Dimensionnement moyenne tension de la station de pompage d'eau SR2

Universit´ e hassan premier ENSA KHOURIBGA

Rapport de stage Eff´ ectu´ e au sein de :

Sp´ecialit´e : G´enie ´electrique

Etude et dimensionnement de la station de pompage de l’eau SR2 R´ealis´e par : AATIQ Oussama

Encadr´e par : Mr.AYAD Radouane Mr.BAHY Mehdi

Table des mati` eres 1 Pr´ esentation de l’organisme d’accueil et cahier des charges 1.1 Pr´esentation de SPIE MAROC . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.2 Historique de SPIE Maroc . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.3 Fiche technique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.4 Organigramme de SPIE Maroc . . . . . . . . . . . . . 1.1.5 Domaines d’activit´es . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.6 D´epartement ´electricit´e industrielle et tertiaire . . . . . 1.1.7 Bureau d’´etudes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.8 Le service PIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1.9 Le service IGE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 Description g´en´erale du projet . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.2 Outils de travail . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2.3 Pr´esentation du projet station de pompage SR2 . . . . 1.2.4 Pr´esentation du cahier des charges . . . . . . . . . . .

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2 Dimensionnement de l’installation de moyenne tension 2.1 Structure g´en´erale des postes HTA/HTA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2 Bilan de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.2 Application . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3 Dimensionnement du transformateur de la station de pompage HTA . . . . . . . . 2.4 D´etermination des sections de conducteurs en moyenne tension (suivant la norme NF C 13-205) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.1 Principe de la m´ethode . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.2 D´etermination du courant maximal d’emploi . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.3 Courants admissibles dans les canalisations . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.4 Application : Canalisation reliant le jeu de barre 5.5 kV au d´emarreur du moteur MT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Compensation de l’´ energie r´ eactive 3.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Les diff´erentes type de compensation . . . . . . . . . . . . . . 3.3 Emplacement des condensateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4 Relation entre la puissance des condensateurs et l’am´elioration

1

. . . . . . . . . . . . . . . du cosϕ

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7 8 8 8 8 8 8 9 9 11 12 13 13 13 14 14

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16 17 17 17 17 18

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18 18 19 19

. 20

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24 24 24 25 27

` TABLE DES MATIERES

` TABLE DES MATIERES

´ 4 Etude des court-circuit 30 4.1 M´ethodologie de calcul des courants de court-circuits . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 4.1.1 Calcul du courant de court-circuit triphas´e maximal Icc3 . . . . . . . . . . . 32 4.2 V´erification des r´esultats par le logiciel ETAP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 ´ 5 Equipements de protection des r´ eseaux HTA 5.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2 Caract´eristiques principales de l’appareillage HTA 5.3 Les Appareils de mesures . . . . . . . . . . . . . . 5.3.1 Transformateur de mesure . . . . . . . . . 5.4 Les appareils de protection . . . . . . . . . . . . . 5.4.1 Les relais . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4.2 Transformateur de Protection (TC) . . . . 5.4.3 Disjoncteur HTA . . . . . . . . . . . . . . 5.4.4 Les appareils de coupure . . . . . . . . . .

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´ 6 Elaboration du plan de protection 6.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.2 R´egime du neutre en moyenne tension . . . . . . . . . 6.3 Choix du r´egime de neutre pour la station de pompage 6.4 Les principales fonctions de protection . . . . . . . . .

2

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37 37 37 37 37 40 40 41 41 41

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44 44 44 48 50

Table des figures 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6

Historique de SPIE Maroc . . . . . Organigramme de SPIE Maroc . . Organigramme du D.I.T . . . . . . Organigramme du bureau d’´etudes Organigramme du service P.I.A . . Organigramme du service I.G.E . .

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2.1 2.2 2.3

Organigramme de d´etermination des sections des cables en HTA . . . . . . . . . . . 19 Fcateurs de correction concern´ees . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Section retenu en fonction du courant admissible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

principe de la compensation automatique . . . . . principe de la compensation globale . . . . . . . . principe de la compensation par secteur . . . . . . principe de la compensation individuelle . . . . . variation de ϕ en fonction de la puissance r´eactive

4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7

d´ecomposition d’un syst`eme triphas´e en trois syst`emes de tensions sch´emas monophas´ees direct (1), inverse (2) et homopolaire (3) du Imp´edance de chaque ´el´ement du r´eseau . . . . . . . . . . . . . . Impedance de court-circuit a` chaque niveau de l’installation . . . Courant de court-circuit triphas´e a` chaque niveau de l’installation Courant de court-circuit biphas´e a` chaque niveau de l’installation Courant de court-circuit triphas´e totale . . . . . . . . . . . . . . .

5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10

Chaine de protection dans les r´eseaux HTA . . . . Les diff´erentes types d’un TC . . . . . . . . . . . Temps ind´ependant . . . . . . . . . . . . . . . . . Temps dependant . . . . . . . . . . . . . . . . . . Courant r´esiduel Irsd . . . . . . . . . . . . . . . . Mesure du courant r´esiduel par tore homopolaire . Mesure par 3 TC . . . . . . . . . . . . . . . . . . Raccordement des TT . . . . . . . . . . . . . . . Compartiment disjoncteur . . . . . . . . . . . . . Tableau HTA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6.1 6.2

Neutre mis directement `a la terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 Neutre isol´e . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

3

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9 10 11 11 11 13

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25 26 26 27 28

. . . . r´eseau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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30 30 32 34 34 35 36

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38 38 39 39 39 40 40 40 41 42

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TABLE DES FIGURES 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 6.10 6.11 6.12

TABLE DES FIGURES

Neutre mis a` la terre par r´esistance . . . . . . . . . . . . Neutre mis a` la terre par r´eactance faible . . . . . . . . . Neutre mis a` la terre par r´eactance de peterson . . . . . Protection a` temps ind´ependant . . . . . . . . . . . . . . Protection a` temps d´ependant . . . . . . . . . . . . . . . Mesure du courant r´esiduel par tore . . . . . . . . . . . . Mesure de courant r´esiduel par 3 TC . . . . . . . . . . . Protection diff´erentielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Protection contre les d´efauts masse cuve . . . . . . . . . Protection contre contre les surcharges de l’imp´edance Zn

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46 47 47 50 50 51 51 51 52 52

TABLE DES FIGURES

TABLE DES FIGURES

Remerciement A l’issue de ce modeste travail, je tiens a` exprimer mes sinc`eres et chaleureux remerciements envers toute personne ayant contribu´e de pr`es ou de loin a` la r´eussite de mon stage. Je tiens `a remercier tout particuli`erement monsieur EL YOUSSEFI Abdelouahid, le responsable du bureau d’´etude du Pˆole Industriel et tertiaire a` SPIE Maroc pour sa disponibilit´e et pour l’opportunit´e de stage qu’il m’a offert. Je remercie ´enorm´ement Mr.AYAD Radouane, Responsable Cellule Etude a` SPIE, qui, tout au long de mon stage, malgr´e ses nombreuses pr´eoccupations et ses grandes responsabilit´es ´etait toujours pr´esent afin de m’´ecouter, me guider et me transmettre son savoir qui m’a ´et´e vraiment tr`es b´en´efique. Mes vifs remerciements sont adress´es a` Mr. BAHY Mehdi, ing´enieur charg´e d’´etude, qui s’est toujours montr´e a` l’´ecoute et tr`es disponible tout au long de la r´ealisation de ce projet, ainsi pour l’inspiration, l’aide et le temps qu’il a bien voulu me consacrer. Enfin, je remercie tout le personnel de SPIE Maroc, et tous les membres du bureau d’´etudes, qui m’ont permis de profiter brillamment de cette formation en termes de savoir technique et relationnel.

5

TABLE DES FIGURES

TABLE DES FIGURES

Introduction g´ en´ erale

6

Chapitre 1 Pr´ esentation de l’organisme d’accueil et cahier des charges Dans cette partie, nous pr´ esenterons le groupe SPIE, lieu de mon stage, son architecture interne et ses diverses activit´ es. Ensuite nous pr´ esenterons le cahier des charges.

7

´ CHAPITRE 1. PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES ´ 1.1. PRESENTATION DE SPIE MAROC CHARGES

1.1 1.1.1

Pr´ esentation de SPIE MAROC Introduction

SPIE est une soci´et´e multinationale sp´ecialis´ee dans plusieurs domaines. En particulier, elle est l’un des leaders dans le domaine d’´electricit´e industrielle et tertiaire, avec pr`es de 400 implantations dans 25 pays et 23 000 collaborateurs. SPIE propose des services et des solutions techniques performantes qui r´epondent aux enjeux actuels et futurs de ses clients, qu’ils soient locaux ou internationaux. Dans ce chapitre, nous allons pr´esenter le groupe SPIE, lieu de mon stage,Ensuite nous allons donner un aper¸cu sur la soci´et´e d’accueil et son architecture interne.

1.1.2

Historique de SPIE Maroc

SPIE Maroc a ´et´e cr´e´ee en 1900 sous le nom de la Soci´et´e Parisienne pour l’Industrie des Chemins de Fer et des Tramways. En 1942, elle devient la Soci´et´e Parisienne pour l’Industrie Electrique (SPIE). En 2003, cette derni`ere est rachet´ee a` 100 % par AMEC pour devenir, sous le nom AMEC SPIE, la branche ”Europe continentale” du groupe britannique.A partir de 2006 a` nos jours AMEC SPIE devient encore SPIE la Soci´et´e Parisienne pour l’Industrie Electrique. Pour l’historique de SPIE au Maroc, les dates ci-dessous repr´esentent des ´ev´enements importants dans notre territoire national :

1.1.3

Fiche technique Logo Raison sociale Activit´ es Adresse

Certificat Capital Social Chiffres d’affaires Effectifs Telephone/Fax

Soci´et´e anonyme G´enie climatique, maintenance multi technique, ´electricit´e industrielle et tertiaire Route d’El Jadida PK 374-815, Km 13,5. Commune rurale Oulad Azzouz Province de Nouaceur.20190 Casablanca ISO 9001 : 2008 / OHSAS 18001 : 2007 24602500 DHS 909 Mdh 1800 +2125 22 65 92 00/ +2125 22 65 93 05

1.1.4

Organigramme de SPIE Maroc

1.1.5

Domaines d’activit´ es

Sur chacun de ses march´es en Europe, SPIE propose a` ses clients industriels, tertiaires, op´erateurs et aux collectivit´es territoriales, une offre globale des services `a valeur ajout´ee associant expertise technique, comp´etences d’int´egration et proximit´e. Au Maroc, le groupe SPIE est compos´e de deux unit´es : • SPIE Elecam. 8

´ CHAPITRE 1. PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES ´ 1.1. PRESENTATION DE SPIE MAROC CHARGES

Figure 1.1 – Historique de SPIE Maroc • SPIE MELB (Marocaine d’Entreprise Laurent Bouillet) Les activit´es de SPIE Maroc s’articulent sur les axes suivants : ´ • Electricit´ e Industrielle et Tertiaire ; • R´eseau et T´el´ecom ; • Lignes et Postes ; • Fabrication M´etallique ; • Maintenance et Exploitation ; • G´enie Climatique et Fluides

1.1.6

D´ epartement ´ electricit´ e industrielle et tertiaire

Le d´epartement dans lequel j’ai effectu´e mon stage,celui d’´electricit´e industrielle et tertiaire (DIT) comporte trois services comme l’explique l’organigramme ci-dessous :

1.1.7

Bureau d’´ etudes

´ Mon stage est effectu´e au D´epartement Electricit´ e Industrielle et Tertiaire (DIT) de SPIE Maroc et plus pr´ecis´ement dans le bureau d’´etudes (BE) qui repr´esente l’une des forces majeures de l’entre9

´ CHAPITRE 1. PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES ´ 1.1. PRESENTATION DE SPIE MAROC CHARGES

Figure 1.2 – Organigramme de SPIE Maroc prise. En d’autres termes, c’est le moteur de la soci´et´e. En collaboration avec les diff´erents centres d’activit´es, le bureau d’´etudes est responsable de la partie technique des affaires. Sa pr´eoccupation, consiste `a assurer : • La d´etermination et la planification des taches d’´etudes ; • L’´etablissement, sous sa responsabilit´e, des notes de calculs et la s´election des mat´eriaux n´ecessaires tout en respectant les cahiers de charges et les normes en vigueur ; • L’´elaboration et la versification des plans d’ex´ecution. • L’assistance technique aux charg´ees d’affaires et aux chefs de chantiers. • Les essais et les mises en service des installations.

10

´ CHAPITRE 1. PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES ´ 1.1. PRESENTATION DE SPIE MAROC CHARGES

Figure 1.3 – Organigramme du D.I.T

Figure 1.4 – Organigramme du bureau d’´etudes

1.1.8

Le service PIA

Ce service est charg´e des affaires industrielles notamment le d´eploiement des syst`emes d’automatisation dans les secteurs d’activit´es. Il permet ´egalement le d´eveloppement des solutions capables de Federer l’ensemble des flux de l’entreprise : Automatismes simples, Automatismes de processus et de contrˆole commande, Supervision industrielle, interconnexion d’automates et l’instrumentation. Son architecture organisationnelle est donn´ee dans la figure ci-dessous :

Figure 1.5 – Organigramme du service P.I.A

11

´ CHAPITRE 1. PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES ´ 1.1. PRESENTATION DE SPIE MAROC CHARGES

1.1.9

Le service IGE

Le service d’installation G´en´erale d’´electricit´e (IGE) est charg´e des affaires du secteur tertiaire, il assure le traitement de l’´electricit´e en fonction des exigences des clients. Son architecture organisationnelle est donn´ee dans la figure suivante :

12

´ CHAPITRE 1. PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES ´ ´ 1.2. DESCRIPTION GENERALE DU PROJET CHARGES

Figure 1.6 – Organigramme du service I.G.E

1.2 1.2.1

Description g´ en´ erale du projet Introduction

Avant de commencer l’´etude de mon projet, je suis amen´e a` r´ealiser un cahier des charges bien d´efini.Pour cela nous allons commencer par une description d´etaill´e du projet et du cahier des charges.

1.2.2

Outils de travail

Afin de r´ealiser une ´etude exacte et bien d´etaill´e, il s’av`ere utile d’utiliser un outils d’aide aux calculs et simulations tel que : • Autocad • Etap AutoCad

C’est le logiciel de DAO (dessin assist´e par ordinateur), d´evelopp´e en 1982 par Auto desk, a` l’origine pour les ing´enieurs en m´ecanique.Aujourd’hui, il est utilis´e dans plusieurs autres domaines (industrie, topographie, ´electricit´e architecture. . . etc.).Dans notre cas ce logiciel est exploit´e pour dessiner les plans et les sch´emas synoptiques g´en´eraux des installations ´electriques du projet.

13

´ CHAPITRE 1. PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES ´ ´ 1.2. DESCRIPTION GENERALE DU PROJET CHARGES Etap

1.2.3

Pr´ esentation du projet station de pompage SR2

Pr´ esentation g´ en´ erale Le projet d’approvisionnement en eau de la r´egion de Marrakech au Maroc consiste a` la s´ecurisation de l’approvisionnement en eau potable de la ville de Marrakech et ses agglom´erations limitrophes `a partir du barrage Al Massira, ainsi que la satisfaction des besoins en eau industrielle de l’Office ch´erifien de Phosphates OCP. La zone concern´ee comprend trois Pˆoles (Marrakech, Al Haouz et Al Kelaa), qui connaissent un d´eveloppement urbain, touristique et industriel important. Il vise a` garantir les besoins en eau potable et en eau industrielle de ces zones jusqu’`a 2030. Le projet dont le coˆ ut est estim´e a` 212,1 millions d’UC, est pr´evu d’ˆetre r´ealis´e sur une p´eriode de 60 mois (2013-2017). Le but du projet Le projet a ´et´e con¸cu sur la base des besoins prioritaires retenus par l’ONEE (Branche Eau) dans le cadre de son projet de Contrat de Programme avec l’Etat marocain pour la p´eriode (20122016). La n´ecessit´e de r´ealiser le projet maintenant s’explique essentiellement par l’importance du volume d’eau a` mobiliser (de l’ordre de 96 millions m3/an a` l’horizon 2030) pour r´epondre aux besoins futurs en eau potable de la r´egion de Marrakech et pour satisfaire les besoins en eau industrielle de l’OCP en raison de la saturation des ressources en eau (superficielles et souterraines) disponibles actuellement. La solution retenue de ramener les eaux du barrage Al Massira repr´esente la meilleure solution et s’int`egre dans le cadre du sch´ema national de transfert des eaux des bassins exc´edentaires vers les bassins d´eficitaires. Les zones concern´ ees par ce projet La zone du projet englobe trois Pˆoles : • Le pˆole de Marrakech comprenant la ville de Marrakech et les centres de Tamnsourt, Tameslouht, Tnine Loudaya, Kettara, Sid Zouin, ainsi que la population rurale de la pr´efecture de Marrakech. • Le pˆole d’Al Haouz comprenant les centres d’A¨ıt Ourir, Amezmiz, My Brahim, Tahannout, Lalla Takarkoust, Ghmate et sidi Abdellah Ghiate, ainsi que la population rurale de la province d’Al Haouz. • Le Pˆole Rehamna comprenant la ville de Ben Guerir, la ville de Sidi BouOthmane et le centre de Skhour Rhamna, ainsi que la population rurale des cercles de Sidi BouOthmane et de Rhamna.

1.2.4

Pr´ esentation du cahier des charges

Mon projet consiste dans sa globalit´e `a r´ealiser la conception et l’´etude technique de l’installation ´electrique de la station de pompage SR2. Pour ce faire, l’ONEE a ´elabor´e un cahier des charges qui d´ecrit les diff´erentes tˆaches a` r´ealiser ainsi que les diff´erents mat´eriels a` fournir. Pour r´epondre a` ces attentes, il m’a ´et´e demand´e de Faire :

14

´ CHAPITRE 1. PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL ET CAHIER DES ´ ´ 1.2. DESCRIPTION GENERALE DU PROJET CHARGES Une ´ etude de l’installation de moyenne tension HTA • L’analyse du sch´ema unifilaire de l’installation HTA • Bilan de puissance • Dimensionnement des canalisations HTA • Compensation de l’´energie r´eactive • R´egime du neutre de l’installation HTA • Les ´equipement de protections des r´eseaux HTA ´ • Elaboration du plan de protection et coordination des relais de protection • la v´erification des calculs par le logiciel Etap

15

Chapitre 2 Dimensionnement de l’installation de moyenne tension L’´ etude d’installation ´ electrique est une mission tr` es importante dans tout projet de construction. Cette partie englobe l’´ etude Moyenne Tension qui comporte plusieurs ´ etapes. A chaque ´ etape une v´ erification par le logiciel est faite pour v´ erifier le calcul th´ eorique.

16

´ ERALE ´ 2.1. CHAPITRE STRUCTURE 2. GDIMENSIONNEMENT EN DES POSTES DE HTA/HTA L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION

2.1

Structure g´ en´ erale des postes HTA/HTA

Missed text

2.2

Bilan de puissance

2.2.1

Introduction

Le bilan de puissance contient la consommation des diff´erents r´ecepteurs, Il nous permet d’estimer la puissance de la source. La puissance d’une installation n’est pas la somme arithm´etique de celle des r´ecepteurs. Sa d´etermination n´ecessite de connaˆıtre la puissance et la localisation des r´ecepteurs pour acc´eder `a la puissance d’utilisation et a` la d´etermination de la puissance de la source. Pour cela on d´etermine : • La puissance install´ ee Pi : C’est la somme des puissances actives nominales Pn de tous les r´ecepteurs de l’installation. Pi =

P

Pn

• La puissance utilis´ ee Pu : Tous les r´ecepteurs ne sont pas utilis´es forcement `a pleine charge ni en mˆeme temps. Les facteurs Ku et Ks permettent de d´eterminer les puissances d’utilisations maximales. Pu = Pn × Ku × Ks En moyenne tension, une canalisation alimente le plus souvent un seul r´ecepteur (transformateur, moteur, four, chaudi`ere). • La puissance appel´ ee Sa : La puissance appel´ee Sa en kVA correspondant a Pu (car la puissance assign´ee des transformateurs est une puissance apparente en kVA alors que Pu est en kW) en tenant compte : — Des facteurs de puissance cos(ϕ) — Des rendements η Sa =

2.2.2

Application

U(kV)

Qantite

Pmecanique (kW )

Rendementη

Pelectrique (kW )

Ku

Ks(JDB5.5kV )

Cos(ρ)

Sa (M V A)

Puissance m´ecanique de chaque moteur Pm = 2500kW Puissance ´electrique associ´e a` chaque moteur : Pe = Pηm = 2500 = 2572.02kW 0.97 Ku = 1 les moteurs sont puissant et travaille a` pleins charges Ks = 1 les moteurs fonctionnent simultan´ement

Recepteur

• • • •

Pu cos(ϕ)×η

Moteur

5.5

4

2500

0.97

2572.02

1

1

0.88

12.05

17

2.3. CHAPITRE DIMENSIONNEMENT 2. DIMENSIONNEMENT DU TRANSFORMATEUR DE L’INSTALLATION DE LA STATION DE MOYENNE DE POMPAGE TENSION HTA

2.3

Dimensionnement du transformateur de la station de pompage HTA

Le bilan de puissance effectu´e auparavant indique que la puissance appel´e est Sa = 12.05M V A, en prenant un facteur d’extension Ke=1 on trouve que : Stotal = Ke × Sa = Sa Nous avons choisi deux transformateur fonctionnant en parall`ele dont chacun a une puissance normalis´ee juste sup´erieure a` la valeur calcul´ee. Sachant que ST otal = 12.05M V A donc chacun des deux transformateur doit avoir une puissance apparente de : Stransf o1 = Stransf o2 =

12.05 2

= 6.025M V A

La valeur normalis´ee juste sup´erieur `a 6.025 MVA est 6.3 MVA , donc de puissance de chaque tranformateur est : Stransf o = 6.3M V A Les deux transformateur de peuvent alimenter simultan´ement les quatres moteurs. Inserer le schema de la station

2.4 2.4.1

D´ etermination des sections de conducteurs en moyenne tension (suivant la norme NF C 13-205) Principe de la m´ ethode

La m´ethode de d´etermination de la section des conducteurs en moyenne tension consiste `a : • D´eterminer le courant maximal d’emploi IB des r´ecepteurs a` alimenter • D´eterminer la section S1 satisfaisant l’´echauffement de l’ˆame du cˆable en r´egime de fonctionnement normal, qui peut ˆetre permanent ou discontinu. Cette ´etape n´ecessite la connaissance : — Des conditions d’installation r´eelles de la canalisation, par cons´equent du facteur de correction global K — Des valeurs des courants admissibles des diff´erents types de cˆable dans les conditions standards d’installation • D´eterminer la section S2 n´ecessaire a` la tenue thermique du cˆable en cas de court-circuit triphas´e • D´eterminer la section S3 n´ecessaire a` la tenue thermique de l’´ecran du cˆable en cas de courtcircuit `a la terre • V´erifier ´eventuellement la chute de tension dans la canalisation pour la section S retenue. La section technique S a` retenir est la valeur maximale parmi les sections S1 , S2 et S3 . ´ • Eventuellement, calculer et choisir la section ´economique.

18

´ 2.4. DETERMINATION DES SECTIONS DE CONDUCTEURS EN MOYENNE TENSION (SUIVANT CHAPITRE LA NORME 2. DIMENSIONNEMENT NF C 13-205) DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION

Figure 2.1 – Organigramme de d´etermination des sections des cables en HTA

2.4.2

D´ etermination du courant maximal d’emploi

Le courant maximal d’emploi IB est d´etermin´e sur la base de la somme des puissances des r´ecepteurs aliment´es, en appliquant si n´ecessaire des coefficients d’utilisation et de simultan´eit´e. En moyenne tension, une canalisation alimente le plus souvent un seul r´ecepteur (transformateur, moteur, four, chaudi`ere), dans ce cas IB est pris ´egal au courant assign´e de l’appareil.

2.4.3

Courants admissibles dans les canalisations

C’est le courant maximal que la canalisation peut v´ehiculer en permanence sans pr´ejudice pour sa dur´ee de vie. Les courants admissibles dans les cˆables sont donn´es dans les normes ou par les constructeurs pour des conditions standards d’installation. Pour d´eterminer le courant admissible par une canalisation dans les conditions r´eelles d’installation, il faut proc´eder de la fa¸con suivante : • a` l’aide du tableau 1(Annexe), d´efinir le mode de pose et son num´ero de colonne des tableaux associ´e • a` partir des conditions d’installation et d’ambiance, d´eterminer les valeurs des facteurs de correction qui doivent ˆetre appliqu´es (voir tableaux 2 `a 6) • calculer le facteur de correction global K ´egal au produit des facteurs de correction • a l’aide du tableau 7 pour les cˆables isol´es au papier impr´egn´e et des tableaux 6-30 a` 6-34 pour les cˆables avec isolant synth´etique, d´eterminer le courant maximal I0 admissible par la canalisation dans les conditions standards ( K0 `a K17 = 1) • calculer le courant maximal admissible par la canalisation en fonction de ses conditions d’installation : 19

´ 2.4. DETERMINATION DES SECTIONS DE CONDUCTEURS EN MOYENNE TENSION (SUIVANT CHAPITRE LA NORME 2. DIMENSIONNEMENT NF C 13-205) DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION Ib =

2.4.4

Iz K

Application : Canalisation reliant le jeu de barre 5.5 kV au d´ emarreur du moteur MT

D´ etermination de la section du conducteur pouvant v´ ehiculer le courant Iz

Recepteur

Pmecanique (kW )

Rendementη

Pelectrique (kw)

Cos(ϕ)

Q(kvar)

Ku

Sa (M V A)

Ib (A)

• D´ etermination du courant maximal d’emploi :IB Le courant absorb´e par le moteur MT est : 3 √ IB = S√moteur = 2572.02×10 = 306.81A 3×U 3×5500

Moteur

2500

0.97

2572.02

0.88

1388.2

1

2922.75

306.81

• Mode de pose(Facteurs de correction) Le mode de pose associ´e a` cette canalisation est de type : enterr´e sous buse, qui correspond au num´ero 61. Nous allons chercher la valeur des facteurs de correction associ´es `a ce type de pose.

Figure 2.2 – Fcateurs de correction concern´ees — Nature de l’ˆame du cˆable : cuivre. — Nature de cˆable : tripolaire. — Nature de l’isolant du cˆable : PRC M odedepose Enterr´e

K12 0.89

K13 1

K14 1

K16 1

Avec : Ib Iz = Q Ki

20

K17 0.65

Q

Ki 0.5785

Ib 306.81

Iz 530.35

´ 2.4. DETERMINATION DES SECTIONS DE CONDUCTEURS EN MOYENNE TENSION (SUIVANT CHAPITRE LA NORME 2. DIMENSIONNEMENT NF C 13-205) DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION • Section S1 : Pour le choix de la section on se base sur des tableau definis dans les normes, indiquant la section appropri´ee a` chaque courant Iz D’apr`es le tableau 4, on choisie la valeur juste sup´erieur a` Iz = 530.35 qui correspond a` 549, donc la section a` retenir est S1 = 240mm2 Remarque : Vu que cette section est un peu grande, en plus un cˆable avec une telle section est sur demande donc un coˆ ut ´elev´e. Pour cela on va choisir un cˆable avec deux conducteurs par phase afin d’aboutir `a une solution a` la fois ´economique et technique. Voici la d´emarche :

Figure 2.3 – Section retenu en fonction du courant admissible Sachant que IZ = 530.35A, si on choisie deux conducteurs par phase on aura IZ 0 = I2Z = 530.35 = 265.175A. En se r´ef´erant au tableau en haut, On obtient une section : S1 = 2 × 2 70 mm2 • Contraintes thermiques des conducteurs en cas de court-circuit et d´ etermination de la section S2 La contrainte thermique des conducteurs actifs doit ˆetre v´erifi´ee pour le courant de courtcircuit maximal `a l’origine du cˆable. Il est calcul´e par la m´ethode des imp´edances en tenant compte de la participation de l’ensemble des ´el´ements du r´eseau (moteurs, alternateurs...) Pour une dur´ee de court-circuit inf´erieure a` 5 secondes, l’´echauffement du cˆable est consid´er´e adiabatique ; cela signifie que l’´energie emmagasin´ee reste au niveau de l’ˆame et n’est pas transmise `a l’isolant. Les calculs thermiques sont alors simplifi´es, ils sont pr´esent´es ci-dessous. M´ ethode simplifi´ ee Elle suppose que la temp´erature du cˆable avant le court-circuit est ´egale a` la temp´erature admissible en r´egime permanent. Dans ce cas, la section du conducteur doit satisfaire la condition suivante : 21

´ 2.4. DETERMINATION DES SECTIONS DE CONDUCTEURS EN MOYENNE TENSION (SUIVANT CHAPITRE LA NORME 2. DIMENSIONNEMENT NF C 13-205) DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION √ S ≥ IKcc × t Avec : Icc : courant de court-circuit maximal t : dur´ee du court-circuit k : coefficient dont la valeur est donn´ee dans le tableau Dans notre cas : Icc3 Θ = 25, 09 kA et t = 0.1s et k = 143 Donc : S2 = 2 × 55.5 mm2 • La v´ erification de la contrainte thermique de l’´ ecran S3 L’´ecran m´etallique du cˆable est reli´e a` la terre. Lors d’un claquage d’isolant, le conducteur sous tension et l’´ecran se trouvent pratiquement r´eunis. L’´ecran doit alors ˆetre capable de supporte sur toute sa longueur le courant de d´efaut qui en r´esulte. Dans le cas d’un court-circuit phase ´ecran, la contrainte thermique r´esultante du passage du courant de d´efaut Id pendant un temps t ne doit pas d´epasser la tenue thermique de l’´ecran du cˆable. Ce courant de d´efaut pour notre installation ne d´epasse pas 50 A (car on travail avec un r´egime du neutre dont le neutre est reli´e `a la terre par une r´esistance de limitation de d´efaut phase-terre Rneutre = 63Ω) d’o` u on n’aura pas de contrainte thermique sur l’´ecran. Donc la section qui sera retenu est S1 = 2 × 70mm2 On adoptera la mˆeme d´emarche pour la d´etermination des sections des cˆables, les notes de calculs seront report´ees dans l’annexe. V´ erification de la chute de tension L’´etude de chute de tension est une ´etape essentielle lors du dimensionnement, cela permet de v´erifier que le r´ecepteur voit une tension proche de sa valeur nominale tout en respectant la norme. une chute de tension inf´erieur `a 8% est admise. Elle s’exprime le plus souvent en pourcentage de la valeur de la tension nominale. Elle est d´eterminer, en triphas´e, `a l’aide de la formule suivante : √ — Chute de tension phase/phase : 4u = 3 × (Rl cosϕ + λl sinϕ) × Ib × L — Chute de tension phase/terre : 4u0 = (Rl cosϕ + λl sinϕ) × Ib × L Avec : L(m) Longueur de la liaison Rl (Ω/m) R´esistance lin´eique du conducteur a` la temp´erature de fonctionnement λl (Ω/m) R´eactance lin´eique du conducteur Ib Intensit´e transport´e par la liaison ϕ D´ephasage introduit entre le courant et la tension par le r´ecepteur U Tension compos´ee U0 Tension simple Chute de tension relative phase/phase (%) : δ = 4u × 100 U 4u0 Chute de tension relative phase/terre (%) : δ = U0 × 100 • Application :Chute de tension dans le cˆable reliant le transformateur 22/5.5 kV au moteur MT leurs bornes. Dans notre installation, les 4 moteurs sont les seuls r´ecepteurs dans la moyenne tension, nous allons ´evaluer la chute de tension a` cˆot´e de leurs bornes. Nous avons suppos´e que les moteurs travaillent simultan´ement pour ´evaluer la chute de tension maximale(voir tableau 3) 22

L(km)

RL (Ω/km)

λL (Ω/km

cosϕ

Ib (A)

Chute ph/ph(V )

%Chute

T ransf o 22/5.5kV → JDB 5.5kV JDB 5.5kV → M oteur

0.03 0.12

0.06 0.16

0.08 0.08

0.88 0.88

613.62 306.81

2.69 6.85

0.04 0.12

%Chute totale

N iveau

´ 2.4. DETERMINATION DES SECTIONS DE CONDUCTEURS EN MOYENNE TENSION (SUIVANT CHAPITRE LA NORME 2. DIMENSIONNEMENT NF C 13-205) DE L’INSTALLATION DE MOYENNE TENSION

0.12

Chute De tension au d´ emarrage des moteurs — La chute de tension, en tenant compte que tous les moteurs pouvant d´emarrer simultan´ement, ne doit pas d´epasser 15% — Au d´emarrage, un moteur absorbe 6In a` cosϕ = 0, 4 — S’il y a un seul moteur, la chute de tension au d´emarrage ne doit pas d´epasser 10 Nous avons v´erifi´e que la chute de tension au d´emarrage des moteurs sont acceptable(voir tableau 2)

L(km)

RL (Ω/km)

λL (Ω/km

cosϕ

Ib (A)

Chute ph/ph(V )

%Chute

T ransf o 22/5.5kV → JDB 5.5kV JDB 5.5kV → M oteur

0.03 0.12

0.06 0.16

0.08 0.08

0.4 0.88

3681, 7 1840, 8

16, 11 65, 04

0.29 1, 18

23

%Chute totale

N iveau

Table 2.1 – Chute de tension au demarrage de touts les moteurs.

1.47

Chapitre 3 Compensation de l’´ energie r´ eactive 3.1

Introduction

La compensation de l’´energie r´eactive est un ´el´ement important pour r´eduire la facture d’´energie et am´eliorer la qualit´e du r´eseau ´electrique. La circulation d’´energie r´eactive provoque : • Des surcharges et des ´echauffements suppl´ementaires dans les transformateurs et les cˆables qui ont pour cons´equence des pertes d’´energie active • Des chutes de tension. Les cons´equences de la circulation d’´energie r´eactive conduisent donc a` surdimensionner les ´equipements ´electriques du r´eseau. Pour ´eviter la circulation de cette ´energie r´eactive dans le r´eseau, il faut la produire au plus pr`es des consommateurs. De fa¸con pratique, on installe des condensateurs qui fournissent l’´energie r´eactive demand´ee par les mat´eriels inductifs.

3.2

Les diff´ erentes type de compensation

Mat´ eriel de compensation d’´ energie r´ eactive La compensation peut ˆetre r´ealis´ee avec deux familles de produits : • Les condensateurs de valeurs fixes ou batterie fixe : Elles sont utilis´ees de pr´ef´erence : — Aux bornes des r´ecepteurs — Sur les jeux de barres dont la fluctuation de charge est faible. • Les batteries de condensateurs en gradins avec r´egulateur automatique : Ce type d’´equipement permet d’ajuster la puissance r´eactive fournie aux variations de consommation, et ainsi de maintenir le cosϕ a` la valeur d´esir´ee. Il s’utilise dans les cas o` u la puissance r´eactive consomm´ee est forte vis-`a-vis de la puissance du transformateur et varie dans des proportions importantes.

24

´ ´ 3.3. EMPLACEMENT DES CONDENSATEURS CHAPITRE 3. COMPENSATION DE L’ENERGIE REACTIVE Principe et int´ erˆ et de la compensation automatique Les batteries de condensateurs sont divis´ees en gradins (voir fig 2). La valeur du cosϕ est d´etect´ee par un relais varm´etrique qui commande automatiquement l’enclenchement et le d´eclenchement des gradins en fonction de la charge et du cosϕ d´esir´e.

Figure 3.1 – principe de la compensation automatique

3.3

Emplacement des condensateurs

La compensation peut ˆetre globale, par secteur ou individuelle. En principe, la compensation id´eale est celle qui permet de produire l’´energie r´eactive a` l’endroit o` u elle est consomm´ee et en quantit´e ajust´ee a` la demande. Ce mode de compensation est tr`es coˆ uteux, on cherchera donc, dans la pratique, un optimum technico-´economique. Compensation globale • Principe : La batterie est raccord´ee en tˆete d’installation (voir fig. 3.2) et assure une compensation pour l’ensemble de l’installation. Elle reste en service de fa¸con permanente pendant la p´eriode de facturation de l’´energie r´eactive pour un fonctionnement normal du site. • Int´erˆet : — Le foisonnement naturel des charges permet un dimensionnement faible de la batterie. Elle est en service en permanence, elle est donc amortie encore plus rapidement. — Supprimer les p´enalit´es de la consommation excessive de l’´energie. — Diminuer la puissance apparente de l’installation. — Augmenter la puissance active disponible du transformateur de livraison. • Utilisation : Lorsque la charge est stable et continue, une compensation globale convient. 25

´ ´ 3.3. EMPLACEMENT DES CONDENSATEURS CHAPITRE 3. COMPENSATION DE L’ENERGIE REACTIVE

Figure 3.2 – principe de la compensation globale Compensation par secteur • principe : La batterie est raccord´ee au tableau de distribution (voir fig. 3.3) et fournit l’´energie r´eactive demand´ee par un secteur de l’installation. Une grande partie de l’installation est soulag´ee, en particulier les canalisations alimentant chaque secteur.

Figure 3.3 – principe de la compensation par secteur • Int´erˆet : — Supprime les p´enalit´es pour consommation excessive d’´energie r´eactive. — Optimise une partie du r´eseau, le courant r´eactif n’´etant pas v´ehicul´e entre les niveaux 1 et 2— puissance active qui peut ˆetre v´ehicul´ee dans les canalisations situ´ees en amont du secteur compens´e. • Utilisation : Une compensation par secteur est conseill´ee lorsque l’installation est ´etendue et comporte des secteurs forte consommation d’´energie r´eactive. compensation individuelle • Principe : 26

´ 3.4. RELATION ENTRE LA PUISSANCE DES CONDENSATEURS ET L’AMELIORATION ´ ´ DU COSϕ CHAPITRE 3. COMPENSATION DE L’ENERGIE REACTIVE La batterie est raccord´ee directement aux bornes du r´ecepteur (voir fig.3.4). La compensation individuelle est `a envisager lorsque la puissance du r´ecepteur est importante par rapport a` la puissance du transformateur. Lorsqu’elle est possible, cette compensation produit l’´energie r´eactive a` l’endroit o` u elle est consomm´ee et en quantit´e ajust´ee aux besoins. Un compl´ement en tˆete de l’installation peut ˆetre n´ecessaire au niveau du transformateur.

Figure 3.4 – principe de la compensation individuelle • int´erˆet : — Supprime les p´enalit´es pour consommation excessive d’´energie r´eactive — Augmente la puissance active disponible du transformateur et la puissance active qui peut ˆetre v´ehicul´ee dans les canalisations situ´ees en amont du r´ecepteur — R´eduit les pertes par effet Joule (kWh) et les chutes de tension dans les canalisations entre le niveau 3 et le niveau 1. • Utilisation : Une compensation individuelle est a` envisager lorsque la puissance de certains r´ecepteurs est importante par rapport `a la puissance du transformateur. C’est le type de compensation qui offre le plus d’avantages mais qui est le plus coˆ uteux.

3.4

Relation entre la puissance des condensateurs et l’am´ eliorati du cosϕ

Il s’agit de d´eterminer la puissance r´eactive a` installer pour obtenir le cos ϕ d´esir´e. Supposons qu’en un point du r´eseau de puissance active P et r´eactive Q, on d´esire am´eliorer cos ϕ pour obtenir 0 0 cos ϕ , ou passer de tan ϕ a` tan ϕ . On installe des condensateurs de puissance r´eactive QC , on a alors : Avant la compensation : tan ϕ =

Q P

Apr´es la compensation : 0

0

tan ϕ = QP 0 Q = Q − QCapacite 27

´ 3.4. RELATION ENTRE LA PUISSANCE DES CONDENSATEURS ET L’AMELIORATION ´ ´ DU COSϕ CHAPITRE 3. COMPENSATION DE L’ENERGIE REACTIVE On en d´eduit : 0

QCapacite = P (tan ϕ − tanϕ ) La figure 3.5 illustre graphiquement la variation de ϕ en fonction de Qc .

Figure 3.5 – variation de ϕ en fonction de la puissance r´eactive des condensateurs QC Maintenant nous allons corriger le facteur de puissance de notre installation. Pour cela il nous faut penser au : Choix du mode de compensation de l’´ energie r´ eactive Le cahier des charges exige : — Un facteur de puissance minimum : cos ϕ = 0, 94 — Une compensation `a vide afin de compenser les pertes des deux transformateurs. il doit ˆetre fixe — Une compensation r´egul´ee : pour compenser les pertes d’´energie r´eactives des groupes de pompages. Compensation de l’´ energie r´ eactive de l’installation • L’´energie r´eactive consomm´e au niveau 5.5kV Sachant que Qconsommee = 5, 55 M var donc Qconsommee = 44% Stotal d’o` u l’utilit´e de r´eduire la consommation de l’´energie r´eactive et optimiser l’´energie ´electrique dans le r´eseau. • La compensation a` vide des deux transformateurs 22/5.5 kV Du fait que les deux transformateurs consomment de l‘´energie r´eactive, il faut donc prendre en consid´eration cette valeur pour garder le facteur de puissance corrig´e `a 0.94 cˆot´e 22kV. Sachant que Qconsommeet ransf omateur = 5%Stransf o = 315Kvar donc l’´energie r´eactive totale consomm´ee par les deux transformateurs est Q2transf omateur = 0, 63 M var. Le tableau 1 donne r´esume les diff´erentes ´energies r´eactives consomm´ees dans l’installation. Qcharge (M var) 5,55

Q2transf omateurs (M var) 0,63

Qtotal absorbee (M var) 6,18

Remarque : On note que la puissance r´eactive totale consomm´ee dans l’installation repr´esente 49%Stotal , on va se baser sur cette valeur pour atteindre un cosϕ = 0, 94 mesur´e cˆot´e 22 kV tan ϕ 0.539

0

tan ϕ 0.362

Qcondensateurs (M var) 2448 28

´ 3.4. RELATION ENTRE LA PUISSANCE DES CONDENSATEURS ET L’AMELIORATION ´ ´ DU COSϕ CHAPITRE 3. COMPENSATION DE L’ENERGIE REACTIVE Solution propos´ ee : Nous allons donc compenser cette ´energie r´eactive en installant six cellules de batteries de condensateurs MT dont chacun ayant une capacit´e de 400 Kvar.

29

Chapitre 4 ´ Etude des court-circuit 4.1

M´ ethodologie de calcul des courants de court-circuits

La m´ ethode des composantes sym´ etriques Elle consiste a` d´ecomposer un syst`eme de trois tensions d’amplitudes et de phases quelconques en somme de trois syst`emes de tensions triphas´es dits direct, inverse et homopolaire (voir figure 4.1). Le r´eseau est

Figure 4.1 – d´ecomposition d’un syst`eme triphas´e en trois syst`emes de tensions donc ´equivalente `a la somme de trois sch´emas monophas´ees (voir Figure 4.2) Avec :

Figure 4.2 – sch´emas monophas´ees direct (1), inverse (2) et homopolaire (3) du r´eseau E Tension simple du reseau V1 V2 V3 tension direct, inverse et homopolaire Zd Zi et Zh imdepance directe, inverse et homopolaire Remarques g´ en´ erales 30

´ ´ 4.1. METHODOLOGIE DE CALCUL DES COURANTS CHAPITREDE 4. COURT-CIRCUITS ETUDE DES COURT-CIRCUIT La source d’alimentation est un syst`eme triphas´ee direct, elle apparait donc comme source de tension du sch´ema monophas´ee direct. Les sch´emas monophas´ees inverse et homopolaire sont, `a priori, d´epourvus de source de tension. L’imp´edance Zd est l’imp´edance directe d’un mat´eriel, elle correspond a` l’imp´edance mesur´ee lorsque l’on applique trois tensions triphas´ees ´equilibr´ees directes (syst`eme de tension en r´egime normal) `a ce mat´eriel. Elle est identique `a l’imp´edance Zcc du mat´eriel lors d’un court-circuit triphas´e sym´etrique : trois tensions triphas´ees ´equilibr´ees directes sont appliqu´ees lors d’un courtcircuit triphas´e sym´etrique. Le caract`ere sym´etrique des cˆables, lignes et transformateurs entraine que l’imp´edance directe est ´egale a` l’imp´edance inverse pour ces mat´eriels alors : Zd = Zi = Zcc • courant de court-circuit triphas´ ee Icc3 : Le calcul du courant de court-circuit triphas´ee Icc3 selon la norme NF 60-909 : Icc3 =

√c×Un 3×Zcc

Un la tension entre phases avant l’apparition du d´efaut en V Zcc l’imp´edance ´equivalente du r´eseau amont vue du point de d´efaut en Ω c facteur de tension Le facteur de tension c est pris ´egal a` 1,1 pour les courts-circuits maximaux et ´egal `a 1 pour les courts- circuits minimaux pour un r´eseau HTA. Le courant de court-circuit triphas´ee est g´en´eralement le courant le plus ´elev´e qui peut circuler dans le r´eseau. Ainsi, on l’utilise pour d´eterminer le pouvoir de coupure des disjoncteurs dans le r´eseau. • Court-circuit biphas´ ee-isol´ ee : La valeur du courant de court-circuit biphas´ee en un point du r´eseau est : Iccb =

U Zd +Zi

Dans notre l’installation le court-circuit est ´eloign´e de g´en´erateur donc : Zd = Zi d’o` u: Iccb =

U 2×Zd

Remarque : Le courant de court-circuit biphas´e Iccb est utilis´e pour d´eterminer les seuil de r´eglage des relais de protection dans le r´eseau. • Court-circuit monophas´ e: La valeur de ce courant d´epend de l’imp´edance ZN situ´ee entre le neutre et la terre , pour notre cas cette imp´edance de limitation est de 50A. M´ ethodologie de calcul : L’intensit´e du courant de court-circuit doit ˆetre calcul´ee aux diff´erents ´etages de l’installation, et ceci pour pouvoir d´eterminer les caract´eristiques du mat´eriel de protection qui doit supporter ou couper ce courant de d´efaut. On d´etermine le type de court-circuit entrainant la plus grande valeur qui est le court-circuit triphas´ee Icc3 afin de calculer le pouvoir de coupure des disjoncteurs et la versification de la contrainte 31

´ ´ 4.1. METHODOLOGIE DE CALCUL DES COURANTS CHAPITREDE 4. COURT-CIRCUITS ETUDE DES COURT-CIRCUIT thermique des cˆables en effectuant le calcul juste en aval de l’appareil de coupure pour laquelle on calcule le pouvoir de coupure P dC. le courant de court-circuit biphas´e Iccb est utilis´e dans r´eglage des relais de protection. La proc´edure de calcul de ce courant comporte les ´etapes suivantes : — On d´etermine le point en aval de l’appareil de coupure entrainant le plus faible courant de court-circuit pour lequel la protection doit agir. — On d´etermine la longueur de la boucle de d´efaut la plus importante, c’est-`a-dire lorsqu’un d´efaut simple biphas´e apparait au point le plus ´eloign´e de la zone prot´eg´ee. — On effectue le calcul du courant minimal. M´ ethode des imp´ edances Elle permet de calculer avec une bonne precision tous les courants de court-circuit (maximaux, minimaux, triphas´es, biphas´es, et monophas´es) et les courants de d´efaut en tout point d’une installation. Elle consiste a` totaliser s´epar´ement les diff´erentes r´esistances et diff´erentes r´eactances de la boucle de d´efaut, depuis y compris la source jusqu’au point consid´er´e, et a` calculer l’imp´edance correspondante, ce qui permet de d´eterminer les courants de court-circuit et de d´efaut correspondants et les conditions de protections correspondantes contre les court-circuits et contre les contacts indirects. La disposition du r´eseau de distribution en HTA peut ˆetre g´en´eralis´ee selon la figure ci-dessous, et dans laquelle on retrouve toujours les ´el´ements repr´esente dans la figure 4.3 La m´ethode consiste a` d´ecomposer le r´eseau en chaque tron¸con et a` calculer sa r´esistance R et sa r´eactance X, pour les additionner arithm´etiquement de fa¸con s´epar´ee : Z=

q P

(

R)2 + (

P

X)2

Figure 4.3 – Imp´edance de chaque ´el´ement du r´eseau

4.1.1

Calcul du courant de court-circuit triphas´ e maximal Icc3

Nous avons calcul´e le courant de court-circuit triphas´e en se basant sur la m´ethode des imp´edances. Nous allons tout d’abord ´evaluer la contribution du r´eseau, puis celles des moteurs MT au courant de court-circuit. 32

´ ´ 4.1. METHODOLOGIE DE CALCUL DES COURANTS CHAPITREDE 4. COURT-CIRCUITS ETUDE DES COURT-CIRCUIT Contribution du r´ eseau au courant de court-circuit Pour calculer le courant de court-circuit triphas´e on doit tout d’abord calculer l’imp´edance de chaque ´el´ements du r´eseau consid´er´e(r´eseau amont, transformateur, cˆable...) Imp´ edance du r´ eseau amont : Imp´edance du reseau amont : Za = Un2 /Scc Avec : Scc Puissance de court-circuit Un Tension compos´ee du r´eseau amont — Za = 0.968ΩRa /Xa = 0.2 — Xa = q

Za Ra 1+ X

2

= 0.949Ω

a

— Ra =

√ Za2 − Xa2 = 0.189Ω

Imp´ edance du transformateur (cˆ ot´ e secondaire) Ztransf o =

Ucc 100

×

U secondaire2 Stransf o

Avec : Ucc Tension de court-circuit du transformateur — Uprimaire = 22 kV et Usecondaire = 5.5 kV — Tension de court circuit Ucc = 6.5% — Puissance de chaque transformateur :Stransf o = 6.3 M V A — Ztransf o = 0.31Ω — Perte joule : Pjoule = 27 kW Imp´ edance des cˆ ables La r´esistance des cˆables se calcule a` l’aide de la formule suivante : R=

ρ×L S

Avec : ρ La r´esistivit´e du conducteur(cuivre ou aluminium) en Ωmm2 /m L Longueur de la canalisation en m S Section du conducteur en mm2 ◦ La r´esistivit´e ρ pour un cˆable en cuivre fonctionnant `a une temp´erature de 20 C est ρ = 22, 5Ωmm2 /m ◦ Pour trouver la r´esistance du conducteur `a une temp´erature θ diff´erente de 20 C, il faut appliquer la correction suivante : Rθ = R20 [1 + 0.004(θ − 20)] Avec : ◦ θ Temp´erature ambiante maximale de l’installation, dans notre cas θ = 35 C Remarque : La r´esistance des jeux de barres est n´egligeable pour le r´eseau HTA. On d´etermine la r´eactance des conducteurs par la formule suivante : X = λL 33

´ ´ 4.1. METHODOLOGIE DE CALCUL DES COURANTS CHAPITREDE 4. COURT-CIRCUITS ETUDE DES COURT-CIRCUIT Avec : λ R´eactance lin´eique de la canalisation en (Ω/m) L Longueur de la canalisation (m) Maintenant, nous allons d´eterminer toutes les imp´edances de court circuit (figure 4.4) a` chaque niveau de l’installation pour calculer l’intensit´e du courant de court circuit qui lui sont associ´e.

Figure 4.4 – Impedance de court-circuit a` chaque niveau de l’installation

Le calcul du courant de court circuit triphas´e nous permet de d´eterminer le pouvoir de coupure du disjoncteur. Pour calculer le courant de court-circuit triphas´e maximal, nous avons travaill´e avec la formule suivante : Icc3 =

√c×Un 3×Zcc

Application : Courant de court-circuit au niveau du jeu de barre principale 22 kV Icc3 =

√c×Un 3×Zcc

=

1.1×22000 √ 3×0.968

= 14, 43kA

On proc`ede de la mˆeme mani`ere pour le calcul du courant de court circuit aux diff´erents niveaux de l’installation. Le calcul est report´e dans le tableau excel 4.5

Figure 4.5 – Courant de court-circuit triphas´e a` chaque niveau de l’installation

Courant de court-circuit biphas´ e Pour calculer le courant de court-circuit biphas´e, nous sommes bas´es sur la formule suivantes : Iccb =

Un Zd +Zi

Avec : Zd = Zi = Zcc (d´efaut ´eloign´e du g´en´erateur) Donc : Iccb =

Un 2×Zcc

34

´ ´ 4.1. METHODOLOGIE DE CALCUL DES COURANTS CHAPITREDE 4. COURT-CIRCUITS ETUDE DES COURT-CIRCUIT Le calcul du courant de court-circuit biphas´e `a chaque niveau de l’installation est donn´ee dans le tableau excel 4.6

Figure 4.6 – Courant de court-circuit biphas´e a` chaque niveau de l’installation

Contribution des moteurs au courant de court-circuit Lors d’un court-circuit, les moteurs alimentent le d´efaut pendant une dur´ee correspondant a` l’extinction du flux. Les courants fournies par les moteurs s’ajoutent au courant fournie par la source. La valeurs du courant de court-circuit est la somme alg´ebrique des courants fournie par les moteurs et les sources(d´ephasage entre les courants sont n´eglig´es, la somme alg´ebrique maximise la valeur du courant). • Les moteurs synchrones Il ont une contribution ´equivalente `a celle des alternateurs car, lors d’un court-circuit, ils marchent 0 00 en alternateur. Il sont donc ´equivalents `a une source de tension d’imp´edance interne Xd ou Xd • Les moteurs asynchrones Lors d’un court-circuit, ils ont un courant qui s’att´enue assez rapidement, avec une constante de temps d’environ : — 10 ms pour les moteurs `a simple cage jusqu’`a 100 kW — 20 ms pour les moteurs `a double cage et les moteurs de plus de 100 kW — 30 a` 50 ms pour les tr`es gros moteurs (1000 kW ) `a rotor bobin´e. 0

Ils sont ´equivalents `a une source de tension a` laquelle on attribue une imp´edance transitoire XM (source : UTE C 13-205) Un2 In η P Id

0

XM (Ω) =

cos ϕ

Or 0

Pm = S × η cos ϕ et XM (%) =

0 S X (Ω) Un2 M

× 100

D’o` u 0

XM (%) = Avec : η Pm cos(ϕ) S In Id

In Id

× 100

rendement du moteur puissance mecanique du moteur facteur de puissance du moteur √ puisance apparente consomm´ee par le moteur S = 3Un In rapport du courant nominal au courant de d´emarrage du moteur 35

´ ´ ´ 4.2. VERIFICATION DES RESULTATS PAR CHAPITRE LE LOGICIEL 4. ETAP ETUDE DES COURT-CIRCUIT Application : calcul de la contribution des 4 moteurs au court-circuit au niveau du jeu de barre 5.5 kV On consid`ere les moteurs comme des sources ind´ependantes. Le courant de retour des moteurs est alors ´egal a` la somme des courants fournis par chaque moteur. Icontribution,moteur =

√

√ 3×

Un 0 (Rmoteur +Rliaison )2 +(XM (Ω)+Xliaison )2

Donc la contribution totale des 4 moteurs est : I4moteur = 4×Icontribution,moteur = 4×1087 = 4348(A) Il est clair que la contribution des moteur au court-circuit ne peux pas ˆetre n´egligeable, si on veut repr´esenter le pourcentage de cette contribution par rapport au contribution du r´eseau au courtcircuit,on a : I4moteur Ireseau

=

4348 16093

= 27%

La figure 4.7 r´esume le calcul des diff´erentes courant de court-circuit en prenant en consid´eration la contributions des moteurs.

Figure 4.7 – Courant de court-circuit triphas´e totale

Remarque : La contribution des moteurs au court-circuit cˆot´e primaire du transformateur est souvent n´egligeable devant courant de court-circuit fournie par le r´eseau. Voyons par exemple au niveau du jeu de barre 22kV le pourcentage de contribution des moteurs par rapport au r´esaeu est : I4moteur Ireseau

4.2

=

1565 14433

= 10%

V´ erification des r´ esultats par le logiciel ETAP

ETAP courant de court-circuit.

36

Chapitre 5 ´ Equipements de protection des r´ eseaux HTA 5.1

Introduction

Dans ce chapitre, il nous a paru n´ecessaire de donner assez d’informations sur les diff´erents ´el´ements qui composent un syst`eme de protection moyenne tension. Ces ´el´ements sont tr`es importants, tr`es sensibles et doivent ˆetre bien choisis et bien r´egl´es afin d’assurer une protection efficace contre les diff´erents types des d´efauts qui peuvent survenir sur le r´eseau ´electrique.

5.2

Caract´ eristiques principales de l’appareillage HTA

L’appareillage HTA permet de r´ealiser les trois fonctions de base suivantes : • Le sectionnement qui consiste a` isoler une partie d’un r´eseau pour y travailler en toute s´ecurit´e(maintenance) ; • La commande qui consiste `a ouvrir ou fermer un circuit dans ses conditions normales d’exploitation ; • La protection qui consiste `a isoler une partie d’un r´eseau en situation anormale.

5.3 5.3.1

Les Appareils de mesures Transformateur de mesure

En distribution ´electrique HTA les valeurs ´elev´ees de courant et de tension ne permettent pas leur utilisation directe par les unit´es de mesure ou protection. Des transformateurs de mesure sont n´ecessaires pour fournir des valeurs utilisables par ces dispositifs qui peuvent ˆetre : • Des appareils analogiques, utilisant directement le signal fourni ; • Des unit´es de traitements num´eriques a` microprocesseur, apr`es conversion analogique/digitale du signal en entr´ee

37

´ ´ 5.3. LES APPAREILS CHAPITRE DE MESURES 5. EQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RESEAUX HTA Les transformateurs de courants TC de mesure Les transformateurs de courant sont utilis´es pour fournir l’information aux relais de protection et/ou de mesure et les prot´eger.Ils ont deux fonctions essentielles : • adapter la valeur du courant primaire aux caract´eristiques standards des instruments de mesure et de protection • isoler les circuits de puissance du circuit de mesure et/ou de protection.

Figure 5.1 – Chaine de protection dans les r´eseaux HTA

Constitution et types Le transformateur de courant est constitu´e de deux circuits, primaire et secondaire, coupl´es par un circuit magn´etique et d’un enrobage isolant. Le transformateur de courant peut-ˆetre d’un des types suivants : • avec plusieurs spires au primaire l’appareil est de type bobin´e • avec un primaire r´eduit `a un simple conducteur traversant le capteur il est de type : — a` barre passante : primaire int´egr´e constitu´e par une barre de cuivre — traversant : primaire constitu´e par un conducteur non isol´e de l’installation — tore : primaire constitu´e par un cˆable isol´e.

Figure 5.2 – Les diff´erentes types d’un TC

38

´ ´ 5.3. LES APPAREILS CHAPITRE DE MESURES 5. EQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RESEAUX HTA Choix des TC en fonction de l’application Mesure ou protection Il faut choisir un TC ayant des caract´eristiques adapt´ee a` l’application : • un TC de mesure n´ecessite une bonne pr´ecision (zone de lin´earit´e) dans un domaine voisin du courant normal d’utilisation ; il doit aussi prot´eger les appareils de mesure pour les courant importants par une saturation plus pr´ecoce. • un TC de protection n´ecessite une bonne pr´ecision pour des courants importants et aura une limite de pr´ecison (zone de lin´earit´e) plus ´elev´ee afin que les relais de protection d´etecte les seuils de protection qu’ils doivent surveiller. TC d´ ebitant sur protection ` a maximum de courant phase • Protections `a maximum de courant `a temps ind´ependant (constant) : Si la saturation n’est pas atteinte pour 1,5 fois la valeur du courant de r´eglage, le fonctionnement est assur´e quelle que soit l’intensit´e du d´efaut (figure 5.3 ). • Protections `a maximum de courant `a temps d´ependant (inverse) La saturation ne doit pas ˆetre atteinte pour 1,5 fois la valeur de courant correspondant au maximum de la partie utile de la courbe de fonctionnement (figure 5.4).

Figure 5.3 – Temps ind´ependant

Figure 5.4 – Temps dependant

Courant homopolaire - courant r´ esiduel Le courant r´esiduel qui caract´erise le courant de d´efaut a` la terre est ´egal `a la somme vectorielle des trois courants de phase (figure 5.5). Sa valeur est 3 fois celle du courant homopolaire I0 , (r´esultant U de l’analyse en composantes sym´etriques), avec I0 ' √3Z N

Figure 5.5 – Courant r´esiduel Irsd

Le courant r´esiduel peut ˆetre mesur´e par : • tore homopolaire qui fournit une mesure directe adapt´ee au relais (figure 6.8) • 3 TC phases (figure 5.7) 39

´ ´ 5.4. LES APPAREILS CHAPITRE DE PROTECTION 5. EQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RESEAUX HTA

Figure 5.6 – Mesure du courant r´esiduel par tore homopolaire

Figure 5.7 – Mesure par 3 TC

Les transformateurs de tension (TT ou TP) Branch´es au primaire sur le r´eseau HTA, ils d´elivrent au secondaire une valeur de tension r´eduite proportionnelle `a la tension du r´eseau sur lequel ils sont install´es. Constitution et type Ils sont constitu´es d’un enroulement primaire, d’un circuit magn´etique, d’un ou plusieurs enroulements secondaires, le tout enrob´e dans une r´esine isolante. Ils sont de deux types, selon leur raccordement : • phase/phase : primaire raccord´e entre deux phases. • phase/terre : primaire raccord´e entre une phase et la terre.

Figure 5.8 – Raccordement des TT

5.4 5.4.1

Les appareils de protection Les relais

Les relais de protection sont des appareils qui re¸coivent un ou plusieurs informations (signaux) a` caract`ere analogique (courant, tension, puissance, fr´equence, temp´erature,. . . etc.) et les transmettent `a un ordre binaire (fermeture ou ouverture d’un circuit de commande) lorsque ces informations re¸cues atteignent les valeurs sup´erieures ou inf´erieures `a certaines limites qui sont fix´ees a` l’avance. Donc le rˆole des relais de protection est de d´etecter tout ph´enom`ene anormal pouvant se produire sur un r´eseau ´electrique tel que le court-circuit, variation de tension. . . . etc. Un relais de protection d´etecte l’existence de conditions anormales par la surveillance continue, et d´etermine quels disjoncteurs a` ouvrir et alimente les circuits de d´eclenchement. Les relais de protection ´electrique sont class´es en 4 types : • Les relais ´electrom´ecaniques ; • Les relais statique ; 40

´ ´ 5.4. LES APPAREILS CHAPITRE DE PROTECTION 5. EQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RESEAUX HTA • Les relais thermique ; • Les relais num´eriques.

5.4.2

Transformateur de Protection (TC)

Il n´ecessite une bonne pr´ecision pour des courants importants et aura une limite de pr´ecision (zone de lin´earit´e) plus ´elev´ee afin que les relais de protection d´etectent les seuils de protection qu’ils sont cens´es surveiller.

5.4.3

Disjoncteur HTA

Le disjoncteur, dont la fonction principale est la protection, assure ´egalement la fonction commande, et suivant son type d’installation le sectionnement (d´ebrochable). Les disjoncteurs HTA sont presque toujours mont´es dans une cellule HTA, et selon la d´efinition de la Commission ´electrotechnique internationale (C.E.I), un disjoncteur a` HTA est destin´e `a ´etablir, supporter et interrompre des courants sous sa tension assign´ee (la tension maximale du r´eseau ´electrique qu’il prot`ege) a` la fois : • Dans des conditions normales de service, par exemple pour connecter ou d´econnecter une ligne dans un r´eseau ´electrique, • Dans des conditions anormales sp´ecifi´ees, en particulier pour ´eliminer un court-circuit.

Figure 5.9 – Compartiment disjoncteur

5.4.4

Les appareils de coupure

Interrupteur HTA Appareils qui peuvent couper les faibles courants capacitifs des lignes de transport ou les courants d’excitation des transformateurs, mais qui ne peuvent pas interrompre les courants de charges normaux. Sectionneurs Appareils qui n’ont aucun pouvoir de coupure, ils ne permettent d’ouvrir un circuit qu’en l’absence de tout courant. Ils sont utilis´es pour isoler un ensemble de circuit, un appareil, une 41

´ ´ 5.4. LES APPAREILS CHAPITRE DE PROTECTION 5. EQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RESEAUX HTA machine, une section de ligne a´erienne ou de cˆable, afin de permettre au personnel d’exploitation d’y acc´eder sans danger. Sectionneurs de mise ` a la terre Interrupteurs de s´ecurit´e qui isolent un circuit et qui, grˆace `a leur mise a` la terre, empˆeche l’apparition de toute tension sur une ligne pendant les r´eparations. Tableau HTA Un tableau HTA se compose d’unit´es fonctionnelles assembl´ees entre elles pour r´ealiser les fonctions arriv´ee, d´epart, couplage, mesure et mise a` la terre du jeu de barres(voir figures 5.10).

Figure 5.10 – Tableau HTA C’est un appareil sous enveloppe m´etallique pour installation a` l’int´erieur destin´ee `a r´ealiser la partie HTA des postes HT/HTA et des postes HTA/HTA de forte puissance. L’unit´ e fonctionnelle Elle est constitu´ee de tous les mat´eriels des circuits principaux et des circuits auxiliaires qui concourent a` l’ex´ecution d’une fonction de protection. Chaque unit´e fonctionnelle regroupe l’ensemble des ´el´ements n´ecessaire pour remplir sa fonction : • la cellule — Cellule arriv´ee : alimente et prot`ege le tableau, — Cellule d´epart : alimente et prot`ege une partie et /ou un composant du r´eseau HTA (ligne a´erien et souterraine, transformateur,. . . ) — Cellule couplage : est con¸cue pour interconnecter deux demi jeu de barres afin d’assurer la continuit´e de service lorsqu’une des sources est disponible et Connecter plusieurs sources en parall`ele. • la chaˆıne de protection et de contrˆole commande : Elle comprend les transformateurs de tension et de mesures ainsi que les relais de protections. • la partie mobile — le disjoncteur avec son m´ecanisme de fermeture et d’ouverture, le chariot de sectionnement ou le chariot de mise a` la terre ; 42

´ ´ 5.4. LES APPAREILS CHAPITRE DE PROTECTION 5. EQUIPEMENTS DE PROTECTION DES RESEAUX HTA — le dispositif de propulsion par manivelle pour embrochage-d´ebrochage ; — les verrouillages pour ancrer la partie mobile sur la partie fixe en position de service ou sectionn´ee.

43

Chapitre 6 ´ Elaboration du plan de protection 6.1

Introduction

Afin de r´epondre aux obligations de continuit´e de la fourniture d’´energie ´electrique, le processus d’´elimination du d´efaut doit respecter les principes de s´electivit´e dans les d´elais les plus brefs possibles. Les dispositifs de protection surveillent en permanence l’´etat ´electrique des ´el´ements d’un r´eseau et provoquent leur mise hors tension (ouverture d’un disjoncteur), lorsque ces ´el´ements sont le si`ege d’une perturbation ind´esirable : court-circuit, surcharge, d´efaut d’isolement etc. L’´etude des protections des postes ´electriques se d´ecompose en deux ´etapes distinctes : • la d´efinition du syst`eme de protection, encore appel´e plan de protection. • la d´etermination des r´eglages de chaque unit´e de protection, encore appel´ee coordination des protections ou s´electivit´e. Avant d’entamer la protection on doit d´eterminer le r´egime de neutre.

6.2

R´ egime du neutre en moyenne tension

Les r´egimes du neutre de moyenne et haute tension se distinguent par le mode de raccordement du point neutre. Neutre mis directement ` a la terre Une liaison ´electrique est r´ealis´ee intentionnellement entre le point neutre et la terre( figure 6.1)

Figure 6.1 – Neutre mis directement `a la terre

44

´ ´ 6.2. REGIME DU NEUTRE EN CHAPITRE MOYENNE 6. TENSION ELABORATION DU PLAN DE PROTECTION Avantage : — R´eduit le risque d’apparition de surtension — Autorise l’emploi de mat´eriels ayant un niveau d’isolement phase/terre normal Inconv´ enients : — D´eclenchement obligatoire au premier d´efaut — Courant de d´efaut tr`es important — Danger pour le personnel est important pendant la dur´ee du d´efaut, les tension de contact qui se d´eveloppent ´etant importantes. — N´ecessit´e d’emploi de protections diff´erentielles pour ne pas avoir de temps d’´elimination de d´efaut ´elev´e. Ces protections sont couteuses. Neutre isol´ e Il n’existe aucune liaison ´electrique entre le point neutre et la terre, a` l’exception des appareils de mesure ou de protection

Figure 6.2 – Neutre isol´e Avantage : — L’avantage essentiel est la continuit´e de service du d´epart en d´efaut parce que le courant de d´efaut tr`es faible permet de ne pas d´eclencher automatiquement au premier d´efaut, c’est un deuxi`eme d´efaut qui n´ecessitera une coupure. Inconv´ enients : — La non-´elimination des surtensions transitoires par ´ecoulement a` la terre est un handicap majeur si elles sont ´elev´ees. — De plus, en cas de mise a` la terre d’une phase, les autres se trouvent port´ees a` la tension compos´ee par rapport a` la terre, ce qui renforce la probabilit´e d’un second d´efaut. Le coˆ ut d’isolement est plus ´elev´e car la tension compos´ee reste appliqu´ee entre phase et terre pendant une dur´ee qui peut ˆetre longue puisqu’il n’y a pas de d´eclenchement automatique. — La surveillance de l’isolement est obligatoire, avec signalisation du premier d´efaut. — Un service entretien ´equip´e du mat´eriel ad´equat pour la recherche rapide du premier d´efaut d’isolement est n´ecessaire. 45

´ ´ 6.2. REGIME DU NEUTRE EN CHAPITRE MOYENNE 6. TENSION ELABORATION DU PLAN DE PROTECTION Mise mis ` a la terre par r´ esistance Dans ce type de sch´ema, l’imp´edance r´esistive limite le courant de d´efaut a` la terre Ik1 , tout en permettant un bon ´ecoulement des surtensions. Mais par cons´equent, des protections doivent intervenir automatiquement pour ´eliminer le premier d´efaut. Dans les r´eseaux alimentant des machines tournantes, la valeur de la r´esistance est d´etermin´ee pour obtenir un courant Ik1 de 15 a` 50 A. Mais ce courant faible doit n´eanmoins v´erifier IRN > 2Ic (avec Ic : courant capacitif total du r´eseau) pour r´eduire les surtensions de manœuvre et permettre une d´etection simple.(figure 6.3)

Figure 6.3 – Neutre mis `a la terre par r´esistance

Avantages : — Ce sch´ema est un bon compromis entre un courant de d´efaut faible et des surtensions bien ´ecoul´ees. — Il n’exige pas l’emploi de mat´eriels ayant un niveau d’isolement entre phase et terre dimensionn´e pour la tension compos´ee. — Les protections sont simples, s´electives et le courant est limit´e. Inconv´ enients — La continuit´e de service du d´epart en d´efaut est moins bonne qu’en neutre isol´e : le d´efaut terre doit ˆetre ´elimin´e (coupure au premier d´efaut). — Le coˆ ut de la r´esistance de mise a` la terre croˆıt avec la tension et le courant limit´e. Mise ` a la terre par r´ eactance faible (neutre imp´ edant) Une r´eactance est intercal´ee volontairement entre le point neutre et la terre(figure 6.4). Pour les r´eseaux de tension sup´erieure a` 20 kV, on pr´ef`ere en effet utiliser une r´eactance plutˆot qu’une r´esistance pour des raisons de difficult´e de r´ealisation dues au d´egagement de chaleur en cas de d´efaut.

46

´ ´ 6.2. REGIME DU NEUTRE EN CHAPITRE MOYENNE 6. TENSION ELABORATION DU PLAN DE PROTECTION

Figure 6.4 – Neutre mis `a la terre par r´eactance faible

Avantages : — Ce sch´ema permet de limiter l’amplitude des courants de d´efaut. — Il permet la mise en œuvre de protections s´electives simples si le courant de limitation est tr`es sup´erieur au courant capacitif du r´eseau. — La bobine, de faible r´esistance, n’a pas a` dissiper une puissance thermique ´elev´ee, ce qui r´eduit son dimensionnement. — En HTA, le coˆ ut de cette solution est plus avantageux qu’avec une r´esistance. Inconv´ enients : — La continuit´e de service du d´epart en d´efaut moins bonne qu’en neutre isol´e : le d´efaut terre doit ˆetre ´elimin´e (coupure au premier d´efaut) — Lors de l’´elimination des d´efauts terre, des surtensions importantes peuvent apparaˆıtre, dues a` des r´esonances entre la r´eactance et la capacit´e du r´eseau. Mise ` a la terre par r´ eactance de compensation (neutre compens´ e) Ce syst`eme permet de compenser le courant capacitif du r´eseau. En effet, le courant de d´efaut est la somme des courants qui parcourent : — la mise `a la terre par r´eactance — les capacit´es des phases saines par rapport `a la terre.

Figure 6.5 – Neutre mis `a la terre par r´eactance de peterson

47

´ ´ LA STATION DE 6.3. CHOIX DU REGIME DE CHAPITRE NEUTRE POUR 6. ELABORATION DUPOMPAGE PLAN DE PROTECTION Ces courants se compensent puisque : — l’un est selfique (dans la mise `a la terre) — l’autre est capacitif (dans les capacit´es des phases saines). Ils s’ajoutent donc en opposition de phase. Avantage : — Ce syst`eme permet de diminuer les courants de d´efaut mˆeme si la capacit´e phase-terre est grande : extinction spontan´ee des d´efauts `a la terre non permanents — A l’endroit du d´efaut, les tensions de contact sont limit´ees — Le maintien en service de l’installation est assur´e malgr´e un d´efaut permanent — Le signalement du premier d´efaut est donn´e par la d´etection du passage du courant dans la bobine de point neutre. Inconv´ enients : — Le coˆ ut peut ˆetre ´elev´e en raison de la n´ecessit´e de modifier la valeur de la r´eactance pour ajuster la compensation — Pendant la dur´ee du d´efaut, il faut s’assurer que le courant r´esiduel circulant ne pr´esente pas de danger pour les personnes et les biens — Les risques de surtension transitoire sur le r´eseau sont importants Synth` ese des caract´ eristiques des r´ egimes de neutre Le choix de la mise a` la terre du neutre des r´eseaux HT a ´et´e pendant longtemps un sujet de controverses passionn´ees, compte tenu de l’impossibilit´e de trouver un compromis unique pour les diff´erents types de r´eseaux.Le tableau 6.1 resume les differentes mis `a la terre du neutre en HT Table 6.1 – Prix

6.3

Choix du r´ egime de neutre pour la station de pompage

Apr`es avoir ´etudi´e les diff´erents r´egimes du neutre disponible en moyenne tension, le choix optimal selon le tableau 6.1 est celui d’un neutre reli´e `a la terre par une r´esistance de limitation, car : • Ce sch´ema est un bon compromis entre un courant de d´efaut faible et des surtensions bien ´ecoul´ees. • Il n’exige pas l’emploi de mat´eriels ayant un niveau d’isolement entre phase et terre dimensionn´e pour la tension compos´ee. 48

´ ´ LA STATION DE 6.3. CHOIX DU REGIME DE CHAPITRE NEUTRE POUR 6. ELABORATION DUPOMPAGE PLAN DE PROTECTION • La protection est simple, s´elective et le courant est limit´e. Remarque : Le choix de cette solution est favoris´e pour les installations peu capacitif (la valeur du courant capacitif total de l’installation est faible par rapport au courant de d´efaut) c’est le cas pour notre installation, le courant capacitif global est inf´erieure `a 10A. Il est aussi a` noter que pour ne pas d´et´eriorer les machines tournants lors des d´efaut monophas´es interne a` celles-ci, il est pr´ef´erable de limiter ces courants par une r´esistance Rl de Mise a` la terre de 50 A Choix de la r´ esistance de limitation Nous avons opt´e a` la limitation des courants de d´efauts phase-terre a` une valeur de 50 A, pour chercher l’imp´edance correspondante nous allons appliquer cette formule : Rl =

√Un 3Il

Avec : Un Tension nominale du r´eseau Il courant de limitation, c’est le courant traversant la r´esistance de limitation lors d’un d´efaut phase-terre Donc : Rl = 65Ω La continuit´e de service du d´epart en d´efaut est d´egrad´ee ; en effet, en cas de d´efaut terre, celui-ci doit ˆetre ´elimin´ee aussitˆot (coupure au premier d´efaut). En plus le cahier des charges n’impose pas de continuit´e de service lors du primer d´efaut. Conclusion A travers une comparaison des diff´erentes modes de mise a` la terre, nous avons d´emontr´e dans ce chapitre que la solution que nous avons adopt´e, qui est le neutre r´esistant, est la meilleure solution.

49

´ 6.4. LES PRINCIPALES FONCTIONS CHAPITRE DE 6. PROTECTION ELABORATION DU PLAN DE PROTECTION

6.4

Les principales fonctions de protection

Introduction Les relais de protection sont les appareils qui comparent en permanence des grandeurs g´en´eralement ´electriques (courant, tension etc) a` des valeurs pr´ed´etermin´es et qui donnent automatiquement des ordres d’action (g´en´eralement ouverture de disjoncteur) ou une alarme lorsque la grandeurs repasse un seuil pr´ed´etermin´e, les relais utilise des fonctions de protection selon le d´efaut affectant l’installation et les machines. Cette partie sera donc consacr´ee `a ´enum´erer l’ensemble des fonctions de protections qui existent ainsi que celles utilis´ees dans notre installation ´electrique. Protection ` a maximum de courant phase F50/F51 Elle a pour fonction de d´etecter les court-circuit, biphas´ees ou triphas´ees . La protection est activ´ee si les courants concern´ees d´epassent la valeur de consigne correspondant au seuil de r´eglage. Cette protection peut ˆetre instantan´ee ou temporis´ee, dans ce cas elle ne sera activ´ee que si le courant contrˆol´e d´epasse le seuil de r´eglage pendant un temps au moins ´egal `a la temporisation s´electionn´ee. Cette temporisation peut ˆetre a` temps ind´ependant (figure 6.6) ou a` temps d´ependant (figure 4.2) .

Figure 6.6 ind´ependant Avec :

T Is

–

Protection

`a

temps

Figure 6.7 – Protection a` temps d´ependant

Retard de fonctionnement de la protection (temporisation) Seuil de fonctionnement en courant (seuil de courant)

Protection amperemetrique homopolaire F51N/51G Cette fonction (Figure 3.5) est utilis´ee pour prot´eger le r´eseau contre les d´efauts a` la terre. Elle est activ´ee si le courant r´esiduel d´epasse le seuil de r´eglage. Le courant r´esiduel correspond au courant passant par la terre. Elle est r´egl´ee de fa¸con a` ˆetre plus sensible afin de d´etecter les faibles courants de d´efauts a` la terre. Son fonctionnement est similaire `a la protection a` maximum de courant phase. La mesure du courant r´esiduel est faite soit : — par 3 transformateur de courant (figure 6.9) dans les neutres sont conn´ect´es r´ealisant ainsi la somme Irsd = I1 + I2 + I3 , solution g´en´eralement utilis´e en MT et HT.

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´ 6.4. LES PRINCIPALES FONCTIONS CHAPITRE DE 6. PROTECTION ELABORATION DU PLAN DE PROTECTION — par 1 transformateur tore enserrant le courant de phase. La tresse de mise `a la terre indiqu´ee sur la figure 6.8 doit passer a` l’interieur du tore, afin qu’un d´efaut interne au cˆable (phase´ecran) soit d´etect´e. En effet, dans le cas contraire, le courant de court-circuit circule dans l’ame du cˆable et revient par l’ecran, il n’est donc par d´etect´e par le tore.

Figure 6.8 – Mesure du courant r´esiduel par tore

Figure 6.9 – Mesure de courant r´esiduel par 3 TC

Protection diff´ erentielle F87 Le principe de la protection diff´erentielle consiste a` comparer deux courants qui normalement sont ´egaux . Toute diff´erence d’amplitude et de phase entre ces courants signale la pr´esence d’un d´efaut : la protection ne r´eagit qu’aux d´efauts internes `a la zone couverte et est insensible a` tout d´efaut externe. Elle est donc s´elective par nature. Le d´eclenchement instantan´ee est provoque lorsque 4I/I d´epasse un certain seuil.

Figure 6.10 – Protection diff´erentielle

Protection contre les d´ efauts masse cuve (code ANSI 50 OU 51) Cette protection est destin´ee a` prot´eger un transformateur contre les d´efauts internes entre un enroulement et la messe. Elle est recommand´ee par la norme N F C13 − 200 d´es que la puissance du transformateur atteint 5 M V A. Principe Cette protection est a` maximum de courant, elle est install´ee sur la connexion de la mise a` la terre de la masse du transformateur. Elle n´ecessite d’isoler le transformateur par rapport a` la terre, afin que le courant de d´efaut traverse la protection (voir figure 6.11)

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´ 6.4. LES PRINCIPALES FONCTIONS CHAPITRE DE 6. PROTECTION ELABORATION DU PLAN DE PROTECTION

Figure 6.11 – Protection contre les d´efauts masse cuve Cette protection est s´elective, car elle n’est sensible qu’aux d´efauts a` la masse du transformateur. Remarque : cette protection peut ˆetre utilis´ee pour prot´eger les tableaux contre les d´efauts a` la masse (protection masse tableau) Indication de r´ eglage : Le seuil de r´eglage du courant peut ˆetre fix´e `a 20 A. Pour un r´egime de neutre avec imp´edance de limitation (ce qui correspond a` notre installation), il doit ˆetre inf´erieur ou ´egal 30% du courant de limitation Il avec une temporisation faible voire nulle. Dans notre cas : Is = 30%Il = 15A Protection contre les surcharges de l’imp´ edance de mis ` a la terre du point neutre code ANSI F50/51N Cette protection permet de prot´eger l’imp´edance de limitation contre les effects thermiques d’une surcharge(figure 6.12). En effet, lorsqu’un d´efaut phase-terre apparait sur le r´eseau, le courant de d’faut se reboucle par la mise a` la terre du point neutre. Si le d´efaut est r´esistant, le courant de d´efaut peut-ˆetre inf´erieur aux seuils des protections contre les d´efauts a` la terre et sup´erieur au courant permanent Ip que peut supporter la r´esistance.L’imp´edance de limitation est alors travers´ee par un courant permanent qui peut la d´et´erioer. Une protection `a maximum de courant permet de la prot´eger(IN > :protection par d´etection du courant circulant dans le neutre).

Figure 6.12 – Protection contre contre les surcharges de l’imp´edance Zn

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´ 6.4. LES PRINCIPALES FONCTIONS CHAPITRE DE 6. PROTECTION ELABORATION DU PLAN DE PROTECTION Indications de r´ eglages Leseuil de r´eglage du courant doit ˆetre inf´erieur au courant permanent Ip que peut supporter la r´esistance. La temporisation est de plusieurs secondes. Sachant que : Ip =

Il 10

Donc : Is < Il = 5 A Protection de terre g´ en´ erale du r´ eseau par contrˆ ole du courant traversant la mise ` a la terre du neutre (code ANSI F50N/51N,F50G/51G ) Cette protection permet de d´etecter les d´efauts phase-terre du r´eseau(figure 6.12) . Lorsqu’un d´efaut phase-terre apparait sur le r´eseau, le courant de d´efaut se reboucle par la mise a` la terre du point neutre. La protection de terre g´en´erale permet de d´etecter ce courant. Principe : La protection est activ´ee lorsque le courant dans le neutre d´epasse un seuil Is . Elle peut ˆetre a` temps constant ou a` temps d´ependant. Indication de r´ eglage : Le seuil doit ˆetre inf´erieur au courant de limitation du d´efaut `a la terre. Il d´epend du syst`eme de s´electivit´e. La temporisation doit ˆetre sup´erieure a` toutes les temporisations des autres protections contre les d´efauts a` la terre du r´eseau concern´e.

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´ 6.5. PROTECTION DES TRANSFORMATEURS CHAPITRE 6. ELABORATION DU PLAN DE PROTECTION

6.5 6.5.1

Protection des transformateurs Introduction

dans cette partie nous allon voir les diff´erentes protection associ´es

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