A, pour les réseaux souterrains ; puisque le courant de fuite est important, et que le courant de défaut est important (les impédances de défauts sont faibles).

-

300A pour les autres réseaux (aériens et mixtes)

6.2. La valeur de la résistance de limitation Puisque l’impédance propre du transformateur, et de la terre est insuffisante pour limiter les courants des défauts à des valeurs convenables, une résistance

est intercalée entre le

point neutre du transformateur et la terre : -

Pour un réseau aérien ou mixte :

-

Pour un réseau souterrain :

7. Typologie et analyse des défauts affectant le réseau MT Les techniques utilisées dans le réseau MT (aériennes, souterraines ou mixtes) induisent une typologie particulière de défauts. Dont les plus courants sont: -

Les courts-circuits ;

-

Les surcharges ;

-

Rupture de conducteurs ;

-

Les surtensions ;

Les surtensions ne feront pas partie de notre étude. En effet, ce type de perturbation est traité à l’aide des parafoudres qui tendent à remplacer les éclateurs dans les réseaux MT de l’ONE vu leurs performances satisfaisantes. En plus, elles sont traitées par une protection réalisée par un relais voltmétrique alimenté par le TT jeu de barres MT.

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Chapitre 1 7.1. Les courts-circuits

Le courant de court circuit est une surintensité produite par un défaut ayant une impédance négligeable entre des conducteurs actifs présentant une différence de potentiel en service normal. (NFC 15 100).

7.1.1. Les causes des courts-circuits 7.1.1.1.Lignes aériennes Les hauteurs au-dessus du sol, les distances d’isolement entre phases et les lignes de fuite des isolateurs rendent les lignes aériennes particulièrement sensibles à l’environnement : végétation, oiseaux et pollution. En plus, les sections des conducteurs utilisés entraînent une tenue mécanique moindre que pour les ouvrages HT et THT. Il s’ensuit de nombreuses ruptures de conducteurs. Ces défauts sont très dangereux pour les tiers et doivent être éliminés rapidement. 7.1.1.2.Câbles souterrains La cause principale d’incidents est due aux travaux à proximité (terrassement).

7.1.2. Types de court-circuit 7.1.2.1.Défaut homopolaire L’expérience montre que 70 à 80 % des courts circuits se produisent, ou tout au moins débutent par un défaut entre phase et terre. Pour cette raison le traitement de ce type de défaut relève d’une importance majeure dans l’élaboration du plan de protection.

La figure 1-4 présente la nature et la répartition des courants lors d'un défaut monophasé à la terre.

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Chapitre 1

: Courant qui apparait dans le neutre du transformateur lors d’un défaut homopolaire. : Courant capacitif homopolaire total du réseau. : Courant capacitif homopolaire dans le départ sain. Figure 1-4 : Nature et répartition des courants lors d’un défaut homopolaire sur un départ.

Le courant capacitif

est définit comme étant le courant dérivé par la réactance

modélisant l’effet capacitif total des lignes, et des câbles du départ lors d’un court-circuit avec la terre. La norme CEI 909 précise que les capacités homopolaires doivent être prises en compte dans les études si le facteur de mise à la terre

est égal ou supérieur à 1,4.

Le Facteur de mise à la terre du réseau MT de l’ONE peut être estimé à 6,7. [11] En effet, le courant du défaut homopolaire Id est composé du capacitif IC du réseau et du courant dans le neutre IN . ID = I N + I C Avec :

; Et :

Vr = V1 + V2 + V3

[Annexe I-4]

7.1.2.2. Défaut entre phases Ils regroupent tous les défauts causés par un contact entre conducteurs : -

Biphasé s’il s’agit d’un contact entre deux conducteurs par l’intermédiaire de la terre ou non.

-

Triphasé si le contact est entre les trois phases par l’intermédiaire de la terre ou non.

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Chapitre 1


7.1.3. Classement des courts-circuits On peut regrouper les défauts de court circuit selon leurs nature en : -

Auto-extincteurs : qui disparaissent avant la réaction de la protection, durée inférieure à 100ms.

-

Fugitifs : nécessitent l’intervention de la protection, ils sont éliminés par les automatismes de reprise de service (réenclencheurs), après une ouverture de 0,3s (ou par un disjoncteur shunt s’il s’agit d’un défaut homopolaire).

-

Semi permanents : sont détectés par les protections, ils sont éliminés à l’issue du premier ou le deuxième réenclenchement lent.

-

Permanents : ne sont pas éliminés par les automatismes de reprise de service, ils nécessitent l’intervention directe du l’exploitant.

7.2. Rupture du conducteur L’ouverture d’une phase (défaut série) produit un déséquilibre sur le réseau qui entraine un faible courant de défaut qui ne peut pas être détecté par les protections ampéremetriques. La rupture du conducteur peut être causé soit par : -

Une mauvaise fermeture d’un interrupteur (réseau MT).

-

Fonctionnement incorrect d'un pôle de sectionneur.

-

Rupture de fusible placé dans les postes maçonnés.

-

Rupture d’une bretelle.

Les défauts permanents aériens affectant le réseau de distribution MT relevant de l’AD Casa, peuvent présenter un risque pour les tiers dans le cas où le conducteur tombe à terre, et lorsqu'il n'est pas détecté à cause de la faible valeur du courant de défaut. On peut distinguer deux types de défaut de rupture de conducteur : -

Conducteurs à la terre côté charge.

-

Rupture conducteurs sans contact avec la terre côté poste source. [Annexe I-5]

La rupture du conducteur avec contact à la terre coté poste source entre dans le cadre des défauts homopolaires.

7.3. Surcharge Le courant de surcharge est une surintensité se produisant dans un circuit électrique, qui n’est pas due à un défaut électrique (norme NF C 15 100). C’est un courant puisé par la charge de valeur supérieure à la valeur assignée de fonctionnement nominale. RIYAHI & BAALI

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Chapitre 1

La norme IEEE donne neuf risques pouvant exister si on surcharge le transformateur de puissance au-delà de ses grandeurs nominales. En général, la surcharge des transformateurs peut causer la réduction de l’intégrité des éléments diélectriques, un échauffement excessif, et réduction de la résistance mécanique des isolants des conducteurs et de la structure du transformateur. La surcharge prolongée est traduite par un échauffement excessif produit par effet joule ; directement proportionnelle au carré de l’intensité du courant intégré dans le temps. Donc on peut avoir une image thermique du câble ou de transformateur à partir du courant qui le traverse. Les caractéristiques thermiques d’un câble et d’un transformateur sont données sur l’annexe I-6. 7.4. Défauts internes au transformateur Les défauts pouvant se présenter dans les transformateurs sont généralement répartis en trois catégories :  Défauts dans les enroulements et aux bornes ;  Défauts dans les circuits magnétiques ;  Conditions anormales de fonctionnement tel que surtensions, flux excessif et surcharge ;

8. Caractéristiques du réseau MT de l’ONE de la région de Casablanca Le réseau de distribution de l’ONE de la région de Casablanca couvre un étendu territorial relativement important .L’alimentation des postes MT/BT est assurée grâce à des lignes MT (aériennes et souterraines) d’une longueur totale d’environ 1100 Km. La puissance totale installée sur l’ensemble du réseau est de 729,7 MVA. Le tableau 1-2 présente les poste HT/MT relevant de l’AD Casa, les départs MT ainsi que les postes MT/BT desservies. POSTE HT/MT BOUSKOURA OULEDAZZOUZ SIDIMAAROUF TITMELLIL ZENATA NOUACEUR TOTAL

Nbr de départ

Souterrain(Km)

Aérien (Km)

Total (Km)

Nbr de poste MT/BT

Puissance Installée (MVA)

12 12 10 7 11 12 64

46,21 72,15 89,39 35,4 29,3 62,42 334,86

171,15 233,63 16,35 261,88 7,36 75,03 765,39

217,36 305,78 105,74 297,28 36,65 137,45 1100,25

478 494 317 488 81 175 2033

140,6 166,5 147 148,8 53,9 73 729,7

Tableau 1-2 : Caractéristiques du réseau MT de L’ONE de Casablanca [données livrées par l’AD Casablanca mise à jour Mars2009] RIYAHI & BAALI

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Chapitre 1

Le réseau présenté ci-dessus est assujetti à des défauts de nature différente. Le tableau13 donne les statistiques concernant les défauts qui ont affectés le réseau MT de l’ONE relevant de l’AD Casa durant la période 01/2007 jusqu’à 03/2009.

Fugitif semi-permanent Permanent Total

nombre

%

1730 345 565 2643

65,54 13,08 21,38 100

Tableau 1-3 : Statistiques des défauts sur le réseau MT ONE de Casablanca.

Conclusion Dans ce premier chapitre on a présenté une vue détaillée de toutes les composantes du réseau de distribution MT de l’ONE depuis le poste HT/MT , en passant par les lignes MT (aériennes ,souterraines ou mixtes) jusqu’au poste client MT/BT. Ce réseau subit des contraintes engendrées par sa structure spéciale, à savoir : -

La structure arborescente ;

-

La multitude des défauts en nature et en nombre ;

-

La proximité des clients qui exige un niveau élevé en qualité de service. Par conséquent, un tel réseau nécessite la mise en place d’un plan de protection

particulier qui doit prendre ces contraintes en compte.

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Chapitre II : Plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

CHAPITRE II

Plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

Chapitre II :


Introduction Un plan ou un système de protection du réseau MT a pour but de préserver le matériel constituant le réseau MT contre les perturbations, et les déséquilibres provoquant sa défaillance. Il participe à la qualité de fourniture de l’énergie électrique. Il consiste à mettre en œuvre un ensemble de protections distribuées sur le réseau selon ses caractéristiques, fonctionnant en concordance et en cohérence afin d’éliminer tous les défauts affectant tous les points du réseau MT, dans le délai le plus court, et par la protection la plus proche. La nécessité d’avoir une connaissance approfondie sur le principe de fonctionnement des protections s’avère essentiel dans l’élaboration d’un plan de protection efficace. Ce chapitre décrit l’organisation et les principes du plan de protection actuel de l’ONE.

1. Objectif du plan de protection Un plan de protection doit : -

Préserver la sécurité des personnes et des biens

-

Eviter la destruction partielle ou totale du matériel.

-

Assurer la meilleure continuité de service.

2. Caractéristiques d’un plan de protection du réseau MT Les caractéristiques principales du plan de protection d’un réseau MT sont: -

La Sensibilité ;

-

La Sélectivité ;

-

La Rapidité ;

-

La Fiabilité;

-

La Simplicité et le Coût du système.

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CHAPITRE II


La conception du plan de protection repose sur la recherche d’un compromis entre les caractéristiques précédentes. 2.1. La sensibilité C’est l'aptitude des protections à détecter les défauts, notamment les défauts très résistants qui peuvent mettre en péril la sécurité des tiers. Il dépend de la sensibilité de chaque protection du plan de protection, et surtout des protections homopolaires, puisque 80% des défauts de court circuit sont des défauts homopolaires, eux aussi leur sensibilité dépend des dispositifs de mesure et des critères de détection. Capteurs de mesure

Seuils de détection minimums

Tore homopolaire

Montage

1A (MT)

spécifique

10%In : pour un relais à temps 3TC sommateur calculé par relais

constant. 5%In : pour un relais à temps inverse.

Tableau 2-1 Seuils de détection minimums des TC. [5] 2.2. La sélectivité Il doit permettre d’isoler seulement l'élément défectueux parmi les éléments du réseau suivants : -

Départs MT ;

-

Jeu de barres MT ;

-

Transformateurs HT/MT et leurs liaisons aux jeux de barres MT.

Pour assurer une bonne sélectivité dans un plan de protection d’un réseau électrique, en général on combine la sélectivité chronométrique avec la sélectivité ampèremétrique.

2.2.1. La sélectivité ampèremétrique Elle met en œuvre des appareillages de protection instantanés (disjoncteurs rapides). Elle est basée sur le fait que l’intensité de court-circuit est d’autant plus élevée que le défaut est proche de la source.

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CHAPITRE II


2.2.2. La sélectivité chronométrique Elle consiste à retarder le fonctionnement de la protection amont pour que la protection avale ait le temps d’isoler la partie en défaut. Ce principe est utilisé dans les réseaux en antenne. L’écart de temporisation entre deux protections successives correspond au temps de coupure du disjoncteur aval. Les temporisations sont d’autant plus longues que la protection est plus proche de la source.

2.3. La Rapidité Un plan de protection doit permettre l’élimination rapide des défauts d’isolement de toutes formes en séparant l’élément défectueux par le disjoncteur le plus proche, afin de réduire les conséquences des courts-circuits. Le temps d’élimination de tout courant résultant, d'un court-circuit se produisant en un point quelconque du réseau ne doit pas être supérieur au temps portant la température des conducteurs à la limite admissible. D’après la norme NF C 15-100 ce temps est estimé à

.

: Section de la canalisation en mm² ; : Constante en fonction du type d’isolation ; [Annexe II-1] : Courant de court circuit triphasé calculé au début de la canalisation ; on prend égal au courant de défaut maximal qui peut affecter le réseau MT, il correspond alors au défaut triphasé proche du transformateur HT/MT :

Avec :

Xj L’impédance équivalente du réseau amont : XT l’impédance interne du transformateur :

2.4. La fiabilité L’aptitude des

protections à éviter les déclenchements intempestives, tel que le

déclenchement d’un départ MT par défaillance de la sélectivité transversale (déclenchement par sympathie).

3. Structure d’une protection Les protections sont des automates qui détectent l'apparition d'une anomalie à partir d'un critère directement mesurable. RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE II


L’automatisme de protection est composé de: -

Relais ;

-

Réducteurs de mesure ;

-

Disjoncteur ;

Le relais détecte l’existence de conditions anormales par la surveillance continue à partir des données qu’il reçoit des transformateurs de courant ou de tension, puis il élabore un ordre de déclenchement au disjoncteur en fonction du type de la protection (seuil de déclenchement, la temporisation, le sens de circulation de courant…).

Figure 2.1 Automatisme de protection. 3.1. Réducteur de mesure : Dans le réseau MT on peut distinguer deux types de réducteur de mesure : -

Les transformateurs de tension (TT) ;

-

Les transformateurs de courant (TC) ; Dans le réglage des protections on doit tenir compte des caractéristiques des TC, qui

présentent certaines limites pour les performances des protections : (la norme CEI 600444) 

Pour éviter la saturation de circuit magnétique le courant primaire de TC ne doit pas dépasser être de l’ordre de 2 à 3



;

le courant d’emploie de TC.

Le temps d’un ordre de déclenchement ne doit pas être inférieur à est le temps de réponse de TC.

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;

CHAPITRE II


Les TT sont destinés à alimenter les appareils de mesure, de contrôle, et de protection, leur primaire reçoit la tension du réseau, et le secondaire restitue une tension image égale à 100 V entre phases lorsque la tension primaire est égale à la tension nominale. La spécification technique appliquée aux transformateurs de courant, et de tension MT utilisés pour les besoins de protection est décrite dans le document (ST ONE N° C60 - P60).

3.2. Relais Ce sont des dispositifs actionnés par des grandeurs électriques et qui sont destinés à commander des organes de coupure, de signalisation ou d’automatisme. Les technologies utilisées dans les relais ont évolué depuis la technologie électromécanique vers la technologie statique (électronique analogique) et puis actuellement la technologie numérique. Dans les postes relevant de l’AD Casa ces trois technologies coexistent (tableau2-2). Les nouveaux postes sont tous équipés par la technologie numérique, et pour les anciens postes, l’ONE est entrain de les rénover ;

Tableau 2-2 : Les différentes technologies utilisées dans les postes ONE de Casablanca. Les relais numériques offrent plus de simplicité (affichage facile par utilisation des logiciels), d’assiduité, de performance, et une large gamme de fonctions de protection. Ils sont dotés de grandes capacités d’enregistrement d’informations sur l’état et le comportement du système électrique par l’utilisation d’enregistrements de défauts et de perturbographie.

3.3. Disjoncteur Ce sont des appareils d’enclenchement et de déclenchement en charge. Ils peuvent utiliser différentes technologies de coupure. Ceux adoptés par l’ONE fonctionnent par coupure dans le gaz SF6 à commande mécanique à ressort réarmé électriquement par un

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CHAPITRE II


moteur. Cette technique est la plus récentes mais aussi la plus utilisées dans le monde entier. [Spécification technique ONE : ST ONE N° C61 - P61] 3.4. Réenclencheur Le réenclencheur est un automatise de reprise de service, il est associé au disjoncteur du départ MT. Il est mis en route par les contacts des relais de protection. On peut distinguer deux types de cycle de réenclenchement : 

Cycle de réenclenchement automatique rapide :

Il a pour but d’éliminer les défauts fugitifs monophasés ou polyphasés. Il provoque le réenclenchement rapide du disjoncteur de façon à ce que le temps d’isolement du départ en défaut soit de 0,3 seconde ; meilleur compromis entre l’intérêt évident d’un réenclenchement aussi rapide que possible pour l’ensemble des utilisateurs et la nécessité de laisser le réseau hors tension suffisamment de temps pour que le trajet de l’arc soit déionisé, ce cycle est nécessaire dans les départs aérien ; puisque plus que 65% [Annexe II-2] des défauts sur une ligne aérienne sont de type fugitifs. 

Cycle de réenclenchement automatique lent :

Ce mode de réenclenchement a pour but de réduire, dans la mesure du possible, les répercutions dues aux défauts semi permanents. Ces défauts possèdent la propriété de réapparaître après un cycle de réenclenchement rapide du disjoncteur du départ MT. En pratique, on prend une temporisation de 30 secondes. Dans les réseaux souterrains soit qu’on passe directement à ce cycle ou on peut inhiber le réenclencheur ; puisque la majorité des défauts affectant le réseau souterrain sont des défauts permanents. Simulation d’un cycle de réenclenchement, composé d’un cycle rapide plus deux lent (1R+2L), sur un défaut permanent :

Figure 2-2 : Cycle de réenclenchement. In : courant avant défaut ; R : cycle Rapide ; L1 : 1er cycle Lent.

Ir : courant de réglage du relais ; RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE II


Id : courant de défaut ;

L2 : 2ème cycle Lent

R : cycle Rapide

D : Déclenchement Définitif.

4. Organisation du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de l’ONE Le plan de protection en vigueur (2002-2010) adopté par l’ONE a pour objectif de pallier aux imperfections de l’ancien plan de protection. 4.1.

Organisation du plan de protection

Le plan de protection actuel découpe le réseau de distribution MT en zones délimitées par les positions des organes de coupure. La figure 2-3 montre une disposition caractéristique des zones de protection, correspondant respectivement à : -

Des départs MT (lignes MT) ;

-

Tranche arrivée MT (jeu de barres MT) ;

-

Tranche transformateur HT/MT ;

Tranche Transformateur

Tranche arrivée MT

Départs MT

Figure 2-3 : Zones de protection du réseau de distribution MT de l’ONE. En plus des protections supplémentaires :    

Sous tranche départ MT ; disjoncteur réenclencheur en réseau (DRR) Contre les défauts résistants ; Protection internes du transformateur HT/MT ; Protection masse cuve ;

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CHAPITRE II


Ces zones se recouvrent pour ne laisser aucun point de réseau MT sans protection. Chaque protection agit en secours sur la défaillance de la protection qui la précède. La sélectivité utilisée entre les différentes protections est chronométrique avec un intervalle de sélectivité de : ; entre la protection des clients et le départ MT. = 0.4s ; entre les DRR et les protections de départ. 0.5s ; entre les protections des départs, arrivées et liaisons.

4.2.

Coordination des protections du plan de protection avec les protections en amont

Les protections du réseau MT doivent être coordonnées avec la protection des clients et les disjoncteurs réenclencheurs en réseau (DRR). 4.2.1. La protection client Elle consiste à préserver les transformateurs MT/BT contres les contraintes électriques externes en provenance de l'amont et de l'aval. Ces défauts sont gérés par la protection BT concernée (fusibles ou disjoncteur), et coté MT soit par des fusibles ou des disjoncteurs.[6]  Disjoncteurs MT Ils sont installés dans les postes MT/BT, dont leur puissance installée dépasse 1000KVA. Selon

la norme

NF 13 100,

on peut prendre l’intervalle de sélectivité

chronométrique entre les disjoncteurs MT placés dans les postes clients et les protections du réseau MT égal à 0.4s.  Fusibles MT Ils sont des coupe-circuit à poudre à fusible moyenne tension (ST ONE N° C62 P62) installés à l’intérieur du poste MT/BT en amont du transformateur. D’après la caractéristique temps/courant des fusibles MT, on remarque que la temporisation de 0.4s assure une bonne sélectivité entre les fusibles MT et le disjoncteur de tête de ligne moyenne tension. [Annexe II-3] 4.2.2. DRR Les DRR sont des disjoncteurs réenclencheur triphasés, aériens, munis d'un coffret de contrôle commande et protection. Ils sont installés sur les dérivations secondaires importantes, Ils assurent la protection d’une ligne électrique contre les défauts entre phases, et homopolaires.

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CHAPITRE II


Pour assurer la coordination entre les protections du départ et le DRR, on peut retarder le cycle rapide de réenclencheur par 0.5s si le relais est numérique, mais pour les relais statique ou électromagnétique; il faut inhiber le cycle rapide de réenclencheur : Cycle rapide DRR

Lent_1 : 15s Lent_2 : 15s

Départ

4.3.

Lent_1 : 30s Lent_2 : 30s

Protection départs MT

La protection du départ MT ou des lignes MT doit permettre la sauvegarde des équipements du réseau MT contre les courts circuits entre phases, et les défauts homopolaires le plus tôt possible par coupure de l’alimentation et l’isolement du départ en défaut, afin de minimiser et d’éviter la défaillance des équipements. Ainsi elle doit permettre la détection des défauts résistants. Elle commande un disjoncteur à travers un réeclencheur. Chaque départ MT contient trois types de protection : Protection ampèremétrique à max d’intensité contres les surintensités (50-51). Protection ampèremétrique à max d’intensité contres les défauts homopolaires (50-51N). Terre résistante EPATR (64). En plus d’un réenclencheur (79) et d’un relais de fréquence

Figure 2-4 : Les protections d’un départ aérien MT. RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE II


4.3.1. Protections contre les défauts homopolaires francs Elle est réalisée par un relais ampèremétrique à temps constant. Lorsqu’un départ est affecté par un défaut phase-terre, les TC des départs sains affichent un courant résiduel qui correspond au courant capacitif du départ ;

.

[Annexe I-4] Donc pour éviter les déclenchements intempestifs dus à la défaillance de la sélectivité transversale (déclenchement par sympathie), le seuil de déclenchement de la protection homopolaire de chaque départ doit être réglé à une valeur supérieure au courant capacitif propre du départ. Cette protection peut être réglée comme suit : Réglage seuil Réseau aérien

Temporisation Aérien

.

Réseau souterrain

Action : cycle rapide (0.3s) deux lents (30s).

.

Souterrain : deux cycles lents (30s)

Tableau 2-3 : Réglage de la protection contre les défauts homopolaires du départ MT. : La temporisation de la protection homopolaire du départ, en général elle est égale à s ; l’échelon de 0.4 s est utilisé pour pallier d’éventuelle existence des DRR en aval.

4.3.2. Protection contre les défauts résistants (EPATR B) La protection homopolaire du départ, ne permet pas de détecter les défauts monophasés de forte impédance (au dessous de son seuil de détection), pour cette raison qu’on associe à cette protection, une autre protection appelée EPATR. EPATR est une protection à temps inverse assurant l’élimination des défauts résistants sur les départs MT, elle est alimentée par un TC tore placé à la sortie du départ, qui mesure la somme des courants des trois phases, l’ONE règle cette protection selon la courbe suivante : si

[Annexe II-4]

si Avec : Courant résiduel détecté par la protection. Le temps de déclenchement. RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE II


Chaque départ a sa propre protection de terre résistante .Cela permet de remédier les inconvénients de la protection de la terre résistante centralisée de l’ancien plan de protection. En effet l’ancienne protection est non sélective, elle était alimentée par un TC placé sur le neutre du transformateur. Une fois elle détecte un défaut résistant, elle démarre un procédé de « recherche de terre résistante », qui procède au déclenchement successif des disjoncteurs des départs, suivant un ordre défini au préalable, jusqu'à qu’il trouve le départ en défaut. Ce fonctionnement engendre des microcoupures au niveau des départs saines à chaque fois qu’un défaut résistant apparaît, ainsi lors de l’apparition de deux défauts simultanément sur des départs différents. Le procédé va déclencher le disjoncteur de l’arrivé ; puisque le courant de défaut persiste même en déclenchant le disjoncteur d’un départ avarié. Le seuil de déclenchement de l’EPATR est réglable de 0,5 A à 1,5 A ; il doit être le plus bas possible, mais aussi il ne doit pas être sensible au courant permanent existant en l'absence de défaut dû : Aux courants homopolaires harmoniques de rang 3 et supérieurs ; Aux courants dus au déséquilibre des capacités existant entre chacune des phases et la terre ; Au déséquilibre des tensions sur les trois phases. La protection de terre résistante de chaque départ MT (EPATR individuelle) est réglée comme suit : Seuil (A)

TMS

0.7 à 1

0.2

TMS : Coefficient multiplicateur du temps [Annexe II-4]

4.3.3. Protections contre les surintensités (Max I) Elle est réalisée par deux relais ampèremétriques à temps constant, elle combine la protection contre les courants de surcharge et celle contre les courants de défauts entre phases : Défaut

Courant de réglage

Temps (s)

Action Aérien

Défauts entre phases

: cycle rapide (0.3s) deux lents (30s).

Souterrain : deux cycles lents (30s) Surcharge

3

//

Tableau 2-4 : Réglage de la protection contre les surintensités du départ MT. RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE II


: Le courant nominal du secondaire de TC.

4.4.

Protection tranche arrivée MT

La protection de la tranche arrivée MT vient en secours de la protection de départ MT, ainsi elle permet de détecter les défauts homopolaires et entre phases sur le jeu de barres MT. Elle commande le disjoncteur d’arrivée MT. La temporisation de l'arrivée est égale au moins à deux fois la temporisation de déclenchement des départs ; pour éviter le déclenchement intempestif du au cumul de temporisation provoqué par la succession des défauts sur les départs.

4.4.1. Protections contre les défauts homopolaires Le réglage de la protection homopolaire de la tranche arrivée MT se fait en fonction du coefficient d'amplification du courant résiduel β ; [Annexe I-4]. En effet lorsqu’un défaut à la terre affecte un départ, l’intensité mesurée par le relais homopolaire de l’arrivée ( différente de celle que mesure le départ (

est

:

Donc le seuil de réglage de cette protection est égal à Avec :

le seuil de réglage le plus élevé des relais homopolaires des départs, et le

coefficient 1.2 permet d’assurer une bonne sélectivité entre les départs et l’arrivée. Le réglage de cette protection est présenté dans le tableau suivant : Courant de réglage

Temps (s)

Tableau 2-5 : Réglage de la protection homopolaire de la tranche arrivée.

4.4.2. Protection contre les surintensités Le réglage de cette protection se fait en fonction de la puissance du transformateur auquel elle est rattachée. Défaut

Courant de réglage

Temps (s)

Défauts entre phases Courants de surcharge

4

Tableau 2-6 : Réglage de la protection contre les surintensités de l’arrivée MT.

RIYAHI&BAALI

36

EEP/EMI

CHAPITRE II


: Le courant nominal du secondaire du transformateur ;

NB : les relais associés à la tranche arrivée MT provoque le déclenchement définitif du disjoncteur de cette tranche [figure 2-3].

4.5.

Protection tranche transformateur

Cette protection vient en secours à la protection de d’arrivée et des départs, ainsi pour détecter les défauts en amont du jeu de barres MT. La protection de la tranche transformateur est identique à la protection de la tranche arrivée, elle commande le disjoncteur HT et d'arrivée. Les relais de phase sont alimentés par deux tores (appelés bushing) placés sur les bornes MT du transformateur (en général sur les phases A et C). Le relais homopolaire est alimenté par un TC placé sur le neutre du transformateur. La protection de la terre résistante est alimentée par un TC tore placé sur le neutre de transformateur. Elle permet de détecter les défauts résistants en amont et en aval du jeu de barres MT. En retarde la terre résistante de la tranche Transformateur par un échelon de 0.5s, par rapport à ceux des départs MT, pour assurer une sélectivité entre la terre résistante de la tranche Transformateur et des départs MT.

Défaut

Courant de réglage

Temps (s)

Défauts entre phases Courants de surcharge

5

Défaut homopolaire

+0.5

Défaut résistant

1.5 A

1.5

Tableau 2-7 : Réglage des protections de la tranche transformateur.

NB : les relais de protection de la tranche transformateur provoquent le déclenchement définitif des deux disjoncteurs (arrivé et liaison) embrassant le transformateur de puissance. [figure 2-3]

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EEP/EMI

CHAPITRE II 4.6.


Protection du transformateur HT/MT

Pour assurer la protection du transformateur HT/MT, on déploie les protections présentées sur la figure 2-5.

4.6.1. P r 4.6.2. Figure 2-5 : Les protections du transformateur HT/MT. 4.6.1. Protection interne Conformément à l’article 432 de la NFC 13.100, La protection contre les défauts internes du transformateur de puissance immergé dans un diélectrique est assurée, par des dispositifs de détection (gaz, température, etc.) agissant sur l’organe de coupure HT.

4.6.1.1. Relais Buchholz (95) La

protection interne du transformateur est régit

par un relais Buchholz (95)

[Annexe II-5], Le relais Buchholz est activé par deux types de défauts : -

Une production de gaz, qui donne une alarme. Ce gaz peut être produit par un point chaud ou des amorçages de très faible énergie. Il peut s'agir aussi non pas de gaz mais d'air provenant d'une entrée au niveau de la pompe de circulation d'huile ou de poches d'air emprisonnées dans le circuit magnétique ; dans ce dernier cas, le transformateur peut être remis en service (après analyse des gaz). Ce fonctionnement intervient également lors d'une baisse du niveau d'huile.

-

Un brusque mouvement d'huile consécutif à un amorçage interne, qui provoque un déclenchement.

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38

EEP/EMI

CHAPITRE II


4.6.1.2. Protection différentielle du transformateur (87T) L’actuel

plan

de

protection

recommande

l’installation

d’une

protection

différentielle transformateur, pour les transformateurs HT/MT de 40 MVA ; La protection différentielle des transformateurs est destinée contre les défauts internes entre phases, entre spire ou entre phase et terre. Elle consiste à consiste à contrôler, en permanence, la constance du rapport du courant primaire au courant secondaire (pour chaque phase) ; et ceci en négligeant le courant de magnétisation. Ce rapport

reste pratiquement constant pendant la condition normale de

fonctionnement et lors des défauts externes. A l’occurrence d’un défaut interne au transformateur une disproportion entre les deux courants apparait, et engendre un courant différentiel qui peut être exploité pour la mise hors service du transformateur.

4.6.1.3.

Figure 2- 6 : Montage du relais différentiel sur un transformateur HT/MT [AREVA KBCH]

4.6.2. Protection contre les surcharges thermiques La détection des surcharges thermiques du transformateur dans les postes HT/MT de l’ONE est assurée par des sondes de thermostatiques qui contrôlent en permanence la température de l’huile. On distingue :  Une sonde thermostatique réglée à 80° C, pour les transformateurs HT/ MT, son action entraîne une signalisation sur l’élévation de la température.  Une sonde thermostatique réglée 90, son action entraîne instantanément le déclenchement du transformateur.

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39

EEP/EMI

CHAPITRE II


 Deux autres sondes, réglées respectivement à 65°C et 55°C pour le démarrage des aéroréfrigérants de réserve et la commande de leur arrêt. 4.6.3. Protection masse cuve (51G) Cette protection permet de protéger le transformateur HT/MT, et celui alimentant les services auxiliaires (TSA) contre une mise à la masse des enroulements. Cette protection consiste à relier la cuve des deux transformateurs à la terre par l’intermédiaire d’un TC de rapport 200/1 A, le TC alimente un relais de calibre 0,5 A.

Figure 2-7: La protection masse cuve [5] Il faut veiller à ce que la corne coté masse soit reliée directement à la terre et non à la cuve de façon à éviter le fonctionnement de cette protection sur une décharge due à des phénomènes atmosphériques écoulée vers la terre par les éclateurs placés sur les bornes du transformateur HT/MT. Afin qu’un défaut monophasé ne puisse évoluer en défaut biphasé ou triphasé, la protection doit avoir un fonctionnement instantané, il provoquera le déclenchement des deux disjoncteurs (amont et aval) pour isoler le transformateur. Le seuil de déclenchement est réglé à 60% du courant nominal primaire.

4.7.

Régimes d’exploitation

Les dispositifs de protection et les automatismes de mise en service doivent être modifiés lors des travaux sous tension(TST), afin de mettre hors tension, dans le plus bref délai, la ligne en défaut suite d’une fausse manœuvre de l'équipe exécutant les travaux sous tension. Cela permet d’éviter des conséquences tragiques sur le personnel. Donc, en plus du régime normal, deux autres régimes ont été définis : -

Régime spécial d'exploitation A : Il permet l'intervention par une équipe TST sur un départ MT ; dans ce régime :

o On inhibe le fonctionnement des réenclencheurs ; o

le déclenchement temporisé en 1,5 s pour les défauts détectés par la protection de terre résistante centralisée.

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40

EEP/EMI

CHAPITRE II -


Régime spécial d'exploitation B : Il permet d'effectuer des liaisons entre deux départs

MT issus d'un même transformateur, cela provoque

la circulation d’un courant

homopolaire qui peut déclencher intempestif les protections homopolaires, ce régime entraine : o Le shuntage des protections homopolaires (forçage des bobines du courant résiduel). o Inhibition des automatismes de reprise de service (ARS). Le déclenchement est instantané par la détection de terre résistante. 4.8.

Marche parallèle des transformateurs

L’ONE adopte une règle d’or qui consiste à doter chaque poste HT/MT par deux transformateurs dont l’un est en marche (Tr1), et l’autre en stand-by (Tr2). Cette configuration permet une continuité de service en cas d’indisponibilité de Tr1 (panne, maintenance programmé, etc.), avec permutation des rôles chaque mois. Actuellement, La demande en électricité dans la zone de Casablanca ne cesse pas d’augmenter, ce qu’a porté les postes de transformation HT/MT à travailler au-delà de leurs limites. Alors pour subvenir à cette demande, dans l’attente de construction de nouveaux postes de livraison, l’ONE

met les deux transformateurs du poste en marche parallèle.

Malheureusement ce mode d’exploitation pose plusieurs problèmes au niveau : -

Régulation de tension

-

Plan de protection. 4.8.1. Condition à vérifier Avant de mettre les transformateurs du poste en marche parallèle il est nécessaire de

s’assurer que : - Les transformateurs sont alimentés par le même jeu de barres HT. - Les liaisons entre les bornes secondaires des transformateurs, les disjoncteurs généraux et le disjoncteur de couplage ont les mêmes caractéristiques (même longueur, même section, même cheminement) - Le couplage (triangle étoile) ainsi que les indices horaires sont compatibles. - Les tensions de court-circuit sont égales à 10 % près. - Les tensions au secondaire des transformateurs, entre phases homologues entre ces phases et le neutre, sont inférieures à 0,4 %. [15]

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EEP/EMI

CHAPITRE II


4.8.2. Régulation de tension 4.8.2.1.Mise en équation La régulation de la tension permet de garantir le niveau de tension acceptable chez les divers clients. Transfo n°1

Transfo n°2

Figure 2-8: Modélisation de la marche parallèle des transformateurs. et et

sont les tensions à vide mesurées aux bornes secondaires des transformateurs,

leurs impédances directes de court-circuit. Si les deux transformateurs sont sur la même prise, et sont connectés au même jeu de

barres.

Alors :

D’après la figure 2-6 on a : Donc : En plus:

Donc :

(*)

Cette tension sera utilisée pour commander le régleur du transfo1, on l’appelle

.

De même on déduit que la tension de commande du régleur n°2 s’écrit sous la forme suivante :

RIYAHI&BAALI

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EEP/EMI

CHAPITRE II


4.8.2.2.Cas de déséquilibre S’il y a un déséquilibre (les deux transformateurs ne sont pas sur la même prise). -

la tension

au secondaire du transfo n° 1 est supérieure à la tension

au

secondaire du transfo n° 2. -

les deux tensions sont en phase. L’écart entre les deux tensions produit une circulation d'un courant réactif

entre les

deux transformateurs (du transformateur ayant la grande FEM vers le transfo ayant la plus faible FEM) tel que: Donc :

et

; puisque I reste constant (fixé par la charge).

Le régleur n°1 voit que le courant

augmente,

D’après la relation établie en 7.2.1 alors augmente

, alors

augmente,

d’où

Le régleur n°2 voit que le courant augmente,

diminue, donc la commande du régleur 1 continu à augmenter le système diverge.

diminue,

augmente, donc il diminue

,

continu à diminuer le système diverge encore.

4.8.2.3.Solution adoptée par l’ONE Pour éviter la divergence du système de régulation de tension, l’ONE utilise un équipement de coordination qui fixe la priorité de régulation à un transformateur (système maitre esclave); tout ordre de passage de prises au transformateur prioritaire doit être suivit d'un passage de prise au transformateur non prioritaire. Il ne doit normalement y avoir qu’un automate de régulation en position de mesure (il ne faut pas oublier que les deux régulations voient la même tension secondaire), le deuxième reçoit les ordres du premier via l’équipement de coordination, et de cette manière on aura toujours

.

Remarque : La régulation de la tension est assuré dans des postes HT/MT relevant de l’AD Casa par un relais régulateur de tension AREVA KVGC 202. 4.8.3. Plan de protection 4.8.3.1.Défaut homopolaire Dans le cas où les transformateurs sont en marche parallèles, si on laisse les deux neutres à la terre ; tous les défauts homopolaires seront alimentés

par deux sources

homopolaires. RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE II


En effet, lors d’un défaut phase terre dans un départ, le courant de défaut aura comme expression:

Figure 2-9: Modélisation d’un défaut homopolaire lors de la marche parallèle des transformateurs les deux ayant le neutre à la terre. Donc le courant de défaut sera égal à In= In1 + In2 : un seul transfo

deux transfos

Réseau souterrain

1000

2000

Réseau mixte ou aérien

300

600

aérien : 300 souterrain : 1000

1315

Tableau 2-8 : Courant de défaut homopolaire dans les départs MT lors de la marche parallèle des transformateurs les deux ayant le neutre à la terre On remarque que cette exploitation n’est pas conforme aux normes. Ainsi s’il y a un déséquilibre dans les tensions du neutre ( circulation d’un courant homopolaire :

, on aura une

. Même si la valeur de

est très

faible, il peut déclencher les disjoncteurs des arrivées MT des deux transformateurs, si le déséquilibre persiste, par terre résistante de la tranche transformateur. RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE II


4.8.3.2.Solution actuelle Une pratique adoptée par l’ONE pour faire face aux problèmes précédents consiste en la mise d’un seul neutre à la terre, alors que l’autre reste isolé. La détection des défauts à la terre est assurée uniquement sur le transformateur ayant son neutre relié à la terre.

Conclusion Un plan de protection d’un réseau de distribution MT doit assurer une synergie entre les différentes protections, pour assurer un bon fonctionnement face aux perturbations quelque soit le mode d’exploitation. L’introduction des protections numériques dans le plan de protection actuel de l’ONE lui offrent plus d’efficacité et de performance. Les principes généraux du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de l’ONE sont : - La partie du réseau affectée par un défaut ne doit pas être maintenue sous tension, même s’elle empêche la distribution de l’énergie. - Le plan de protection contient deux systèmes de protections, un contre les surintensités, et l’autre contre les défauts homopolaires. - La détection des défauts d’isolement est basée sur le critère ampèremétrique. - La sélectivité entre les protections est assurée par une sélectivité chronométrique. - La protection contre les surintensités utilise deux seuils de déclenchement un contre les courants de surcharge et l’autre contre les défauts entre phases.

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Chapitre III : Limites du plan de protection du réseau de distribution MT de L’ONE

CHAPITRE III

Limites du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de l’ONE.

Chapitre III :

Limites du plan de protection du réseau de distribution MT de L’ONE

Introduction : Pendant l’étude du plan de protection actuel adopté par l’ONE pour les réseaux de distribution MT, on peut constater qu’il présente certaines limites qui diminuent son efficacité face aux différentes situations. Le présent chapitre est axé sur : -

Les limites du plan actuel en fonctionnement normal (un seul transformateur en marche) ;

-

Les limites du plan actuel en marche parallèle des transformateurs;

-

Le plan actuel face aux défauts fugitifs ;

1.

Limites du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE 1.1. Protections homopolaires 1.1.1. Etat actuel Dans les réglages actuels adoptés par l’ONE pour les protections homopolaires des

départs, on choisit un seuil de réglage plus grand que celui inscrit dans le tableau 2-3. Cette pratique permet de tenir compte du régime de secours normal, afin d’éviter un changement de réglage des protections (suit à un changement de la configuration du réseau).Ceci conduit, pour certains postes HT/MT dans le réseau MT à des valeurs de réglages correspondant à des défauts élevés. [Tableau 3-1] D’après l’annexe III-1, on constate que le seuil de réglage de la protection homopolaire installée dans 47%

départs MT, et 90% Tranche transformateur (relevant de l’AD de

Casablanca) dépasse les valeurs de réglage admissibles ci-dessous : [13] -

100A à 150A ; si les départs sont purement souterrains.

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CHAPITRE III


-

30A, si les départs sont purement aériens.

-

60A à 80A ; si les départs sont mixtes.

Le tableau ci-dessous représente la sensibilité des protections homopolaires installées dans les départs MT relevant de l’AD Casa par rapport aux défauts homopolaires:

Réglage

Départs (%)

100

4,92

60

11,48

50

18,03

40

26,23

Tableau 3-1: La sensibilité des départs aériens par rapport aux défauts homopolaires.

1.1.2. Conséquences Des réglages élevés risqueraient de diminuer la sensibilité des protections contre les défauts homopolaires francs, et accroitre le nombre de fonctionnements de la protection de terre résistante des départs MT, et de la tranche transformateur (EPATR). D’après les enregistrements de la perturbographie du poste NOUACEUR de 1/02/2009 à 13/02/2009, on remarque que le pourcentage de fonctionnement de EPATR sur les défauts homopolaires est de 66.25%, par contre celui de la protection homopolaire est de 33.75% EPATR donne un ordre de déclenchement définitif, ce qui peut nuire à la continuité de service et engendrer des KWh non vendues. Surtout, s’il s’agit des défauts semi permanents, qui peuvent être éliminés par un deuxième cycle de réenclencheur [Chapitre II§3.4]. En effet, l’intensité minimale d’un défaut homopolaire semi permanent est de 15A [10]. Donc ce courant engendre un temps de déclenchement maximal de la protection terre résistante de 11,8 s [chapitre II§4.3.2]. En plus, les défauts semi permanents ont une durée qui dépasse cette temporisation (entre 20s et 60s) [10], par conséquence la terre résistante peut déclencher sur les défauts homopolaires semi-permanents. La probabilité d’avoir un tel défaut n’est pas nulle, en effet : -

75% des défauts sur les réseaux aérien MT sont des défauts phase terre ;

-

13,08% des défauts sont des défauts semi permanent. [Annexe II-2] Donc 9.81% des défauts sur les réseaux aérien MT sont des défauts homopolaires semi

permanents.

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EEP/EMI

CHAPITRE III


Vu le manque de données permettant d’évaluer les pertes introduites par déclenchement de la terre résistante sur les défauts semi-permanents, on a procédé à une simulation d’un défaut homopolaire semi permanent non détecter par la protection homopolaire : -

Données : poste NOUACEUR o L’ONE évalue le KWh non vendue

suite à une coupure de courant par

17DH/KWh. o Départ NOUACEUR-BOUSKOURA : puissance installée égale à 12.25MVA. o Le temps d’intervention, pour la remise sous tension d’un départ est estimé à 30min. -

Défaut : déclenchement du départ de poste NOUACEUR par terre résistante, provoqué par un défaut homopolaire semi permanent.

-

Les pertes peuvent être estimées à

DH.

Energie non vendue : Cos(φ)

Durée de coupure (h) Coefficient d’utilisation

1.2. Protections contre les défauts entre phases Le réglage des protections contre les défauts entre phases, à un seul seuil temporisé (sélectivité chronométrique) peut conduire à la diminution de la rapidité du plan de protection, et avoir un temps d’élimination de défaut prohibitif et incompatible avec la tenue des matériels au courant de court-circuit, surtout pour

la protection située le plus en amont (Tranche

transformateur), puisque elle aura la temporisation la plus élevée.

1.3. Protections contre les surcharges Le réglage de

la temporisation

de la protection contre les surcharges à un temps

constant, diminue la fiabilité du plan de protection; puisque le temps de déclenchement d’une telle protection doit être inversement proportionnel au courant de surcharge, ainsi il dépend de l’état thermique du conducteur avant l’apparition de la surcharge. [Annexe I-6] Le tableau ci-dessous donne le temps de déclenchement par surcharge d’un départ MT, calculé à partir de l’image thermique d’un câble aérien, ayant une section de 150mm² [Annexe I-6]. D’après les valeurs ci-dessous, on remarque clairement que le réglage actuel de la protection contres la surcharge des départ (déclenchement à 3s si le courant dépasse 300A) peut occasionner des déclenchements intempestifs.

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CHAPITRE III

Limites du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de l’ONE. Temps

Charge avant l’apparition

Courant de

de la surcharge (%)

surcharge (A)

70

450

4,28

80

450

3,39

80

600

1,48

déclenchement (min)

Tableau 3-2 : Temps de déclenchement d’un départ par surcharge donné par l’image thermique. [Annexe I-6]

En plus, lors de l’apparition d’une surcharge au niveau du transformateur HT/MT, le plan actuel procède au déclenchement du transformateur (sauf poste NOUACEUR). Cette pratique nuit à la continuité de service puisque le jeu de barres MT se trouve sans alimentation. Ce genre de problème arrive parfois ; exemple : -

Poste SIDI MAAROUF le 22/02/2009 à 11:28:35.397 déclenchement de transformateur 1 par surcharge, le temps d’intervention de 15min.

-

L’ONE évalue le KWh non vendue

suite à une coupure de courant par

17DH/KWh. Le déclenchement du transfo par surcharge suppose que le transfo travail au-delà de ses limites

).

On peut estimer les pertes à :

Energie non vendue (kwh)

Cos(φ)

prix du kwh non vendu

A travers cet exemple réel, on peut constater les pertes en énergie non vendue du au déclenchement du transformateur suite à une surcharge.

1.4. Rupture du conducteur Lors d’une rupture de conducteur coté charge, on remarque que le courant de défaut côté MT est extrêmement faible quelle que soit la résistance du défaut. En effet, le courant de défaut dépend de la charge avale au transformateur MT/BT. [Annexe I-5] A titre d'exemple la rupture de la phase 1, en présence d’une charge avale de 50 KVA sous 22 kV, se traduit par un courant de défaut d'environ 0,6 A. RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE III


En effet : D’après l’annexe I-5 on a :

, avec :

AN :

Lors d’une rupture du conducteur côté source, le courant de défaut est très faible. Alors les protections ampèremétriques ne peuvent pas détecter ce défaut. De même pour les protections homopolaires, puisqu’elles sont réglées sur un seuil audelà du capacitif du départ.[Chapitre IV§4.2], seulement la protection de terre résistante qui peut détecter ce genre de défaut. Mais dans le cas de l’ONE, parfois les protections du réseau MT ne détectent pas une rupture du conducteur, surtout lorsqu’elle arrive dans une sous dérivation. Ce sont les clients qui préviennent l’ONE, qu’il y a un défaut dans leur réseau de distribution MT, puisqu’ils sentent un déséquilibre dans leur réseau BT ; chute de tension et de courant. Le montage ci-dessous permet de simuler les déséquilibres affectant le réseau du client, lors d’une rupture de conducteur.

Figure 3-1: Montage de simulation d’une rupture du conducteur proche du poste MT/BT.

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CHAPITRE III


Cette simulation réalisée sur MATLAB/SIMULINKTM, Données : - La charge : 400V / 200KW / cosφ = 0.8 AR - Transformateur : 250KVA ; 22KV/400V Simulation : A l’instant t = 0.1s, appariation rupture de la phase A.

Figure 3-2: Les grandeurs électriques du réseau BT de client lors d’une rupture du conducteur proche du poste MT/BT. [Annexe III-2] Donc il est nécessaire d’envisager une protection contre la rupture de conducteur dans le nouveau plan de protection.

1.5. Protection interne du transformateur Malgré que le plan de protection décrit par l’ONE exige l’utilisation de la protection différentielle pour les transformateurs ayant une puissance ≥ 40MVA, on trouve un seul poste (poste NOUACEUR) parmi six postes, qu’est équipé de cette protection, cependant elle reste encore en veille.

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CHAPITRE III

2.


Marche parallèle des transformateurs 2.1. Protection homopolaire La solution adoptée par l’ONE (laisser un seul neutre à la terre), pour faire face aux

défauts posés par le courant homopolaire, lors de la marche parallèle des transformateurs présente encore des faiblesses en cas de : -

Déclenchement du transformateur ayant le neutre à la terre ;

-

Défaut homopolaire sur la tranche de transformateur ; Protection

2.1.1. Déclenchement du transformateur ayant le neutre à la terre En cas de déclenchement de transformateur ayant le neutre à la terre par un défaut entre phases ou un défaut interne, le réseau devient à neutre isolé; dans ce cas un défaut homopolaire ne sera pas détecter, puisque le courant de défaut est faibles, ce qui met la protection et la sécurité des personnes en péril, ainsi les phases saines se trouvent portées à la tension composée par rapport à la terre, La non-élimination de ces surtensions transitoires par écoulement à la terre : - Renforce la probabilité d’un second défaut survenant sur une autre phase qui va provoquer un véritable court-circuit biphasé par la terre. - Peut provoquer l’amorçage des isolants (lignes aériennes et mixtes), ou au niveau des boites de jonction et de connexion(pour les lignes souterraines). Même si le transformateur ayant le neutre isolé se déclencher par surcharge, cela ne permet pas d’éviter ces problèmes ; puisque la protection contre les surcharges est lente.

2.1.2. Défaut homopolaire sur la tranche de transformateur Un défaut homopolaire survenant sur la liaison entre le transformateur, et le jeu de barres MT provoque la circulation du courant

pouvant déclencher intempestivement la protection

de la tranche transformateur saine, sans couper le défaut. (On a négligé le courant capacitif)

RIYAHI&BAALI

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EEP/EMI

CHAPITRE III


Figure 3-3: Modélisation d’un défaut homopolaire sur la Tranche transformateur.

2.2. Défauts entre phases : 2.2.1. Défaut entre phase sur un départ Lors d’un défaut entre phases dans un départ (1), le défaut sera alimenté par les deux transformateurs :

Figure 3-4: Défaut entre phases sur un départ lors de la marche parallèle des transfos.

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CHAPITRE III


Donc le temps portant la température des conducteurs à la limite admissible va-t-être diminué ; en effet : On a :

Iccmax (1transfos) =

Iccmax (2transfos) =

Donc : Si on suppose que la puissance de court circuit du réseau amont est infinie, on peut négliger

devant

, ce qui donne : .

Dans ce cas on doit augmenter la rapidité du plan de protection (réduire les temporisations des protections), pour réduire les conséquences des courts circuits dus aux défauts entre phases. D’après l’annexe II-1, on remarque que les temporisations utilisées dans les protections contre les défauts entre phases, reste admissibles lors de la marche parallèle des transformateurs.

2.2.2. Défaut sur Tranche transformateur : Un défaut sur l’arrivée d’un transformateur provoque la circulation de deux courants de défauts

et

, qui peuvent déclencher intempestivement la tranche saine, par

conséquence les départs MT vont se trouver sans alimentation.

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CHAPITRE III


Figure 3-5: Modélisation d’un défaut homopolaire sur la Tranche transformateur.

3.

Limites du plan de protection face aux défauts fugitifs: 3.1. Conséquences d’un défaut fugitif Les coupures brèves sont souvent le résultat du fonctionnement des automatismes de

réseau tels que les réenclencheurs rapides et/ou lents, les permutations de transformateurs ou de lignes. Les utilisateurs subissent une succession de creux de tension et/ou de coupures brèves lors de cycles de déclenchement-réenclenchement automatiques permettant l’élimination des défauts fugitifs. [Chapitre II§3.4]

3.2. Statistiques des défauts fugitifs affectant le réseau de distribution MT Cette étude est basée sur les enregistrements des réenlencheurs de chaque poste HT/MT pendant la période entre janvier 2007 et mars 2009. Les enregistrements sont issus soit des postes asservis (PA) soit des consignateurs d’état. On se limitera aux départs aériens, puisque ce sont les plus affectés par les avaries dont une bonne partie de type fugitif. Les disjoncteurs des départs aériens sont associés à des réenclencheurs réglés sur des cycles de type Rapide + Lent (R+1L) , ou Rapide + 2 Lents (R +2L). [Chapitre II§3.4]

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CHAPITRE III


Quant aux départs souterrains, compte tenue de leur structure les rendant moins exposés aux défauts fugitifs, leurs réenclencheurs sont réglés sur des cycles soit à un lent (1L) soit deux lents (2L). Les postes concernés par cette analyse sont les postes relevant de l’agence de distribution de Casablanca (AD Casa) :  BOUSKOURA ;  OULED-AZZOUZ ;  SIDI-MAAROUF ;  TITMELLIL ;  ZENATA ;  NOUACEUR (mise en service novembre 2008).

Poste

Rapide

lent1

lent2

Fugitifs

BOUSKOURA

498

244

82

254

OULED AZZOUZ

785

203

32

582

SIDIMAAROUF

76

55

13

21

TITMELLIL

1222

386

2

836

ZENATA

55

20

0

35

NOUACEUR

7

5

0

2

total

2643

913

129

1730

taux(%)

65,54

Tableau 3-3: Statistiques des réenclencheurs des postes HT/MT pendant la période 01/2007 jusqu’au 03/2009

Le tableau ci-dessus illustre le taux des défauts fugitifs par rapport au nombre total des défauts, on remarque que plus de 65% des défauts sont fugitifs.

RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE III


Conclusion Dans ce chapitre, on a pu tirer les faiblesses et les limitations du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de l’ONE, ainsi que les inconvénients de l’actuelle exploitation des transformateurs des postes sources (marche parallèle), qui provoque des défaillances dans le plan de protection, ces défaillances se résument comme suit: -

Déclenchement définitif par protection terre résistante.

-

Temps de déclenchement d’élimination des défauts polyphasés pour les protections les plus en amant.

-

Déclenchement inutile du transformateur par surcharge.

-

Déclenchement intempestif des départs MT par surcharge.

-

Déséquilibre dans les réseaux clients non détecté par le plan de protection, causés par rupture du conducteur.

-

Déclenchement intempestif des arrivées MT par un défaut homopolaire sur la tranche transformateur, lors de la marche parallèle.

Les limitations développées dans ce chapitre nécessitent des solutions qui soient réalisable techniquement et économiquement rentables.

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Chapitre IV : Amélioration du plan de protection du réseau MT

CHAPITRE IV

Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

Chapitre IV :

Amélioration du plan de protection du réseau MT

Introduction La présente partie traite des solutions permettant d’améliorer et de renforcer le plan de protection actuel adopté par l’ONE dans son réseau MT de distribution.les améliorations proposées sont : - La mise en place des protections contre les surcharges pour les transformateurs HT/MT et pour les lignes électriques. Ainsi que l’implantation d’une logique de délestage basée sur l’image thermique du transformateur HT/MT. - Combiner la sélectivité chronométrique et ampéremétrique pour les protections contre les défauts phases en utilisant la courbe CEI à temps inverse (courbe A). - Prévoir une protection directionnelle homopolaire (67N) au lieu de la protection ampéremétrique homopolaire classique (50-51N). - Prévoir une protection contre la rupture du conducteur. - Etablir le réglage de la protection différentielle du transformateur HT/MT (87T). En outre, afin de remédier aux imperfections affectant le plan de protection lors de la marche parallèle des transformateurs HT/MT, on propose les améliorations suivantes : - Automatisation du sectionneur du neutre. - Prévoir une protection directionnelle de courant résiduel (67N) sur les arrivées MT. - Prévoir une protection directionnelle de courant de phase (67) sur les arrivées des deux transformateurs. Et finalement, on propose le régime du neutre compensé pour améliorer la qualité de service.

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CHAPITRE IV


1. Amélioration du plan de protection Les améliorations proposées dans ce paragraphe concernent en grande partie l’exploitation des fonctionnalités offertes par les relais numériques AREVA 142 équipant la plupart des postes HT/MT relevant de l’AD Casa (83% des postes voir chapitre II Tableau 2-4). 1.1. Protection contre les surcharges Les relais AREVA P142 intègrent une fonction dite « image thermique » basée sur le courant [voir annexe IV-1]. Cette fonction peut être exploitée pour contrôler la surcharge du transformateur et celle de chaque départ. D’après la norme NF C 15 100, La caractéristique de fonctionnement d'un dispositif protégeant une canalisation contre les surcharges doit satisfaire aux deux conditions suivantes : : Le courant d’emploie de conducteur. : Le courant admissible sur conducteur ; : Le courant de réglage 1.1.1. Départs MT On choisit un seuil de déclenchement

égal à

du conducteur de la dérivation

principale [voir Annexe I-4 ], de même la constante

sera définit en fonction de la nature de

ce conducteur. Le déclenchement sera définitif (pas de réenclenchement), le seuil d’alarme est réglé à La valeur du courant admissible sur un conducteur peut se calculer par la formule [Formule utilisée par l’ONE]

suivante : : Constante ;

égal à 12 pour aluminium et 15 pour le cuivre

: Section du conducteur.

Section(mm2)

courant admissible(A) Al

Cu

75

198,59

248,24

120

269,56

336,94

150

311,63

389,54

Tableau 4-1: Les courants admissibles sur les conducteurs.

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CHAPITRE IV


Puisque la plupart des dérivations principales sont constituées de conducteur de section égale à 150 mm ², on peut prendre

.

1.1.2. Transformateur On utilise l’image thermique du relais de la Tranche transformateur pour donner l’ordre de déclenchement par surcharge, cet élément peut être réglé comme suit : -

Le seuil de déclenchement est réglé à

-

le seuil d’alarme est réglé à

avec

,

;

.

,

; le courant nominal du transformateur.

Cet ordre de déclenchement peut être exploité pour réaliser une logique de délestage par surcharge (application conforme aux recommandations de IEEE C5791-1995) ; qui permet de surveiller le courant délivré par le transformateur et de fixer, par ordre de priorités, de multiples valeurs de surcharge commandant le déclenchement des départs MT. 1.1.2.1.La logique de délestage Cette logique est appliquée à un seul poste HT/MT celui de NOUACEUR [voir Annexe IV-2] Les améliorations apportées à la solution existante sont: -

L’exploitation de l’image thermique; ce qui donne plus de précision et de fiabilité au temps de déclenchement, au lieu d’utiliser un temps de déclenchement fixe.

-

L’utilisation de l’image du courant délivré par les TC bushing pour contrôler le déclenchement de la logique ;

-

L’exploitation du réseau K-Bus, pour véhiculer les signaux de délestage interne, au lieu d’utiliser une logique câblée.

-

L’ajout d’une fonction appelée « relestage », (L’ancienne logique réalise seulement le délestage des départs MT), afin d’améliorer la continuité de service. Cette fonction permet avant de passer au délestage des départs de mettre le transformateur de secours en marche s’il est en veille, ou bien de déclencher le disjoncteur de couplage, si chaque transformateur alimente une partie du réseau séparément de l’autre (cas du poste NOUACEUR).

Cette logique est programmée en utilisant

l'Editeur PSL du logiciel de support

technique des équipements de AREVA [Voir annexe IV-3].

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CHAPITRE IV


Figure 4-1 : Schéma unifilaire simplifié d’un poste HT/MT.  Entrée de commande : On utilise les seuils de déclenchement thermique du transfo 1 et 2 pour démarrer la logique de délestage interne. Donc pour accéder à ces seuils on associe au niveau de chaque relais de la Tranche transformateur un conditionneur de contact.

 Tranche commune : Dans la tranche commune, on règle 5 seuils : Le premier seuil appelé « relestageI » est utilisé pour enclencher le disjoncteur de liaison (HT) et de l’arrivée MT, ou le disjoncteur de couplage (s’il existe). Les autres seuils « delestage X ECH » seront temporisés pour commander le délestage des départs selon leur priorité, la temporisation entre un seuil est un autre sera de 2s. Si les disjoncteurs sont déjà en marche parallèle, on doit passer directement au délestage des départs MT.

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CHAPITRE IV


1.1.2.2.Logique de relestage -

-

Table de vérité : DISJ de couplage (D)

DISJ AR1 (Q1)

DISJ AR2 (Q2)

Relestage

0

0

0

X

0

0

1

1

0

1

0

1

0

1

1

1

1

0

0

X

1

0

1

1

1

1

0

1

1

1

1

0

Table de Karnaugh :

Q1

0

D Q2

0

& 1

X 00

X

A 1

1 01

1

1 1

1 11

1

0 0

1 10

Donc si l’un des

X

1 1

disjoncteurs Q1 ,Q2 ou D est ouvert, on envoie un ordre

d’enclenchement à ces disjoncteurs, dans le cas contraire on passe au délestage des départs MT.

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CHAPITRE IV


Figure 4-2: Logique de délestage/relestage interne. Dans le cas où le jeu de barres est équipé ,au lieu d’un disjoncteur de couplage ,d’un sectionneur inter-barres (fermé en exploitation normale), on force l’entée donnant l’état de disjoncteur de couplage à 1.  TRANCHE TR et Arrivée : Pour mettre en marche le transformateur (qu’était en stand-by), il faut donner un ordre d’enclenchement aux disjoncteurs (T) et (Q). [Figure 4-1]

L’enclenchement de disjoncteur (Q) doit être retardé par 0.5s, pour laisser le temps au disjoncteur (T) de se fermer.

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CHAPITRE IV


Si le jeu de barres est équipé par un disjoncteur de couplage tel que le poste de NOUACEUR ou de ZENATA, on relie le conditionneur commandant l’enclenchement de disjoncteur de couplage au « relestageI ».

 Départ MT : Dans chaque relais on associe au conditionneur donnant l’ordre de déclenchement de disjoncteur de départ MT un seuil de délestage « delestageI ECH X » selon sa priorité.

 Liaison entre les relais P142 réalisant la logique de délestage interne : Dans le poste de NOUACEUR les différentes tranches (Tranche Départ , Tranche Commune et Tranche Transformateur) sont équipées de relais P142 assurant leurs propres protections. L’implantation d’une logique de délestage/relestage intégrant les améliorations proposées auparavant ,nécessite une coordination entre les différents relais P142.

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CHAPITRE IV


Figure 4-3: Liaison entre les relais P142 réalisant la logique de délestage interne. 1.2. Protection contre les défauts entre phases : 1.2.1. Principe : On peut combiner la sélectivité chronométrique avec la sélectivité ampèremétrique, pour éviter les risques posés par l’utilisation de la sélectivité chronométrique toute seule, en utilisant deux seuils de déclenchement [Chapitre II§4.6.1]. Pour un réseau de distribution, il est difficile d’obtenir les seuils exacts de réglage assurant la bonne coordination entre les protections utilisées contre les défauts polyphasés, donc on se trouve dans l’obligation de faire certaines simplifications : -

Pour calculer le 1 èr seuil, on ne considère que les grandes dérivations, pour simplifier le calcul.

-

Le calcul du 2ème seuil n’est pas évident, vu la complexité du réseau MT, donc comme solution, on peut utiliser des courbes de fonctionnement à temps inverse (préconisées par le cahier technique de Schneider N° 174), appelée la courbe A.

1.2.2. Méthodologie de réglage : La méthode de réglage des protections contres les défauts entre phases peut être décrite comme suit :  Etape 1 : On commence par la représentation d’un schéma unifilaire simplifié du réseau, où on définit l’ossature du réseau : RIYAHI&BAALI

Les grandes dérivations.

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CHAPITRE IV

Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE -

Les organes de protections.

-

Les points de sectionnement (PS).

Figure 4-4 : Ossature d’un réseau MT.  Etape 2 : Calcul de

de chaque départ MT :

Pour chaque départ on calcul le courant de court circuit biphasé minimal pour chaque chemin, tout en supposant que les PS sont tous fermés, puis on choisit parmi ces courants le courant le plus faible

(point pour lequel l’impédance de court circuit est la plus

grande). Calcul de temps de déclenchement de la protection de départ MT ( Le temps de déclenchement

doit être supérieure à

: pour coordonner avec

la protection client : : Le temps de déclenchement de la protection de départ. 0.4s : L’échelon de temporisation entre la protection client et celle de départ. : Le temps de déclenchement de la protection client ; en général il est de 0.4s. Remarque : S’il y a des DRR en aval du départ MT, on doit ajouter un échelon de 0.5s sur la temporisation de la protection de départ (

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).

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CHAPITRE IV

Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE ne doit pas être supérieur à

, [Chapitre II§2.3]

D’après l’annexe II-1, On remarque que le choix de

est admissible, par

rapport au temps portant les conducteurs des dérivations principales à leur tenue maximale lors d’un court circuit ( ), même pour les sections faibles ; puisque ces conducteurs sont loin des transformateurs, donc le courant de court circuit maximal qui peut les traverser est inférieur au courant maximal à partir duquel on a calculé .  Etape 3 : Diagramme de sélectivité Le réglage de la courbe A nécessite deux paramètres le -

et

[voir annexe II-4].

Départ MT :

On prend

donc :

On doit vérifier que

est supérieur au courant de déclenchement de la protection

contres les surcharges, ce qu’est vérifié dans ce cas. [Voir chapitre IV/2.1] Puis on calcule le rapport

;

Avec : ; La puissance de court circuit minimale sur le jeu de barres HT Ensuite en déduit le

à partir de la relation suivante :

Bien entendu l’intensité de pointe

doit être choisie supérieur à l’intensité du courant de

appelée par le départ MT, compte tenu des régimes de secours.

-

Tranche Arrivée MT :

On prend la temporisation de l’arrivée

égale à

, et

donc : De même, on doit vérifier que le courant

est supérieur au courant de déclenchement

de la protection de surcharge du transformateur. [Voir chapitre IV §2.2.] Puis on calcule le rapport

;

: L’intensité de courant

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le plus élevé.

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CHAPITRE IV


Ensuite en déduit le

à partir de la relation suivante :

Mais si le

, on prend

, et on recalcule

;

.

-

Tranche Transformateur:

On prend la temporisation de la protection de la tranche Transformateur ,

égale à

donc :

On a : Ensuite en déduit le Mais si le

à partir de la relation suivante : , on prend

Et on recalcule Pour assurer la sélectivité entre ces protections, on doit vérifier que le chaque départ est inférieur à

de

, si on trouve le contraire on prend : , et on recalcule le courant de mise en travail de la

protection de départ à partir de l’expression suivante :

1.3. Protection homopolaire Lorsque le courant de réglage de la protection homopolaire dépasse les seuils de réglage admissibles [chapitre III§1.1], la protection homopolaire ampèremétrique classique devient insuffisante. On peut remplacer cette protection par une protection directionnelle de courant résiduel. L’utilisation de la protection directionnelle de courant résiduel (67N) sur les départs MT permet de réduire les seuils de détection des défauts homopolaires, puisqu’elle ne tient pas compte du capacitif du réseau. Par cette solution, on peut éliminer les déclenchements inutiles sur les défauts semi permanent, avec un investissement nul, puisque il suffit pour installer la 67N sur les départs MT, d’activer l’élément directionnel du courant résiduel sur les relais AREVA P142 déjà existant dans les départs MT.

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CHAPITRE IV

Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE 1.3.1. Caractéristique de défaut homopolaire

Pour déterminer le réglage de la 67N sur les départs, il est nécessaire de déterminer la caractéristique de défaut ; la position du courant résiduel dans le départ MT en défaut ( ceux dans les départs MT sains (

) en fonction de la tension résiduelle (

), et

.

Pour un défaut phase terre, le courant capacitif dans le départ sain s’écrit sous la forme suivante :

Figure 4-5 : Répartition des courants homopolaires lors d’un défaut phase terre. D’après l’annexe I-2 : On pose:

;

Avec :

tel que :

et

En cas où le capacitif dans la ligne est négligeable on aura : Donc :

d’où

Pour un réseau ayant le neutre résistant, la valeur max que peut atteindre le courant capacitif total des départs sains RIYAHI&BAALI

est

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CHAPITRE IV

Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE Donc :

En cas où le neutre est isolé on aura : On a :

Zone de défaut

Figure 4-6 : Caractéristique de défaut homopolaire. 1.3.2. Mode de polarisation du relais AREVA P142 Le relais directionnel est polarisé par la tension résiduelle du jeu de barre MT, il est alimenté par un TC tore entourant les trois phases.

Figure 4-7 : Nouveau schema de protection après insertion de la 67N.

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CHAPITRE IV


La tension résiduelle est normalement déphasée de 180° par rapport à l’intensité du courant résiduel. C’est pourquoi les équipements à maximum de courant terre directionnelle sont polarisés à partir de la grandeur "

". Ce décalage de phase de 180° est

automatiquement intégré dans l’équipement P142.

Axe caractéristique

Zone de déclenchement aval

Zone de déclenchement amont

Figure 4-8 : Caractéristique de réglage de la protection directionnelle de courant résiduel RCA est l'angle caractéristique du relais ou l’angle directionnel, c’est l'angle dont il faut déplacer l’axe caractéristique par rapport à la tension de polarisation du relais pour obtenir la sensibilité maximale du relais .

1.3.3. Réglages assignés :  Seuil de courant : On doit choisir le seuil le plus faible possible, puisque le courant capacitif n’est pas pris en compte par le relais directionnel, mais on doit tenir compte dans ce choix de la sensibilité et la précision des TC et du relais. Pour question de fiabilité ; on préfère utiliser cette protection pour détecter les défauts franc et d’utiliser une autre protection spéciale pour détecter les défauts très résistant. (EPATR) On peut choisir un seuil de 6A, ce seuil permet de détecter les défauts résistant de l’ordre de

.

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CHAPITRE IV

Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE  Seuil de tension :

Des tensions résiduelles de faibles valeurs peuvent exister dans des conditions normales de réseau en raison des déséquilibres de ce réseau, des imprécisions du TT, des tolérances de l’équipement, etc. pour ces raisons le relais dispose d’un seuil

réglable par l’utilisateur,

qui doit être dépassé pour que la fonction à maximum de courant terre directionnelle soit opérationnelle. Le réglage du seuil de tension résiduelle doit être cohérent avec le seuil du courant et la valeur de l’impédance homopolaire du réseau. On peut choisir :

[annexe I-2]

 La zone de déclenchement : Le réglage de l’axe de sensibilité maximale est défini en fonction de l’argument de l’impédance homopolaire du réseau. L’angle caractéristique RCA doit être choisit de façon à ce que la zone de défaut soit contenue dans la zone de déclenchement du relais avec une marge de sécurité. D’après la caractéristique d’un défaut homopolaire, l’angle caractéristique optimal permettant d’obtenir la sensibilité maximale du relais est 45°.  Temps de déclenchement : Courbe de déclenchement à temps constant égal à 0.8s. La protection directionnelle doit intervenir avant la protection de terre résistante, ce qu’est bien vérifié, puisque la courbe de déclenchement de la protection 67N se trouve au dessous de celle de la terre résistante. [Annexe IV-4]

Les autres protections homopolaires du poste HT/MT peuvent être réglées non directionnelles : Protection

Courant de réglage

Temps

Action

Arrivée

1.5s

Pas de réenclenchement

Liaison

2s

Pas de réenclenchement

Tableau 4-2 : Le nouveau réglage proposé des protections homopolaire de liaison et de l’arrivée.

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CHAPITRE IV


1.4. Rupture du conducteur : Dans cette partie on va déterminer les paramètres de réglage d’une protection contre la rupture des conducteurs (le seuil de déclenchement, et la temporisation.); afin d’améliorer la sensibilité du plan de protection. 1.4.1. Seuil de déclenchement : Les défauts séries (rupture de conducteur) ne créent pas une augmentation de courant sur le réseau, ils ne peuvent donc pas être détectés par des protections ampèremétriques. Par contre ils produisent un courant de défaut inverse important qui peut être détecté, et utiliser pour déclencher une protection à maximum d’intensité. Mais lorsque la ligne est peut chargée la protection à courant inverse ne peut pas fonctionner correctement, puisque le courant inverse lors d’un défaut sera très proche et même inférieur au déséquilibre en régime permanent à pleine charge. Les relais AREVA P142 permettent de mesurer le rapport

qui offre une meilleur

sensibilité et précision que la mesure du courant inverse, puisque ce rapport a l’avantage d’être constant quelque soit le courant de charge : [annexe1-5] -

Conducteurs à la terre côté charge : En module :

- Conducteurs sans contact avec la terre côté poste source : Lors d’un défaut série : Proche du transformateur : on pose que

et que

: [12]

Rupture dans le réseau :

On prend :

, donc :

Donc pour détecter les deux défauts on peut choisir

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CHAPITRE IV

Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE 1.4.2. Réglage de la temporisation :

Déséquilibre dû au courant de court circuit : Défaut phase-terre : Défaut biphasé terre :

; si le défaut est franc

Défaut triphasé terre : On remarque que lors d’un défaut phase terre ou biphasé le rapport de

est supérieur

à 0.5, donc la protection contre les défauts séries (rupture de conducteur) détecte les défauts d’isolement. Une rupture d’un conducteur est un défaut permanent qui nécessite un déclenchement définitif, donc afin d’éviter un déclenchement intempestive de la protection de rupture de conducteur sur un défaut d’isolement, qui a une forte chance d‘être un défaut fugitif, surtout dans les réseaux aériens, la temporisation

associée à cette protection doit être supérieur au

temps de déclenchement des protections contre les défauts d’isolement ;

.

Mais dans le cas d’une rupture de conducteur sans contact avec la terre, la protection de terre résistante de départ en défaut détecte un courant homopolaire égal au courant capacitif de départ :

Figure 4-10 : Modélisation de la circulation du courant capacitif lors d’une rupture de conducteur. Donc la temporisation

doit en même temps être inférieur au temps de déclenchement

de la protection de terre résistante correspond à l’intensité de courant capacitif du départ le RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE IV


plus élevé. D’après l’annexe IV-5 le courant capacitif du départ le plus élevé est égal à 80A, pour cette intensité la protection de terre résistante individuelle déclenchera à 3.87s. Donc on peut prendre

, afin d’être plus rapide que la protection de terre

résistante lorsqu’il s’agit d’un défaut série, et en même temps pour laisser le temps aux protections contres les courant de court circuit d’agir sur un défaut d’isolement.

1.4.3. Réglage de la protection sur le relais AREVA P142 : Les relais AREVA P142 contient un élément de protection mesurant le rapport entre le courant inverse et le courant direct (

) qui permet la détection des défauts séries.

Cette protection sera installée au niveau de chaque départ, elle sera réglée comme suit : -

. La temporisation associée au rapport est réglée à 3.5s.

1.5. La protection différentielle du transformateur (87T) La protection des transformateurs HT/MT est assurée dans la totalité des postes HT/MT relevant de l’AD Casa par les éléments classiques présentés précédemment. Actuellement le seul poste HT/MT doté d’une protection différentielle (87T) est le poste NOUACEUR Cette fonction est assurée grâce au relais numérique AREVA KBCH 120. Malheureusement, la 87T reste encore en veille à cause des difficultés au niveau de son réglage. On présente dans ce paragraphe les différents réglages nécessaires pour un bon fonctionnement de la fonction différentielle. Le schéma de raccordement du relais est présenté sur l’Annexe IV-5 . Il est à rappeler que la 87T établie un ordre de déclenchement aux deux disjoncteurs embrassant le transformateur( T et Q).

1.5.1. Caractéristiques de fonctionnement La fonction différentielle à pourcentage de la KBCH 120 présente une caractéristique à pourcentage à deux pentes afin d’assurer une sensibilité aux défauts internes ainsi qu’une stabilité en condition de défaut traversant important.

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CHAPITRE IV


Figure 4-11 : caractéristique à pourcentage du relais KBCH 1.5.2. Les réglages nécessaires

Figure 4-12 : menue réglage du relais KBCH 120 Dans le menu réglage du relais KBCH 120 un ensemble de réglages sont indispensables pour son bon fonctionnement, à savoir : [S1 [S1 [S1 [S1 [S1 [S1

Liaisons Fn] : Rapport TC HT] : Rapport TC BT1] : Rattr rap HT] : Rattr coupl HT] : Rattr rap BT1] :

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Activation de la fonction différentielle ; Rapport des TC coté HT ; Rapport des TC coté MT ; Rattrapage du rapport coté HT ; Rattrapage du couplage coté HT ; Rattrapage du rapport coté MT ;

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CHAPITRE IV


[S1 Rattr coupl MT] : [S1 Id>] : [S1 Id>>] :

Rattrapage du rapport coté MT ; seuil bas ; seuil haut .

1.5.2.1.Rattrapage de rapport Pour assurer le bon fonctionnement de l’élément différentiel, il est important qu’en conditions de charge et de défaut traversant, les courants dans l’élément différentiel du relais s’équilibrent. Dans de nombreux cas, les valeurs nominales primaires des TC coté HT et MT ne correspondront pas exactement aux courants nominaux de l’enroulement du transformateur. Dans les systèmes traditionnels, ce rattrapage peut être réalisé par l’emploi de TC intercalaires externes. Pour les protections numériques KBCH 120, on intègre sous forme de logiciel, des TC intercalaires pour s’assurer que les signaux arrivant dans l’algorithme différentiel sont corrects. 1.5.2.2.Rattrapage du couplage et filtrage du courant homopolaire Pour compenser un éventuel décalage de phase entre deux enroulements d’un transformateur, il faut réaliser un rattrapage de couplage. Habituellement, ce rattrapage est assuré par des TCs intercalaires physiques externes, convenablement connectés, avec le même couplage que ceux du transformateur de puissance. Dans les postes de distribution HT/MT de l’ONE, le couplage des transformateurs de puissance est de type Yyn0. Alors le déphasage dans le transformateur est de 0 o, donc le rattrapage de couplage n’est plus nécessaire. Par contre, vue le régime du neutre adopté (neutre à la terre de l’enroulement MT, et neutre du primaire isolé) , un défaut de terre externe de la zone protégée, engendre la circulation d’un courant homopolaire dans les TCs de l’enroulement MT, ce qui peut entrainer le fonctionnement intempestif du relais. Il est indispensable de d’assurer un filtrage du courant homopolaire au niveau de l’enroulement MT. En effet, la KBCH 120 assure le filtrage du courant homopolaire en logiciel à l’aide d’un piège à courant homopolaire appelé Ydy0.

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CHAPITRE IV


Figure 4-12 : rattrapage de couplage pour un transformateur HT/MT Yyn0 [ Document constructeur AREVA KBCH 120-130-140] 1.5.2.3.Les réglages préconisés pour le cas de NOUACEUR : Les données sur les Transformateurs du poste NOUACEUR nécessaires pour le réglage sont : S = 40 MVA , U1n= 63KV , U2n = 24KV , couplage : Yyn0 Rapport TC coté HT : 400/5A Rapport TC coté MT : 1200/5A I1n =

= 366,6 A

I2n =

= 962,3A

 Rattrapage rapport coté HT :

= 1,091

 Rattrapage rapport MT :

= 1,247

 Rattrapage de couplage coté HT : Yy0  Rattrapage de couplage coté MT : Ydy0

1.5.2.4.Réglage du seuil bas (Id>): Le réglage choisi dépend de la valeur du courant différentiel qui peut exister dans les conditions normales de fonctionnement du au :  courant de magnétisation des transformateurs (TCs et transformateur de puissance).  Changement de prise du transformateur de puissance.

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CHAPITRE IV


On choisi le réglage préconisé par le constructeur : Id> = 0,2 p.u 1.5.2.5.Réglage du seuil haut (Id>>): Le seuil haut instantané (Id>>) permet une élimination plus rapide pour les défauts internes séveres. fonction

Plage de réglage

Id > Id > >

Réglage recommandé

0,1 à 0,5 p.u

0,2 p.u

5 à 20 p.u

10 p.u

2. Amélioration du plan de protection lors de la marche parallèle 2.1. Défauts homopolaire 2.1.1. Automatisation de sectionneur du neutre Comme indiqué dans le chapitre 3, si le transformateur ayant le neutre à la terre déclenche .Il est nécessaire de fermer le sectionneur du neutre de l’autre transformateur afin de détecter les défauts homopolaires. L’automatisation du sectionneur du neutre permet de résoudre ce problème en fermant le sectionneur du neutre du transformateur qu’était isolé d’une manière systématique.

2.1.1.1.Logique de commande La commande des sectionneurs est réalisée à base de l’état des disjoncteurs de l’arrivée et

, puisque tout déclenchement du transformateur Tr1 (respectivement Tr2) est réalisé

à l’aide de

(respectivement

)

Si on donne la priorité au sectionneur S1 du neutre du Tr1, en disant que si les deux transformateurs fonctionnent en parallèle alors S1 est fermé, S2 est ouvert. Table de vérité :

0 0 1 1

0 1 0 1

X X 1 1

X 1 X 0

Table de Karnaugh :

1 0 1

0

1

X X

1 1

0 1

0

1

X 1

X 0

Donc si on adopte cette solution, un seul sectionneur sera automatisé ( ) ce qui représente un gain économique. Mais cela signifie que Tr1 sera le plus sollicité par les défauts homopolaires, ce qui peut diminuer considérablement sa durée de vie .Cela est prouvé par une

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CHAPITRE IV


analyse de l’huile des transformateurs d’un poste HT/MT de l’ONE qui a montré que la durée de vie du transformateur ayant le neutre à la terre est plus faible que celui ayant le neutre isolé. Donc on doit prévoir un commutateur

qui permet de choisir le sectionneur qui doit

rester fermé si les deux transformateurs

marchent en parallèle, afin de repartir les

sollicitations dues aux défauts homopolaires sur les deux transformateurs.

Table de vérité :

Table de Karnaugh :

0

0

0

X

X

0

0

1

X

1

0

1

0

1

X

0

1

1

0

1

1

0

0

X

X

1

0

1

X

1

1

1

0

1

X

1

1

1

1

0

0

1

00

X

X

01

X

11 10

0

1

00

X

X

X

01

1

1

0

1

11

1

0

1

1

10

X

X

2.1.1.2.Schéma de puissance et de commande Le Schéma de puissance et de commande des moteurs commandant les sectionneurs des neutres est présenté sur l’Annexe IV-6. Un catalogue constructeur présentant les caractéristiques d’un sectionneur motorisé Est sur l’Annexe IV-7 2.1.1.3.Rentabilité de la solution : Actuellement ,les sectionneurs des neutres sont manipulés manuellement par les agents de l’ONE .Donc il y a un temps mort ou le réseau se trouve à neutre isolé ,la détection des défauts monophasé n’est plus assuré. Donc le réseau fonctionne en présence du défaut. Cette situation s’aggrave encore dans le cas des postes non gardiennés ou un agent doit se déplacer pour revenir à la situation normale. Les dangers probables lorsque le neutre est isolé sont liés à la sécurité des personnes et du matériel. -

La non détection des défauts monophasé peut mettre en péril des vies humaines.

-

Le transformateur se trouve assujetti à des contraintes électrodynamiques qui risque de mettre en danger ce composant vital du poste HT/MT.

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CHAPITRE IV -


La surtension qui apparait sur le réseau se trouve assujetti à des surtensions qui risquent de mettre en danger les composantes du réseau MT. L’automatisation du sectionneur du neutre nécessite un investissement lié au :

-

Prix des deux sectionneurs motorisés ;

-

Prix d’installation de maintenance; 2.1.2. Protection directionnelle de courant résiduel sur les arrivées MT : Pour compléter cette solution on doit mettre une protection directionnelle de courant

résiduel sur les arrivées MT, pour couper le courant de défaut provoqué par un défaut sur la liaison entre le transformateur est le jeu de barres MT. [Figure 3-3] On a

et

Or:

et

Donc :

)

Soit

et

; déphasage entre le courant résiduel de la tranche en défaut

et la tension résiduelle, et

donc :

Cas extrême : Si on néglige l’effet capacitif du réseau : Si

:

Donc l’angle optimal entre la tension de polarisation et l’axe caractéristique est

Figure 4-13 : Caractéristique d’un défaut homopolaire affectant la liaison entre le transfo et le jeu de barres MT.

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CHAPITRE IV

Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE  Consigne de réglage :

-

RCA=45° ;

-

Seuil de courant : 1.2*6A ;

-

Seuil de tension :

-

Zone de déclenchement amont.

(voir annexe impédance homopolaire de défaut)

2.2. Défauts entre phases : Un défaut sur l’arrivée d’un transformateur provoque la circulation de deux courants de défauts

et

, qui peuvent déclencher intempestivement la tranche saine, par

conséquence les départs vont se trouver sans alimentation.

Figure 4-14: Modélisation de la circulation du courant lors d’un défaut polyphasés sur la liaison.

Donc pour éviter cela, seulement les disjoncteurs

et

qui doivent déclencher. Pour

réaliser cela, on ajoute aux arrivées MT une protection directionnelle phase (67) réglée pour 'regarder vers' l’amont du jeu de barres MT. 2.2.1. Caractéristique de défaut La figure ci-dessous représente, la zone des courants circuits triphasés et biphasés par rapport

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(phase 2) de courant de courts

d’après l’annexe IV-8

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CHAPITRE IV


Figure 4-15 : Caractéristique du courant la phase 2 de la tranche transfo sain lors d’un défaut polyphasés sur la tranche transfo.

2.2.2. Mode de polarisation de la 67 sur la tranche arrivée Le relais directionnel est polarisé par les tensions composées du jeu de barre MT , il est alimenté par les trois TC de calibre 1200/5 placé sur l’arrivée MT.

Figure 4-16 : Polarisation de la 67. Phase de protection

Courant de fonctionnement

Tension de polarisation

Phase 1 Phase 2 Phase 3 Tableau 4-3: Tension de polarisation d’une protection de courant de phase directionnel. La protection 67 est activée si les deux conditions suivantes sont réalisées : - Le courant de phase est supérieur au seuil de réglage ;

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CHAPITRE IV -


La phase du courant par rapport à la tension de polarisation est dans la zone de déclenchement. Axe caractéristique

Zone de déclenchement aval

Zone de déclenchement amont

Figure 4-17 : Caractéristique de réglage de la 67. (Relais P124)

2.2.3. Réglage assigné -

Le seuil de déclenchement : puisque le relais ne voit pas le courant de charge, on peut régler

à 87% de

.

-

L’angle caractéristique :

-

Zone de déclenchement : le relais est réglé sur la zone de déclenchement amont.

-

Temporisation : Le temps de déclenchement de cette protection

; on peut prendre

doit être inferieur à

celui de la protection ampèremétrique de l’arrivée MT (utilisée contre les défauts avals) correspond au courant : , Afin d’éviter un déclenchement intempestive de cette dernière sur un défaut amont. Donc :

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;

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CHAPITRE IV


Figure 4-18: Caractéristique de réglage la 67 installée dans la tranche arrivée contre les défauts polyphasés affectant l’amont du jeu de barres MT.

3. Amélioration de la qualité de service 3.1. Introduction Les clients sont devenus de plus en plus exigeants concernant la qualité de l’énergie électrique. Dans cette optique, l’ONE doit mener des actions permettant la réduction des coûts liés à la perte de continuité de service et à la non qualité. Pour résoudre les problèmes causés par le taux élevé des défauts

fugitifs

[chapitre III§3.2], deux solutions actuellement préconisé par les distributeurs d’énergie mondiaux (par exemple l’EDF) : -

Solution1 : Le disjoncteur shunt ;

-

Solution 2 : Le neutre compensé. Par la suite ,on étudiera les deux variétés pour en tirer la mieux adaptée au réseau de

distribution MT de l’ONE. Une étude de rentabilité s’avère nécessaire pour appuyer l’étude technique de la solution retenue. 3.2. Solution1 3.2.1. Description du disjoncteur shunt Le disjoncteur Shunt est un disjoncteur qu’on dispose sur le jeu de barres, il est commun à tous les départs du poste source. Il est constitué de trois éléments unipolaires indépendants. Quand un défaut homopolaire apparaît, le pôle correspondant du disjoncteur shunt court-circuite la phase en défaut et la terre pendant un temps très bref (0,15 seconde). RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE IV


L’ensemble est piloté par un automatisme coordonné avec les réenclencheurs des départs MT. Ses caractéristiques électriques sont celles des disjoncteurs de ligne MT.

Figure 4-19: Pole d’un Disjoncteur shunt Siemens. [9] 3.2.2. Principe de fonctionnement Normalement ouvert, le disjoncteur shunt fonctionne à pôles séparés de la manière suivante : A l’apparition d’un défaut phase-terre, le sélecteur de phase identifie la phase en défaut ; si ce défaut donne lieu à la circulation d’un courant supérieur à une limite réglable (courant de démarrage In) , le sélecteur donne l’ordre au disjoncteur-shunt de fermer le pole correspondant à la phase en défaut. Celle-ci est alors à potentielle nul par rapport à la terre pendant 0.15 s environ, temps suffisant pour éteindre les défauts monophasés fugitifs.

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CHAPITRE IV


Figure 4-20: disjoncteur shunt monté sur le jeu de barre du poste HT/MT. [4] 3.2.3. Les critères de fonctionnement du disjoncteur shunt Pour détecter un défaut monophasé sur un réseau dont le neutre est mis à la terre par une impédance, on peut surveiller le courant ou la tension homopolaire. En pratique, la détection des défauts est réalisée par une mesure du courant dans le circuit de mise à la terre du neutre MT. La phase en défaut est déterminée par un système de balance voltmétrique alimentée par les tensions du transformateur correspondant. En effet, le réseau de distribution peut être sollicité à plusieurs types de défaut. Des règles générales doivent être respectées par le disjoncteur shunt pour assurer un bon fonctionnement : -Un défaut monophasé provoque le fonctionnement d’une seule balance. Le pôle correspondant peut shunter le défaut. -Un défaut biphasé à la terre provoque le fonctionnement de deux balances. Le disjoncteur shunt est verrouillé. -Un défaut triphasé à la terre ne provoque aucun fonctionnement de balance. Le disjoncteur shunt est verrouillé. -Lorsqu’un défaut polyphasé isolé de la terre affecte le réseau, le disjoncteur shunt est verrouillé. 3.2.4. Problèmes techniques liés à la solution1 La solution du disjoncteur shunt présente des inconvénients sérieux au point de vue technique.

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CHAPITRE IV


En effet, Lors du shuntage de la phase avariée, les phases saines sont portés à la tension composée, augmentant ainsi le risque d’amorçage à la terre de l’une entre-elles. Ce qui engendre des frais supplémentaires liés à la maintenance du réseau. En plus, On peut rencontrer des cas où le disjoncteur shunt participe à la création d’un court-circuit polyphasé .Ils sont dus essentiellement à un disfonctionnement au niveau du matériel :  L’automatisme de commande détecte un défaut sur la mauvaise phase et donne l’ordre de fermeture au pôle qui n’est pas concerné par le défaut.  Fermeture simultanées de deux ou trois pôles par la défaillance du dispositif de commande.  Durant la fermeture du pôle apparaît un deuxième défaut sur une autre phase. En plus des problèmes précédents, d’autres contraintes liées au fonctionnement normal peuvent avoir lieu. D’après son principe de fonctionnement, le disjoncteur shunt crée un court-circuit franc au niveau du jeu de barre lors de l’apparition de tous défauts monophasés. le transformateur et le jeu de barre se trouvent assujetti à des efforts électrodynamiques pouvant mettre en péril ces deux composants central du poste HT/MT . Pour toutes ces raisons ,on a jugé que la solution du disjoncteur shunt n’est pas rentable comme solution face au défauts fugitifs . 3.3.Solution 2 3.3.1. Principe de fonctionnement Le neutre est relié à la terre via une inductance L D ,le courant inductif de la bobine ID passe à travers cette dernière et peut compenser la contribution du courant capacitif du réseau dans le courant de défaut à la terre.

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CHAPITRE IV


3.3.1.1.Mise en équation

Figure 4-21 : Schéma d’un défaut monophasé dans un réseau compensé. [12] D’ après la figure precedent, l’expression du courant du défaut: IF = I 1 + I 2 + I 3 + I D = j[ωCE (-2E1 + E2 + E3) + IF = 3j E 1 [ωC E -

]

]

Cette relation montre que le courant de défaut est égale à zéro, quand la bobine d’extinction d’arc est exactement égale à :

Ceci est justifié par la figure, qui représente un circuit schématique en composantes symétriques et qui est utilisé dans l’analyse des procédés pour les structures asymétriques ou pour le fonctionnement d’un réseau triphasé. Jusqu‘à présent, il a été supposé que les équipements sont sans pertes. Mais le courant de défaut contient un courant résiduel actif déterminé par les pertes ohmiques de la bobine et les dérivations transversales des circuits du réseau. Donc même lorsque la bobine de Peterson réalise l’accord avec le capacitif du réseau ,il y a une composante active qui circule dans le défaut. 3.3.1.2.Système d’accord Autrefois, pour accorder la bobine d’extinction, les exploitants mesuraient la tension homopolaire à l’aide d’un voltmètre raccordé sur un enroulement auxiliaire de la bobine. Par des manœuvres successives, ils recherchaient la prise qui leur donnait la tension la plus grande.

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CHAPITRE IV


Les caractéristiques électriques du réseau dépendant de la topologie du réseau, toute manœuvre d’exploitation était alors suivie d’un réglage de la bobine sur site par un agent d’exploitation. Aujourd’hui, les dispositifs modernes utilisent un artifice automatique qui permet d’exciter l’impédance homopolaire du réseau en injectant un courant à partir d’un générateur appartenant à l’équipement. Par réglage de l’inductance de l’Injecteur de Courant (IC), il permet d’effectuer d’une manière autonome les corrections nécessaires au désaccord éventuel de l’impédance homopolaire du réseau. Périodiquement le dispositif manoeuvre l’IC et observe la manière dont varie la tension homopolaire. Il comporte donc un étage de mesure accordé à la fréquence industrielle. L’excursion de réglage prend fin lorsque les conditions d’un compromis sont réunies. Ces fonctions sont assurées par une liaison série analogique reliant l’IC au dispositif d’accord [11]. 3.3.2. Changement au niveau du plan de protection : 3.3.2.1. Relais de protection : Le passage au régime du neutre compensé sur les réseaux MT rend inefficaces les protections homopolaire ampèremétriques actuelles. D’où la nécessité d’utiliser une protection wattmétrique homopolaire (PWH), qui offre plus de sensibilité. 3.3.2.2.Caractéristique de défaut Caractéristique de défaut : D’après la partie du Chapitre IV§1.3.1 on a :

Figure 4-22 : Puissance résiduelle lors d’un défaut homopolaire.

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CHAPITRE IV


On a: On remarque dans le cas d’un défaut homopolaire, la puissance homopolaire dans le départ en défaut est négative (

), par contre pour le départ sain elle est presque

nulle. 3.3.2.3.Consignes de réglages de la PWH: P142 PWH déclenchement sur seuil de puissance résiduelle, elle mesure la puissance résiduelle à partir de courant résiduel et de la tension résiduelle. Si on suppose que le relais est polarisé par la tension (– . Le réglage de la puissance correspond au : – Où : : Angle entre la tension de polarisation (Vr) et le courant résiduel. : Angle caractéristique du relais ( )  Seuil de courant : Si le réseau est parfaitement compensé, le courant de défaut dépend seulement de la résistance de défaut, puisque l’équipement est alimenté par un TC tore, on peut prendre un seuil égal à 1A. Mais il convient de remarquer que dans la plupart des situations, le réseau n’est pas parfaitement compensé et un faible niveau de courant de défaut peut alors circuler, ainsi si on tient compte du courant de déséquilibre, un réglage typique peut donc être de l’ordre de 5A.  Seuil de puissance: D’après le chapitre 3.4 du B 61-22, On retient en moyenne un réglage de la PWH à 0,4 W (BT), qui correspond à une sensibilité de l'ordre de 5 A à 10 A.  L’angle caractéristique : L’équipement doit être appliqué de telle sorte que sa direction avale soit orientée vers le départ de ligne à protéger, donc  La temporisation : La courbe de déclenchement à temps constant.

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CHAPITRE IV


Figure 4-23: Caractéristique de réglage la PWH sur les départs MT.

3.3.3. Etude de rentabilité du neutre compensé : 3.3.3.1.

Les postes concernes :

On recommande le remplacement de la résistance de limitation par la bobine de Peterson pour les postes dont on a jugé prioritaire. Les postes concernés sont : -

Tit Mellil

-

Ouled Azzouz.

-

Bouskoura

Ces postes sont marqués par l’ampleur des défauts fugitifs qui ont affecté leurs réseaux aériens, et aussi par la présence des clients industriels sur le territoire desservie par eux. 3.3.3.2.

Les investissements nécessaires :

La mise en place du neutre compensé sur les postes précédent nécessite les ressources suivantes :  Une bobine de Peterson [Annexe IV-9] : Le prix d’une bobine de Peterson marque 2H Energy = 120KDH Chaque poste sera équipé de deux bobine de Peterson, donc un prix globale de : 120*6 = 720 KDH  La protection wattmétrique homopolaire peut est assurée par le relais AREVA P142. Ce relais est déjà installé sur les postes Ouled Azzouz et Bouskoura . Quant au poste Tit Mellil, étant équipé par une technologie statique, on doit prévoir une protection wattmétrique pour chaque départ (7) et chaque tranche arrivée (2).

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CHAPITRE IV


Le prix de chaque équipement est estimé à : 50 KDH (frais d’installation inclus) Pour les TC alimentant les relais, on exploite les TC tore de la protection contre les défaut résistant déjà installé . Les frais total sont estimés alors de : 50 * ( 7 + 2) = 450 KDH On estime la durée de vie du matériel s’étale sur 10 ans. Investissement total (annuel) = ( 720 + 450 )/10 = 117 KDH 3.3.3.3.

Le gain estimé

Le gain estimé suite à l’application du neutre compensé est la somme de plusieurs facteurs, à savoir :  Elimination des défauts fugitifs : le neutre compensé permet de transformer les défauts monophasés en défaut auto extincteur. Cela diminue le nombre de fonctionnement du réenclencheur surtout pour les défauts fugitifs. Parmi les industries les plus influencées par les microcoupures on trouve les chaînes complètes de fabrication en continu dont le procédé ne tolère aucun arrêt temporaire d’un élément de la chaîne (imprimerie, sidérurgie, papeterie, pétrochimie…), L’impact financier (par ex. sur la productivité) est plus difficilement quantifiable. Les clients MT sont gérés par l’Agence de Distribution de Casa, le nombre des clients MT relevant de l’AD/CASA a atteint 1174 à fin février 2007. Durant l’an 2007, l’AD Casa à reçu 10 réclamations dont 9 concernant les microcoupures. Les dégats sont estimés de :

1800 KDH

Cette somme est remboursée par l’ONE ( via l’assurance).  Sécurité des personnes : la vie des personnes n’a pas de prix.  La résistance du neutre remplacée retournera au stock .Elle sera montée dans un poste HT/MT où la qualité de fourniture ne représente pas un souci majeur (zone ou il n’y a pas d’activité industrielle). 3.3.3.4.

Le bénéfice total par poste :

Bénéfice total = Gain total - Investissement total = 1800 - 117 = 1783 KDH Le neutre compensé s’avère donc potentiellement rentable.

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CHAPITRE IV


4. Logiciel RNPP : Afin de faciliter la manipulation, la gestion, ainsi que le réglage des protections du plan de protection des réseaux MT de l’ONE, dont on a apporté des améliorations, on a développé une application appelé « RNPP », permettant le calcul des Réglages des protections du Nouveau Plan de Protection. 4.1. Les outils de programmation

La réalisation de cette application a nécessité la combinaison de deux logiciels : le Visuel Basic 6.0 et l’Access. On a utilisé le Visuel Basic pour programmer une interface graphique qui permet une utilisation simple et fluide du programme, ainsi on a utilisé l’Access comme base de données pour stocker et gérer les données et les résultats des réglages. 4.2. L’interface du logiciel L’interface du logiciel présente une image simplifiée d’un nouveau poste 60/22KV ONE, elle est composée : -

D’un schéma détaillé d’un poste HT/MT.

-

D’un menu général permettant l’accès à chaque poste HT/MT du réseau MT.

-

Indicateur de l’état des disjoncteurs du poste en exploitation actuelle. Blocs : o TC & TT o Protection. o Transformateur. o Régime du neutre.

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CHAPITRE IV


Figure 4-24 : Interface graphique du logiciel R RIYAHI&BAALI

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CHAPITRE IV

4.3. Les fonctionnalités du logiciel Le logiciel RNPP propose à l’utilisateur une interface graphique assurant plusieurs fonctions lui permettent la gestion et le stockage des : - Réglages des protections du réseau MT. - Rapports des TC et TT - Caractéristiques des câbles MT. - La structure et les caractéristiques des postes HT/MT installés dans le réseau de distribution MT. -

Ainsi le logiciel permet le calcul du : Réglage de certaines protections. L’impédance homopolaire de défaut homopolaire, et le courant capacitif propre de chaque départ MT. Le courant de court circuit minimal de chaque départ MT.

4.4. Exemple de calcul « Poste NOUACEUR » On calcul les réglages des protections de la tranche du poste NOUACEUR, qui alimente le réseau souterrain. [Annexe IV-10] 4.4.1. Préparation de base de données Jeu de barres HT Tension (KV)

Transformateur

Pccmin (MVA)

60

333,33

ucc (%)

RT (Ω)

12,08

0,01

Sn (MVA) 40

(KVA) 24

Nombre de départs MT 4

4.4.2. Calcul préliminaire Calcul du capacitif : Départ

longueur (m)

Type

SAPINO1

10862

PRC-AL-R150

SAPINO2

23902 105

PRC-AL-R150 PRC-AL-R120

TECHNOP-1

2552 5946 1920 2604 3598

PRC-AL-R150 PRC-CU-R120 PRC-AL-R120 PRC-AL-R150 PRC-CU-R120

TECHNOP-2

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CHAPITRE IV

En utilisant le bloc « Capacitif du départ » on trouve les résultats suivants : (A)

Départ SAPINO1 SAPINO2 TECHNOP-1 TECHNOP-2

Calcul de

ca (

29,90 65,81 22,23 13,87

)

2,50 5,5 1,86 1,16

Zh (Ω) 36,3 37 36,2 36

:

Pour calculer le courant de court circuit minimal de chaque départ MT, on utilise l’ossature du réseau souterrain représentée dans l’annexe IV-11. DEPART

(A)

TMS

NOUACEUR-SAPINO 1

821,706

0,086

NOUACEUR-SAPINO 2 NOUACEUR TECHNOPOLE 1 NOUACEUR TECHNOPOLE 2 Arrivée MT Tranche Transformateur

821,706 2515,458 3222,966 3867,559 4641,071

0,086 0,145 0,145 0,170 0,283

Courant de mise en travail (A) 390,000 390,000 718,589 718,589 1561,298 1560,000

4.4.3. Réglage des protections 4.4.3.1.Protection départs MT

Ces réglages sont communs entre tous les départs.

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CHAPITRE IV


Défauts entre phases : DEPART NOUACEUR-SAPINO 1 NOUACEUR-SAPINO 2 NOUACEUR TECHNOPOLE 1 NOUACEUR TECHNOPOLE 2

Courbe seuil (A) CEI Inv Normale 0,086 CEI Inv Normale 0,086 CEI Inv Normale 0,145 CEI Inv Normale 0,145

TMS 390,000 390,000 718,589 718,589

4.4.3.2.Protection Arrivée MT :

4.4.3.3.Protection Tranche transformateur :

4.4.3.4.Protection Transformateur

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CHAPITRE IV

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CHAPITRE IV Conclusion :

A travers cette partie on a proposé des solutions permettant d’améliorer et de renforcer l’actuel plan de protection du réseau MT de distribution relevant de l’AD Casa, tout en essayant de montrer leur rentabilité et justifier l’investissement dans ces solutions. Les solutions qu’on a proposé pour l’amélioration du plan de protection, ne demande pas un investissement, puisque les équipements de protection actuels installés dans la plupart des postes HT/MT intègrent des fonctionnalités permettant la mise en place de ces solutions telles que : -

L’image thermique.

-

Directionnel de courant résiduel.

-

Directionnel de courant de phase.

-

Rupture du conducteur.

L’investissement dans l’automatisation du sectionneur du neutre est justifiable par rapport au gain qu’elle va apporter, puisque un défaut homopolaire non détecté présente un danger pour les personnes (en cas de déclenchement de transformateur ayant le neutre à la terre). Ainsi les surtensions non écoulées vers la terre peuvent détruire les matériels MT, et renforcer la probabilité d’un second défaut. La protection différentielle représente un intérêt majeur pour la protection du transformateur de puissance contre les défauts internes. En plus son prix ne représente que 1% du prix du transformateur de puissance ( ≥ 40 MVA) . Une étude technico-économique indique que l’adoption d’un neutre compensé apporte un gain considérable en matière d’élimination des microcoupures et la sécurité des personnes.

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Conclusion générale

Dans le cadre de ce projet de fin d’études, notre travail consiste en l’étude et la détermination des limitations du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de l’ONE Casablanca. Pour aboutir à des solutions permettant d’améliorer sa fiabilité et son efficacité face aux limitations détectées. Une analyse de l’état actuel du plan de protection de distribution MT de l’ONE Casablanca montre que la technologie numérique est la plus utilisée (83% de poste HT/MT) , par contre les fonctionnalités offertes par les protections numériques ne sont pas bien exploitées et cause des limitations dans le plan de protection. Des nouvelles fonctions de protection sont alors proposées pour renforcer le plan de protection actuel. Ce tableau résume les solutions proposées. Défaut

Problématique

monophasé

Seuil élevé

Entre phase

Conséquences Déclenchement définitif par protection terre résistante

Sélectivité

Temps de déclenchement élevé

chronométrique

(rapidité)

Temps de Surcharge

déclenchement

Non détecté par les

conducteur

protections installées

Protection directionnelle homopolaire sur les départs MT Courbe à temps inverse (type A) -Image thermique.

Déclenchement intempestif

constant Rupture

Solution

-Logique de délestage pour transformateur.

-Déséquilibre dans les réseaux clients. -La sécurité des personnes.

Mise en place d’une protection contre la rupture du conducteur.

La marche parallèle des transformateurs impose au plan de protection de faire face à des situations délicates à savoir : -

Déclenchement du transformateur ayant le neutre à la terre, le réseau devient sans protection homopolaire.

-

Défaut homopolaire sur les arrivées MT ; peut engendrer le déclenchement de la tranche saine.

-

Défauts entre phases sur la tranche transformateur cause un déclenchement intempestif des arrivées MT.

102

Conclusion générale Grâce à des solutions techniques, on a pu surmonter les problèmes que pose ce type de fonctionnement au plan de protection à travers: -

L’automatisation de sectionneur du neutre.

-

L’utilisation d’une protection directionnelle homopolaire (67N) sur les arrivées MT.

-

L’utilisation d’une protection directionnelle de courant de phase (67) sur les arrivées MT. L’amélioration de la qualité de service a fait l’objet de notre réflexion. De ce fait, après

une étude statistique sur les défauts fugitifs affectant le réseau de distribution MT et ces conséquences. On a jugé nécessaire de traiter ce problème par l’utilisation du neutre compensé. Une étude technico-économique montre la rentabilité et la faisabilité des solutions proposées. Le gain apporté concerne : -

le renforcement du niveau de sécurité des personnes et des biens;

-

la diminution de l’énergie non vendue. Notre travail a aboutis à la réalisation d’une application informatique (logiciel RNPP)

permettant la gestion et le calcul des réglages des nouvelles protections introduites dans le cadre de l’amélioration du plan de protection actuel.

Finalement, nous recommandons la mise en application des améliorations proposées dans notre projet. Ils doivent être accompagnés d’un suivi pour évaluer leur impact sur le plan de protection .

102

Bibliographie : [1]

Site officiel de l’ONE

www.one.org.ma

[2] Réseaux de distribution Structure et planification Philippe CARRIVE  techniques de l’ingénieur D4210. [3]

Réseaux de distribution Introduction Alain DOULET  techniques de l’ingénieur

D4200. [4]

Plan de protection des réseaux HTA B61.21  document réalisé par STE d'EDF GDF

SERVICES  Edition 1994. [5]

Guide de la protection  MERLIN GERIN

[6] Protection des réseaux par le système de sélectivité logique  F.Sautriau  Cahiers techniques. . [7]

Protection des réseaux HTA industriels et tertiaires  André SASTRE  Cahier

technique 174. [8] Guide des protections des réseaux industriels  DESA/RSE 02 888 608/B [9]

Site officiel de Siemens  www.siemens.com

[10] Réglage du dispositif de commande d’un disjoncteur shunt  B61.22  EDF [11] La pratique du régime de neutre  Michel LAMBERT [12] Le traitement du point neutre dans les réseaux MT  Pr. Edmund HANDSCHIN et Dieter KONIG  Revue REE N°2  Février 1996. [13]

Réglage des protections « Protection des réseaux MT »  Guide technique de la

distribution B.61-25  E.D.F. [14] Protections de Départ Ligne & Câble  Guide Technique MiCOM P142/P142/P143 [15] Cours académique « machines électriques »  Dr. CHERKAOUI  EMI/EEP/2007.

109

ANNEXES

ANNEXE I-1

Description de l’unité d’accueil 1. L'ONE, premier distributeur du pays : Actuellement, l'organisation du secteur de l'énergie électrique s'articule autour de l'ONE qui en est le principal opérateur. En effet, l'Office se positionne en tant qu'unique acheteur d'énergie électrique auprès des divers producteurs et il assure également le dispatching de l'énergie produite au niveau des distributeurs nationaux (figure 1-1). Quant à la distribution, elle est caractérisée par une organisation partagée. En effet, les grandes agglomérations telles que Rabat, Casablanca, Tanger, Tétouan, Fès, Marrakech, Meknès, El Jadida, Safi, Larache ou encore Kénitra sont desservies par des opérateurs locaux de distribution. Dans la plupart des cas, il s'agit de régies autonomes intercommunales de distribution d'eau et d'électricité, mais aussi d'opérateurs privés. Donc la distribution de l'énergie électrique est assurée : Soit directement par l'ONE, notamment en zones rurales et dans quelques centres urbains ; Soit par des Régies de Distribution qui sont au nombre de 7 Régies, placées sous la tutelle du Ministère de l'Intérieur ; soit en gestion déléguée dans les villes de Casablanca, Rabat, Tanger et Tétouan qui est assurée par des opérateurs privés (Lydec, Redal et Amendis). Pour desservir sa clientèle répartie à travers tout le pays, l'ONE s'appuie sur un large réseau de distribution en plein développement qui connaît une croissance importante grâce notamment au programme de généralisation de l'accès à l'électricité au monde rural (programme PERG).en effet, dans son périmètre d'intervention, l'ONE dispose d'un réseau d'une longueur totale de plus de 182 300 km de lignes MT/BT [1].

ANNEXE I-1

Figure 1-1 L’énergie électrique au Maroc

2. les ventes de l’énergie électrique : A fin décembre 2007, les ventes d’énergie électrique se sont élevées à 20540 GWh, soit une évolution de l’ordre de 6,7% par rapport à 2006 due essentiellement à l’accroissement des ventes de la clientèle basse tension. Cette croissance est particulièrement marquée dans les zones où la distribution est assurée par l’ONE qui ont enregistré une augmentation de la demande de 10% . La progression commerciale se reflète aussi au niveau du portefeuille clients de l’ONE qui a connu durant la même année, toutes catégories confondues, une augmentation du nombre de clients de 8,9%, due principalement à l’augmentation des clients ruraux. Ce qui porte le nombre total des clients de l’ONE à plus de 3,5 millions à fin 2007. Les ventes d’énergie sont réparties à hauteur de 46% aux distributeurs, 38,3% aux ventes directes de l’ONE et 16,6% aux clients grands comptes de l’Office alimentés en très haute tension et haute tension.

ANNEXE I-1 Le chiffre d’affaires de l’ONE au titre de l’année 2007, s’est élevé à 17milliards de dirhams, soit une hausse de 8,9% par rapport à 2006.

Figure 1-2 :Distribution des ventes d’électricité de l’ONE année 2007 [1]

ANNEXE I-2 Caractéristiques des transformateurs de puissance des postes HT/MT de L’AD Casa Année de Poste

S(MVA)

ucc(%)

couplage

Nbr prise

Rn(Ω)

Marque

fabrication

BOUSKOURA

40

12,15

Ynyn0

21

42,5

NEXANS

2001

40

11,68

Ynyn0

21

42,5

NEXANS

1995

40

11,7

Ynyn0

21

42,5

NEXANS

2006

40

11,81

Ynyn0

23

42,5

NEXANS

2006

40

12,26

Ynyn0

21

12,8

NEXANS

2001

40

11,74

Ynyn0

21

12,8

NEXANS

2001

40

11,86

Ynyn0

21

12,7

NEXANS

2003

40

12,36

Ynyn0

21

12,7

NEXANS

2004

40

12,08

Ynyn0

21

12,7

GETRA

2005

40

12,08

Ynyn0

21

42,5

GETRA

2005

40

12,45

Ynyn0

21

42,5

NEXANS

2004

40

12,1

Ynyn0

21

42,5

NEXANS

2004

TIT MELLIL

SIDI MAAROUF

ZENATA

NOUACEUR

OULED AZZOUZ

ANNEXE I-3 Schéma type d’un automatisme de permutation [4]

Fonctionnement normal Lors d'un défaut dans la zone du transformateur HT/MT n° 1 et après fonctionnement des protections correspondantes, qui mettent hors tension le transformateur, l'APT n° 1 va successivement provoquer les actions suivantes : -

Envoi à l'APT n° 2 de l'ordre de fermeture du disjoncteur HT transformateur n° 2 ;

-

Après une temporisation (environ 10 s), envoi à l'APT n° 2 de l'ordre de fermeture de l'arrivée MT n° 2 et de fermeture du disjoncteur de couplage (s’il existe).

Ces séquences permettent de couvrir les différentes configurations du poste, selon que l'alimentation du poste au moment du défaut se fait par un ou deux transformateurs fonctionnant séparément. NB : L’APT est verrouillé par les défauts de terre résistante et par le fonctionnement de la protection ampèremétrique au niveau de l’arrivée MT du transformateur. [4]

ANNEXE I-4

Calcul de

:

On pose: On a : = = Donc : est la somme des trois courant de phase du départ en défaut. On sait que : Avec :

ID courant de défaut ICD courant capacitif résiduel du départ en défaut

Donc : En plus : Avec :

= = IC Le courant capacitif résiduel total :

ANNEXE I-4 Alors :

=

Or :

donc :

=

Donc : On pose :

Calcul de

:

est la somme des trois courant de phase de départ sain. On a : Calcul du courant de défaut ID: On a : ID = I N + IC Avec :

et

Le courant de défaut

Calcul de

est alors composé du capacitif du réseau et du courant dans le neutre.

:

On a :

On sait que

Donc : Alors :

=

donc :

=

ANNEXE I-4

Exemple poste NOUACEUR : DEPART NOUACEUR-BOUSKOURA NOUACEUR-TIT MELLIL NOUACEUR-MEDIOUNA NOUACEUR-SAPINO 1 NOUACEUR-SAPINO 2

1,00118182 1,0024651 1,00110796 1,00123992 1,00314314

NOUACEUR TECHNOPOLE 1 1,00744253 NOUACEUR TECHNOPOLE 2 1,00758585 NOUACEUR-POLE URBAIN 1 1,0094269 NOUACEUR-POLE URBAIN 2

1,01022232

ANNEXE I-5

On distingue deux types de défaut de rupture de conducteur : -

Conducteurs à la terre côté charge :

Soit un réseau MT avec conducteur à la terre du coté de poste MT/BT. On suppose que la valeur de la capacité homopolaire soit négligeable, ce défaut peut être modélisé par le schéma suivant :

On suppose que l’impédance de défaut

est nulle.

D’après Les composantes symétriques : V1= V2=a² V3=a

+

(V1 + aV2+a²V3)

+ +a

+

= (V1 + a²V2+aV3)

+ a² +

= (V1 + V2+V3)

On a : V1

V 1= E

= (1+ a²) V1

V3 = aE V2=0 (coté charge) On a:

,

= (1+ a) V1 ,

On néglige l’impédance de transformateur MT/BT devant celle de la charge Z, on pose z l’impédance de la charge ramenée coté MT.

ANNEXE I-5 Donc les impédances directe, inverse et homopolaire coté charge sont : ; le neutre MT du transformateur est isolé de la terre.

Donc :

Or:

I1=

,

+

+

I2=a²

+a +

I3=a

+ a² +

-

,

Conducteurs sans contact avec la terre côté poste source :

Soit un réseau MT avec une rupture d’une ligne aérien (phase1) sans contact avec la terre. On suppose que la valeur de la capacité homopolaire soit négligeable, et que la source est symétrique ; Ei = Eh =0. Ce défaut peut être modélisé par le schéma suivant :

On déduit que :

ANNEXE I-5 Exemple : ouverture de la phase 1 du sectionneur tête de ligne ; on prend :

(Courant de court circuit biphasé) Courant de court circuit biphasé

et

ANNEXE I-6 La caractéristique thermique d’un câble : Elle définit le temps pour lequel le câble peut supporter le courant de surcharge sans détérioration, elle peut être approchée par la formule suivante : Guide Technique P14x/FR M/A44

: Temps admissible de la surcharge. : Constante de temps d’échauffement. : Courant de phase le plus élevé ; courant admissible. : Valeur nominale du courant à pleine charge ; courant de déclenchement. : Constante : Courant de régime avant l’application de la surcharge. (min) Câble aérien

10

Jeu de barres

60 25-50

10

70-120

15

Câble

150

25

souterrain

185

25

240

40

300

40

Limite section ≥ 100 mm² (Cu) ou 150mm² (Al)

22KV

Les valeurs de la constante τ. La caractéristique thermique du transformateur : Pour les transformateurs immergés dans l’huile on utilise une caractéristique thermique à deux constantes de temps, définit comme suit :

Avec : Constante de temps d’échauffement et de refroidissement des enroulements du transformateur. : Constante de temps d’échauffement et de refroidissement de l’huile isolante.

ANNEXE I-6 La courbe de surcharge d’un transformateur immergé pour une surcharge journalière d’après CEI 76 est donnée par la figure suivante :

La courbe de surcharge d’un transformateur immergé (CEI 60076) Exemple : Pour un transformateur immergé chargé toute l'année à 80 % on lit sur la courbe correspondant au coefficient 0,8 une surcharge journalière admissible d'environ 120 % pendant 4 heures ou encore, 135 % pendant 2 heures.

ANNEXE I-7 Code ANSI: 49- Protection de surcharge ou relais thermique 50- Protection à maximum de courant instantanée 50N - Protection à maximum de courant instantanée de neutre 51- Protection à maximum de courant temporisée ( à temps constant ou inverse ) 51N - Protection à maximum de courant de neutre temporisée ( à temps constant ou inverse ) 59- Protection à maximum de tension de phases 64- Protection contre les défauts à la masse ( masse cuve , terre résistante ) 67- Protection à maximum de courant directionnelle de phases temporisée 67N- Protection à maximum de courant directionnelle de neutre temporisée 79- Réenclencheur monophasé ou triphasé 81- Relais de fréquence ( à minimum ou à maximum ) 87 T- Protection différentielle transformateur 95- Relais Buchholz

ANNEXE II-1

Tableau : Les valeurs de la constante K. [NF C 15 100]

Temps portant le conducteur à sa température admissible (s) Poste

1 transfo

Section

Bouskoura

sidi Maarouf

Oulad azzouz

Tit mellil

Zenata

Nouaceur

2 transfos

Cu

Al

Cu

Al

75

1,75

0,76

1,63

0,70

120

5,05

1,94

4,16

1,80

150

8,15

3,03

6,50

2,81

75

1,97

0,85

1,73

0,75

120 150 75 120 150 75 120 150 75 120 150 75 120 150

5,05 7,90 2,04 5,22 8,15 1,57 4,02 6,28 1,68 4,31 6,74 2,11 5,41 8,46

2,18 3,41 0,88 2,25 3,52 0,68 1,74 2,71 0,73 1,86 2,91 0,91 2,34 3,65

4,43 6,92 1,76 4,51 7,04 1,54 3,93 6,14 1,59 4,08 6,37 1,80 4,60 7,18

1,91 2,99 0,76 1,95 3,04 0,66 1,70 2,65 0,69 1,76 2,75 0,78 1,99 3,10

Tableau : Temps portant le conducteur à sa température admissible (s)

ANNEXE II-2

Statistique des défauts fugitifs entre le 1/1/2007 et 1/3/2009 des lignes aériennes

Poste BOUSKOURA OULED AZZOUZ SIDIMAAROUF TITMELLIL ZENATA NOUACEUR total

rapide

lent1

lent2

fugitifs

498 785

244 203

82 32

254 582

76

55

13

21

1222

386

2

836

55 7

20 5

0 0

35 2

2643

913

129

1730

taux(%)

65,54

fugitif semi-permanent permanent total

nombre

%

1730 345 565 2643

65,54 13,08 21,38 100

ANNEXE II-3

ANNEXE II-4

Courbe A selon CEI : La courbe CEI à temps inverse (courbe A), il représente la caractéristique temporelle de déclenchement d’une protection à maximum de courant à temps dépendant.

(s)

: Coefficient multiplicateur du temps. (Pour la P142 entre 0.025 et 1.2) : Courant mesuré : Courant de mise de mise en travail. Cette courbe passe à temps constant à des courants supérieurs à

.

La caractéristique de réinitialisation est seulement à temps indépendant (tRESET), Le temps indépendant peut être réglé à zéro (comme spécifié dans la norme CEI).

ANNEXE II-4

Courbe TR (EPATR B) : Cette représente la caractéristique temporelle de déclenchement d’une protection contre les défauts homopolaires très résistants. Equation : Pour I allant de 0.5A à 200A (MT). Pour I supérieur à 200A (MT)

multiplicateur de temps réglables de 0.025 à 1.2 avec un pas de 0.025. (TMS = 0.2 correspond à la courbe ONE EPATR B) Courant (en A MT) 432 0.655

800 1

ANNEXE II-5

Le corps du renferme deux flotteurs qui peuvent pivoter et commander ainsi les contacts à mercure c1 et c2.

Ces

ferment

deux (ou

contacts

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. Figure : Schéma de principe du relais Buchholz

Le relais « Buchholz » protège toujours le transformateur en cas de fuite du diélectrique à condition toutefois qu'elle se manifeste au-dessous du relais.

Les Mesures à prendre en cas de fonctionnement du relais « Buchholz » : Premier cas : Le signal d'alarme a fonctionné seul, dans ce cas, il convient d’éliminer le transformateur en passant sa charge sur une autre unité. Le diélectrique étant de l'huile, il est nécessaire de déterminer la nature des gaz enfermés dans le petit récipient au-dessus du relais:  Si les gaz dans le relais sont ininflammables, on peut remettre en service l’unité après les avoir expulsé à l'aide du robinet purgeur.  Si les gaz sont inflammables. Cela peut provenir d'un défaut interne grave. Le transformateur ne doit pas alors être remis en service. Les gaz recueillis doivent alors être analysés. L’analyse des gaz dissous dans l'huile ou recueillis au « Buchholz » permet de préciser le diagnostic à porter sur le transformateur. Deuxième cas : Le signal déclenchement a fonctionné : Dans ce cas le transformateur doit rester isolé car un défaut grave s’est produit à l’intérieur et les dispositions doivent être prises pour le localiser.

ANNEXE III-1

Courant de réglage des protections homopolaires

Poste

Tranche

BOUSKOURA DEROUA NOUACEUR Mediouna TIT MELLIL AL KHOUZAMA DOMAINE ROYAL OULED AZZOUZ NASSIM BOUSKOURA ZONE INDUSTRIELLE Y2 RMEL LAHLAL SIDI MAAROUF Y6 NASSIM Y7 JOUALLA Y10 DAR BOUAZZA Y12 SIDI MAAROUF Y3 NOUACEUR BOUSKOURA Y4 ILOT CIVIL Y6 SOTHEMA Y9 PIB 2 Y2 DAR SRIDJ Y9 NOUACEUR Y4 AV TIT MELLIL Y7 EL GARA Y6 MEDIOUNA TIT MELLIL Y10 DAR SRIDJ Y8 Z. INDUSTRIELLE Y2 ANASSI Y11 AV TIT MELLIL ZENATA SALAM 1 SALAM 2

Nature de réseau

Courant de réglage

aérien aérien aérien aérien aérien aérien aérien aérien

36 60 40 36 100 100 110 40

aérien

100

aérien Souterrain aérien aérien aérien aérien aérien aérien Souterrain aérien aérien aérien aérien aérien aérien

40 110 36 40 100 36 36 40 36 36 40 55 55 40 36

aérien

60

aérien aérien aérien aérien

36 55 36 36

Nombre de départs

10

12

9

12

9

9

ANNEXE III-2

ANNEXE III-2

ANNEXE IV-1 Les relais MiCOM P142 disposent de multiples fonctions permettant une adaptation facile, ils conviennent aux applications nécessitant une protection à maximum de courant phase et terre.

Figure : Vue de face du relais P142

Parmi les fonctions de protection assurées par le Les relais MiCOM P142, on trouve : Fonction Code AINSI Protection triphasée à maximum de courant non67/50/51 directionnelle/directionnelle (50N/51N) Protection contre les défauts à la terre, gammes standard et sensible (67N) (64) Maximum de courant inverse 46 Protection à minimum de tension 27 Protection à maximum de tension 59 Maximum de tension résiduelle 59N Protection à minimum de fréquence Protection à maximum de fréquence Logique de rupture de conducteur Surcharge thermique 49 Maximum de courant à régulation de tension Protection à maximum de tension inverse Réenclencheur (4 cycles) 79 Défaillance de disjoncteur 50BF

ANNEXE IV-2

Cette logique est utilisée uniquement dans le poste NOUACEUR : Elle exploite le 1er seuil de l’élément MAX I, pour délester les départs MT en fonction de leur priorité, l’élément MAX I est alimenté par le courant de l’arrivée du transformateur par l’intermédiaire d’un TC. Commande Arrivée MT :

Seuil de déclenchement Sortie La sortie est connectée à chaque départ.

Délestage départ: On réserve une entrée pour recevoir le signal de délestage interne, ce signal est temporisé selon la priorité du départ ; plus que le départ est important (alimente des clients importants) plus que la temporisation est grande.

Relais donnant au disjoncteur départ

Signal : seuil de déclenchement par surcharge

Temporisation

Signalisation

ANNEXE IV-2 Réglage : Seuil de déclenchement égal à

(1200A); le courant nominal du

transformateur.

Priorité (temporisation en s)

Départ

Puissance installée

Réseau souterrain

Réseau aérien

30

1. SAPINO1

6.613

60

2. POLE URBAIN1

1.385

60

6. TECHNOPOLE 2

19.73

180

4. POLE URBAIN2

0.4

210

3.TECHNOPOLE 1

12.805

240

5. SAPINO2

10.455

90

TIT MELLIL

2.12

120

DEROUA

150

MEDIOUNA

7.28

210

BOUSKOURA

12.25

ANNEXE IV-2 L’Editeur PSL (Schémas Logiques Programmables) est un outil graphique de visualisation et d'édition d'équations booléennes, il permet de se raccorder au port en face avant du périphérique MiCOM P142, de rapatrier et d'éditer ses fichiers de schémas logiques programmables et de lui renvoyer le fichier modifié. Symboles logiques : La barre d'outils ci-dessous fournit des icônes permettant de positionner chaque type d'élément logique dans le schéma PSL.

Crée une liaison entre deux symboles logiques. Crée un signal d'entrée logique. Crée un signal d'entrée. Crée un signal de sortie. Crée un signal d'entrée vers la logique devant recevoir un message GOOSE UCA 2.0 émis par un autre IED. Crée un signal de sortie depuis la logique devant émettre un message GOOSE UCA 2.0 vers un autre IED. Crée un signal d'entrée vers la logique devant recevoir un message InterMiCOM émis par un autre IED. Crée un signal de sortie depuis la logique devant émettre un message InterMiCOM vers un autre IED. Crée un signal d'entrée vers la logique pouvant être actionnée par un ordre externe. Crée un signal de contact : A travers ces sorties que le relais P142 donne les ordres de déclenchement disjoncteurs.

Crée un conditionneur de contact. Crée un opérateur ET. Crée un opérateur OU. Crée une temporisation. 120000

Pick-Up 0

Pick-up : retarder le signal pour réaliser la logique (temporisation)

aux

ANNEXE IV-6

ANNEXE IV-5

ANNEXE IV-6

ANNEXE IV-7 Caractéristiques techniques : -

Conforme à la norme CEI 62271-102 Ur = 24 kV , Ir =1250 A Commande manuelle et motorisée. Sectionneur à ouverture verticale à coupure dans l'air. Pression des contacts assurée par ressorts. Bras constitués de couteaux en cuivre, continus et entretoisés. Châssis en tôle acier pliée et galvanisée. Sectionneur unipolaire basculant d’extérieur SBE pour mise à la terre du neutre (marque CDCEM)

Plan d'installation horizontale du sectionneur

ANNEXE IV-8

Figure : Les défauts polyphasés.  Défaut polyphasé proche de la source : (A) Pour un défaut proche de la source les tensions mesurées seront affectées par le défaut. Cas d’un défaut biphasé : entre les phases 3 et 2. Les tensions de défauts :

Les courants de défauts : I1=0

V1=

I2=

V2= I3=

V3= Si on prend Alors:

: I2= - I3=

et V1=

, V3 = V2

Donc : V23 =0 , V31 = -V12

D’où : I2

Et :

I3

avec :

tel que

ANNEXE IV-8

Figure : Caractéristique d’un défaut biphasé.  Défaut triphasé : (C) Les courants de défaut triphasé ont les expressions suivantes : I1= I2= I3=

Figure : Caractéristique d’un défaut triphasé. Les vecteurs des tensions représentent les tensions avant défaut.

ANNEXE IV-8 Donc le déphasage entre

et

est égale à

 Défaut polyphasé éloigné de la source :

Lorsque le défaut est très éloigné du disjoncteur et des dispositifs de mesure de tension ; l’impédance du réseau amont est négligeable devant l’impédance de réseau aval, ( .

Figure : Défaut biphasé éloigné de la source. On a :

(théorème de Millman)

De même on trouve que : V3 =

or

et V2

On pose : On a : Donc:

On a :

or : et

donc :

donc :

ANNEXE IV-8

Figure : Zones des courants

de courant de courts circuits triphasés et biphasés par rapport

ANNEXE IV-9 Bobine de Peterson ( Transfix groupe cahors) :

Caractéristiques : Impédance de compensation à gradins,

réglée

au

moyen

d’interrupteurs sous vide, actionnés par un contrôle commande relié à un système d’auscultation permanent du réseau.

Fonctions : - Créer un point neutre artificiel indépendant du transformateur HT/MT. - Compenser grâce à un accord automatique le courant capacitif résiduel du réseau. - Permettre le fonctionnement des protections homopolaires, en assurant une valeur de courant actif suffisante dans le défaut monophasé.

Montage interne :

Annexe IV-10

Annexe V-2

Pfe Amelioration Reseau Distribution

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