PFE Dimensionemnt Complet Du Poste 60kv 10kv [PDF]

Zitiervorschau

Projet de fin d’études

Dédicace Nous dédions ce travail à : Nos chers parents Pour tous leurs sacrifices, leur bienveillance à notre succès, et leur soutien moral. Pour leur aide, durant toute la période de nos études. Que ce travail soit la preuve de notre éternelle reconnaissance, amour et respect.

Nos frères En témoignage de l’affection et de tout l’amour qui nous unit. Pour leur soutien moral et leur aide tout le long de nos études et qu’ils trouvent dans ce travail l’expression de notre profond respect.

Nos familles et nos amis Pour leur soutien, Leur reconnaissance et leur affection.

Nos encadrants Pour leur aide et leur accompagnement qui nous ont permis de mener à bien notre projet.

Nos respectables professeurs Qui nous ont tant formés pour être à la hauteur de représenter notre honorable école

1

Projet de fin d’études

Remerciement

Au terme de ce travail de projet de fin d’études, nous tenons à exprimer nos sincères gratitudes et notre profonde reconnaissance à toutes les personnes qui ont contribué à la réalisation de ce travail dans les meilleures conditions. Nous voudrons remercier en particulier, le chef de département du Poste Ligne & Pôle Fabrication (PLPF), M. Chahbaoui de nous avoir accordé un stage aussi intéressant au sein de sa direction. Nous remercions également nos encadrants externes M. El Khalfi Abdelmadjid, M.fares Omar et M.DAMOU Hamza de l’encadrement de notre travail, leur disponibilité et leurs conseils pertinents. Nous exprimons nos vifs remerciements à M.Tachafine, notre encadrant à L’EHTP, pour l’attention qu’il nous a accordé, son appui et son soutien. Nous tenons aussi à remercier tous nos collègues à SPIE Maroc de leur aide technique, et particulièrement, M.Hajbi, M.Hammadi, M.Skhoune, les membres du bureau d’étude, le chef de service M.El HANKARI Nouredine ainsi que tout le personnel du département. Au corps professoral du département Génie Electrique pour les efforts qu’ils fournissent pour nous procurer une formation solide digne d’un ingénieur de l’avenir. A toute personne ayant contribuée de près ou de loin à la réussite de ce travail Merci.

2

Projet de fin d’études

Table des matières Dédicace .............................................................................................................. 1 Remerciement ...................................................................................................... 2 Résumé ................................................................................................................ 9 Abstract.............................................................................................................. 10 Introduction générale......................................................................................... 11 Présentation de SPIE Maroc .............................................................................. 12 Présentation du projet et du cahier des charges ................................................ 17 Partie I : Étude et dimensionnement des ouvrages électriques HT et MT du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JORF ....................................................... 20 Chapitre I- Réseau de la mise à la terre et régimes du neutre .............................. 21 1- Généralités : .................................................................................................. 21 2- Définitions .................................................................................................... 22 3- Circuit de mise à la terre du poste PJ-TPP : ................................................. 22

Chapitre II- Dimensionnement des connexions HTB/HTA ................................ 28 1- Calcul de la section théorique S1 (par le courant d’emploi Ib) : .................. 29 2- Calcul de la section S2 de tenue au court-circuit: ........................................ 30 3- Calcul de la section thermique S3 de l’écran de câble: ................................ 31 4- Vérification de la chute de tension: .............................................................. 32 5- Vérification de l’effet couronne : ................................................................. 32 6- Choix de la section finale : ........................................................................... 33

Chapitre III- Calcul des courants de court-circuit ................................................ 34 1- Définition : ................................................................................................... 34 2- Hypothèses de calcul de courant de court-circuit :....................................... 36 3- Méthode de calcul des courants de court-circuit maximaux : ...................... 36 4- Modélisation du réseau électrique du poste par la méthode des impédances : .......................................................................................................................... 38

Chapitre IV- Dimensionnement des jeux de barres HT/MT ............................... 40 1- Introduction : ................................................................................................ 40 2- Jeu de barres HT : ......................................................................................... 40 3- Jeu de barres MT : ........................................................................................ 44

Chapitre V- Dimensionnement des réducteurs de mesures ................................. 47 1- Introduction : ................................................................................................ 47 2- Dimensionnement des transformateurs de courant TC : .............................. 47

3

Projet de fin d’études 3- Dimensionnement des transformateurs de tension (TT) : ............................ 50

Chapitre VI- Plan de protection ........................................................................... 54 1- Introduction : ................................................................................................ 54 2- Fonctions de protection : .............................................................................. 54 3- Les relais de protections : ............................................................................. 54 4- Réglage des protections :.............................................................................. 56 5- réglages de protections : ............................................................................... 62

Chapitre VII- Etude de sélectivité ........................................................................ 70 1- Généralité : ................................................................................................... 70 2- Etude de sélectivité du poste : ...................................................................... 70

Partite II : Étude de l’installation basse tension du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JHORF.................................................................................................... 75 Introduction générale ........................................................................................ 76 Chapitre I- Dimensionnement des chargeurs et batteries..................................... 77 1- Hypothèse de dimensionnement des chargeurs et batteries : ....................... 77 2- Méthodologie de calcul ................................................................................ 78 3- Bilan de puissance et dimensionnement de la batterie de l’armoire 127Vcc .......................................................................................................................... 78 4- Bilan de puissance et dimensionnement de la batterie de l’armoire 48Vcc 79

Chapitre II- Dimensionnement des transformateurs des services auxiliaires et dimensionnement des canalisations ..................................................................... 80 1- Dimensionnement des transformateurs des services auxiliaires : ................ 80 2- Dimensionnement des canalisations :........................................................... 80 3- Dimensionnement des jeux de barres ........................................................... 84 4- Calcul des courants de court-circuit. ............................................................ 84

Chapitre III- Choix des équipements de protection ............................................. 86 1- Introduction .................................................................................................. 86 2- La sélectivité ................................................................................................ 87

Chapitre IV- Estimation du coût .......................................................................... 88 1- Phase de l’appel d’offres .............................................................................. 88 2- Phase d’estimation du coût de la solution technique .................................... 89 3- Estimation des Coûts : .................................................................................. 89

Conclusion générale .......................................................................................... 93 Bibliographie ..................................................................................................... 94

4

Projet de fin d’études

ANNEXES ........................................................................................................ 95 ANNEXE HT-1 .................................................................................................... 96 ANNEXE HT-2 .................................................................................................. 107 ANNEXE HT-3 .................................................................................................. 111 ANNEXE BASSE TENSION -1 ...................................................................... 112 ANNEXE BASSE TENSION -2 ...................................................................... 118 ANNEXE BASSE TENSION -3 ....................................................................... 123 ANNEXE BASSE TENSION -4 ....................................................................... 127 ANNEXE BASSE TENSION-5 ........................................................................ 130 ANNEXE BASSE TENSION -6 ....................................................................... 134

5

Projet de fin d’études

Liste des figures Figure 1:Organigramme SPIE MAROC .................................................................................. 14 Figure 2: Organigramme du département PLFP ...................................................................... 16 Figure 3:L'architecture ancienne et actuelle de la boucle 60 KV ............................................ 17 Figure 4: Schéma explicatif du mode de fonctionnement d’alimentation de post PJ-TPP ...... 19 Figure 5:Mise à la terre par conducteur de cuivre .................................................................... 21 Figure 6 : Schéma du plan Génie civil du poste PJ-TPP .......................................................... 22 Figure 7 : Schéma d’implantation du réseau de terre sous AUTOCAD .................................. 23 Figure 8: Détermination de la section des conducteurs de phases ........................................... 29 Figure 9: Court- circuit triphasé ............................................................................................... 34 Figure 10: Court-circuit biphasé............................................................................................... 35 Figure 11: Court-circuit biphasé - terre .................................................................................... 35 Figure 12: Court-circuit phase-terre ......................................................................................... 35 Figure 13: Schéma simplifié d’un réseau ................................................................................. 36 Figure 14: Circuit équivalent lors d'un court-circuit triphasé .................................................. 37 Figure 15: Modélisation du poste PJ-TPP par la méthode des impédances ............................. 38 Figure 16: La tension de coude en fonction du courant magnétisant ....................................... 50 Figure 17: Schéma d’un TC et son circuit aval ........................................................................ 52 Figure 18: Schéma de protection différentielle à haute impédance ......................................... 56 Figure 19: Schéma de protection différentielle à pourcentage ................................................. 57 Figure 20: Courbe de déclenchement de la protection différentielle ....................................... 57 Figure 21: Principe de fonctionnement de la protection directionnelle homopolaire .............. 59 Figure 22: Zone de fonctionnement des protections directionnelles de terre........................... 59 Figure 23: Protection de masse cuve ........................................................................................ 60 Figure 24: Relais Buchholz ...................................................................................................... 61 Figure 25: Schéma unifilaire du départ et arrivé MT ............................................................... 71 Figure 26: Schéma unifilaire du transformateur de puissance ................................................. 72 Figure 27: Schéma unifilaire de la tranche transfos et du départ 60 KV ................................. 73 Figure 28: Schéma unifilaire simplifié des services auxiliaires ............................................... 76 Figure 29: Hypothèse de calcul de la batterie .......................................................................... 77 Figure 30: Etude de sélectivité du JDB des auxiliaires alternatifs ........................................... 87 Figure 31: Schéma synoptique du poste PJ-TPP (partie HT)................................................... 96 Figure 32: Schéma synoptique de la partie BT ........................................................................ 97 Figure 33: Mode de pose –Température ambiante – Groupement des câbles.......................... 98 Figure 34: Facteur q ............................................................................................................... 104 Figure 35: Vérification de la section du conducteur de terre par VBA Excel........................ 107 Figure 36: Vérification de la tension de pas et de contact avec VBA Excel .......................... 107 Figure 37: Note de calcul du réseau de terre générée par VBA Excel ................................... 108 Figure 38: Vérification mécanique et thermique des jeux de barres avec VBA Excel .......... 109 Figure 39- Note de calcul de dimensionnement des jeux de barres HT avec VBA Excel ..... 110 Figure 40: Dimensionnement des Batteries et des chargeurs de batteries avec VBA Excel.. 110

6

Projet de fin d’études

Liste des tableaux Tableau 1: comparaison entre des régimes du neutre .............................................................. 26 Tableau 2: Coefficient dépendant de la nature de l'âme........................................................... 30 Tableau 3: Facteur K caractérisant du matériau ....................................................................... 31 Tableau 4 : Erreurs maximales de courant et de déphasage en fonction de la classe de précision pour les TC utilisés pour la mesure. ......................................................................... 48 Tableau 5: Récapitulatif des réducteurs de mesure .................................................................. 53 Tableau 6: Les types de relais choisis pour chaque fournisseur.............................................. 55 Tableau 7: Réglage du contrôle de synchronisme .................................................................... 66 Tableau 8: Caractéristique d'anti pompage .............................................................................. 67 Tableau 9: Consommation des relais GE ................................................................................. 78 Tableau 10: Les chutes de tension admissibles en courant alternatif ....................................... 82 Tableau 11: Les chutes de tension admissibles en courant continu ......................................... 82 Tableau 12: Choix de la section de la protection ..................................................................... 83 Tableau 13: Choix de la section du neutre ............................................................................... 84 Tableau 14: Types de courbes de déclenchement des disjoncteurs ......................................... 86 Tableau 15: Estimation du coût du matériel HT ...................................................................... 90 Tableau 16: Estimation du coût du matériel MT ...................................................................... 91 Tableau 17: Estimation du coût du matériel contrôle commande ............................................ 92 Tableau 18: Facteur tenant compte de la température ambiante .............................................. 99 Tableau 19: Sections des connexions ...................................................................................... 99 Tableau 20 : Les distances min et max pour les différents niveaux de tension .................... 100 Tableau 21: Section théorique et section thermique de tenue en court-circuit ...................... 101 Tableau 22: Calcul des courants de courts-circuits ................................................................ 101 Tableau 23: Facteurs Vσ et Vr ............................................................................................... 102 Tableau 24: Facteurs α, γ, β. ................................................................................................. 103 Tableau 25: Niveau de pollution ............................................................................................ 104 Tableau 26: Caractéristiques des isolateurs en porcelaine ..................................................... 105 Tableau 27: Module d’inertie des barres ................................................................................ 106 Tableau 28: Bilan de puissance de l’armoire 127Vcc ............................................................ 112 Tableau 29: Les désignations des signalisations .................................................................. 113 Tableau 30:Bilan de puissance 48VCC ................................................................................. 113 Tableau 31: Facteur de simultanéité pour les armoires de distribution .................................. 113 Tableau 32: Facteur d'utilisation ............................................................................................ 114 Tableau 33: Bilan de puissance de l’armoire alternative ....................................................... 114 Tableau 34: Les lettres de sélections ...................................................................................... 116 Tableau 35: Facteur de correction K1 .................................................................................... 116 Tableau 36: Facteur de correction K2 .................................................................................... 116 Tableau 37: Facteur de correction K3 .................................................................................... 117 Tableau 38: Détermination de la section minimale ................................................................ 117 Tableau 39: choix de la section du conducteur selon le courant admissible en conditions normales dans l’armoire 220Vcc ............................................................................................ 118

7

Projet de fin d’études Tableau 40: Choix de la section du conducteur selon le courant admissible en conditions normales dans l’armoire 127Vcc ............................................................................................ 119 Tableau 41: choix de la section du conducteur selon le courant admissible en conditions normales dans l’armoire 48Vcc .............................................................................................. 120 Tableau 42: choix final des sections des circuits alternatifs 220V........................................ 120 Tableau 43: choix final des sections des circuits continus 127Vcc ....................................... 121 Tableau 44: Résultat des courants du court-circuit dans l’armoire 220V ............................ 127 Tableau 45: Résultat des courants du court-circuit dans l’armoire 48Vcc........................... 128 Tableau 46: Résultat des courants du court-circuit dans l’armoire 127Vcc......................... 128 Tableau 47: choix des disjoncteurs de l’armoire 127Vcc ...................................................... 130 Tableau 48: Choix des disjoncteurs de l’armoire 48Vcc ....................................................... 131 Tableau 49: Choix des disjoncteurs de l’armoire 220 V ...................................................... 131 Tableau 50: Sélectivité entre disjoncteur général basse tension et disjoncteurs des circuits alternatifs ................................................................................................................................ 132 Tableau 51: Sélectivité entre disjoncteur en aval et on amont du chargeur 127 VCC ........... 134 Tableau 52: Sélectivité entre disjoncteur en aval et en amont du jeu de barre 48VCC ......... 135

8

Projet de fin d’études

Résumé

Considérée parmi les leaders dans le domaine de réalisation et conception des installations électriques, la société SPIE Maroc propose des solutions fonctionnelles qui répondent aux attentes des clients. La stratégie établie par la société est déterminante dans le pilotage des projets basés sur une connaissance des besoins à satisfaire et des contraintes, implique la prise en compte de l'ensemble des données, des hypothèses et de tous les éléments nécessaires à la conception et la définition des matériels. Le présent rapport n’est autre que le fruit du travail du projet de fin d’études de quatre mois au sein de l’entreprise en question. L’accent a été mis sur la réalisation des tâches demandées par le maitre d’ouvrage du projet Maroc Phosphore à savoir, le dimensionnement des ouvrages électriques de la haute et moyenne tension, le dimensionnement des jeux de barres, l’élaboration du plan de protection accompagné de l’étude de sélectivité, le dimensionnement des câbles et protections, le dimensionnement des batteries et chargeurs alimentés à courant continu, les spécifications techniques des matériels et enfin une estimation du coût du projet.

9

Projet de fin d’études

Abstract

Considered among the leaders in the field of production and designing electrical installations, the company SPIE Maroc, offers functional solutions that meet customer expectations. The strategy established the company, namely the rigorous management and critical in the management of projects based on knowledge of the needs and constraints, requires taking into account all data, assumptions and all the necessary elements for designing and the defining equipment. This project reflects the result of a four-month of working with the company in question, the focus was on achieving the tasks requested by the master developer of the project Maroc Phosphore to find the sizing of the high and medium voltage electrical facilities, the size of the bus bars, development of the plan protection with the selectivity study, cable sizing and protection, the size of the batteries and chargers supplied DC, technical specifications of material and finally an estimate of the cost material of low voltage installation.

10

Projet de fin d’études

Introduction générale

Dans le cadre de la concurrence mondiale, et la grande compétitivité dans le monde industriel, les entreprises sont appelées à améliorer la qualité de leurs produits et services, elles doivent adopter une politique qui tient compte de l’évolution économique et technologique actuelle, afin de faire face efficacement aux impératifs du marché et des réglementations, aux besoins des clients mais aussi aux nécessités du développement durable. C’est dans ce cadre que s’inscrit notre projet de fin d’études au sein de SPIE Maroc, qui consiste entre autre à élaborer une étude de dimensionnement de tous les ouvrages électriques HTB/HTA et services auxiliaires du poste de transformation 60/ 11KV PJ-TPP à l’OCP-JORF. Cette étude comprend une partie haute et moyenne tension ainsi qu’une partie basse tension. La première partie comprend : le dimensionnement du circuit de mise à la terre et de choisir le régime du neutre approprié, le dimensionnement des connexions HT&MT, l’élaboration du plan de protection accompagné de l’étude de sélectivité. La deuxième partie, consacrée à l’étude des services auxiliaires. Cette dernière a pour objectif de dimensionner les batteries et les chargeurs alimentés à courant continu, élaborer le bilan de puissance de l’installation, dimensionner les canalisations et enfin choisir les équipements de protection convenables en assurant la sélectivité.

11

Projet de fin d’études

Présentation de SPIE Maroc

Introduction : SPIE est une société multinationale spécialisée dans plusieurs domaines. En particulier, elle est l’un des leaders dans le domaine d’électricité industrielle et tertiaire, avec près de 400 implantations dans 25 pays et 23 000 collaborateurs. SPIE propose des services et des solutions techniques performantes qui répondent aux enjeux actuels et futurs de ses clients, qu’ils soient locaux ou internationaux. Dans cette partie, nous allons présenter le groupe SPIE, lieu de notre stage, et ses diverses activités. Ensuite nous allons donner un aperçu sur la société d’accueil, ainsi que de son architecture interne.

Historique de SPIE Maroc : Elle a été créée en 1900 sous le nom de la Société Parisienne pour l’Industrie des Chemins de Fer et des Tramways. En 1946, elle devient la Société Parisienne pour l’Industrie Electrique (SPIE). En 2003, cette dernière est rachetée à 100% par AMEC pour devenir, sous le nom AMEC SPIE, la branche « Europe continentale » du groupe britannique. A partir de 2006 à nos jours AMEC SPIE devient encore une fois SPIE la Société Parisienne pour l’Industrie Electrique. Pour l’historique de SPIE au Maroc, les dates ci-dessous représentent des événements importants dans notre territoire national : 1907 : Construction du port de Casablanca par la future SPIE Batignolles. 1942 : Création de SPIE Maroc. 1946 : Création de la « Chérifienne d’Entreprises Laurent Bouillet » 1968 : SPIE Maroc devient SPIE Batignolles Maroc. 1975 : Création d’Elecam (suite au décret de marocanisation). 1975 : Création de la société marocanisation d’entreprises Laurent Bouillet (Melb). 1999 : Acquisition par le groupe SPIE de la Marocaine d’entreprises Laurent Bouillet. 2003 : Les filiales marocaines de SPIE : Elecam et Melb deviennent filiales d’Amec SPIE. 2010: La fusion d’ELECAM et MELB pour la création de SPIE Maroc. Ce groupe possède une répartition géographique large notamment en : - Royaume-Uni. - Europe Continentale et Maroc. - Amérique du Nord. - Asie / Pacifique. SPIE a réalisé en 2005 un chiffre d’affaires pro forma de 2 688 millions d’euros.

12

Projet de fin d’études

Domaines d’activités : Sur chacun de ses marchés en Europe, SPIE propose à ses clients industriels, tertiaires, opérateurs et aux collectivités territoriales, une offre globale de services à valeur ajoutée associant expertise technique, compétences d'intégration et proximité. En effet elle couvre les domaines suivants : Génie électrique : - Réseaux extérieurs et éclairage public ; - Installations Générales d'Electricité (IGE) ; - Processus Industriel et Automatismes (PIA) ; - Sécurité électronique et environnement des bâtiments ; - Réseaux de télécommunications. Génie climatique et fluides : - Tertiaire : Chauffage, Ventilation, Climatisation, Chaufferie, Protection incendie,… - Conditionnement processus : Ventilation, Refroidissement, Filtration… - Confort : Chauffage, Ventilation, Contrôle de l'hygrométrie, Climatisation,… - Transport de fluides : Eau chaude, Eau glacée, Eau purifiée, Vapeur, Gaz,… - Hospitalier : Chambres stériles, Salles d'opération, Fluides médicaux,… Génie mécanique : - Ensembles mécaniques, hydrauliques et pneumatiques ; - Machines statiques, robinetterie et tuyauterie ; - Machines tournantes, compresseurs, pompes, moteurs et turbines ; - Machines et systèmes de production ; - Appareils de levage et de manutention ; - Transfert d'unités de production ; - Usinage. Systèmes d’information et de communications : - Réseaux d'entreprise ; - Réseaux de ville et d'opérateurs ; - Réseaux de sûreté et de communication (VDI, DAI, sécurité, téléphonie, GTC,…) ; - Gestion des équipements (tunnels, radio,…). Infrastructures ferroviaires : - Voies ferrées ; - Caténaires ; - Sous-stations ; - Contrôle et communication ; - Systèmes électromécaniques. Maintenance et exploitation : - Génie électrique et automatismes ; - Génie climatique et fluides ; - Services de spécialités ; - Génie mécanique ;

13

Projet de fin d’études -

Systèmes de communications. Au Maroc, le groupe SPIE est composé de deux unités : - SPIE Elecam. - SPIE MELB (Marocaine d’Entreprise Laurent Bouillet). Les activités de SPIE Maroc s’articulent sur les axes suivants : - Electricité Industrielle et Tertiaire ; - Réseau et Télécom ; - Lignes et Postes ; - Fabrication Métallique ; - Maintenance et Exploitation ; - Génie Climatique et Fluides. -

Organigramme de SPIE Maroc : Dans la présente partie, nous allons présenter la filiale marocaine du groupe SPIE : SPIE Maroc, lieu de notre stage, et ses diverses activités. SPIE est une multinationale spécialisée dans plusieurs domaines, elle est en particulier l’un des leaders dans le domaine de l’électricité industrielle et tertiaire, avec près de 400 implantations dans 25 pays et 23 000 collaborateurs. SPIE propose des services et des solutions techniques performantes qui répondent aux enjeux actuels et futurs de ses clients, qu’ils soient locaux ou internationaux.

Figure 1:Organigramme SPIE MAROC

14

Projet de fin d’études

La fiche technique se présente comme suit : - Dénomination : SPIE Maroc (filiale de groupe SPIE) ; - Date d’immatriculation: 10 Juin 1975 ; - Forme juridique : Société Anonyme SA ; - Identifiant Fiscal N° : 36101123 ; - CNSS : 1958993 ; - Directeur général : Mr. Lucien ROZEC ; - Secteur d’activités : Electricité, mécanique, génie climatique, et autres services industriels ; - Capital : 17 352 500 DH ; - Chiffre d’Affaire en 2008 : 569 354 703,00 DH ; - Siège social : route d’El Jadida, Pk 374 (par Lissasfa) Km 13,5- Commune rural Oulad Azzouz .Province de Nouaceur –Casablanca ; - Moyens Humains : 1100 personnes ; - Certificat : ISO 9001 version 2000 ; - Téléphone : (212-522) .97.79.00; - FAX: (212-522) .32.19.90; - Site Web: [email protected].

Département pôle lignes et poste fabrication (PLPF) : Notre stage s’est effectué au sein du pôle lignes et poste fabrication (PLPF) de la société SPIE Maroc et plus précisément dans le Bureau d’Etudes (B.E) de ce département qui représente l’une des piliers majeurs de l’entreprise. Le bureau d’études est responsable de : - L’étude technique des affaires ; - La détermination et la planification des tâches d’études ; - L’élaboration des notes de calculs ainsi que le choix du matériel nécessaire conformément au cahier des charges et normes ; - L’élaboration et la vérification des plans d’exécution ; - L’assistance technique aux chargés d’affaires et aux chefs de chantiers ; - Les essais et les mises en service des installations ; Voici ci-dessous l’organigramme du département PLPF :

15

Projet de fin d’études

Figure 2: Organigramme du département PLFP

16

Projet de fin d’études

Présentation du projet et du cahier des charges Présentation du projet : L’ensemble industriel Maroc Phosphore Jorf Lasfar est alimenté en énergie électrique par un réseau électrique - lui aussi alimenté à travers le poste source PGD 225 KV- composé de la boucle 60KV raccordée à l’ONE et aux Joint-ventures (IMACID, PMP, BMP) via les postes PJ0 et PJ10. La fiabilité, la disponibilité et la souplesse d’exploitation de ce réseau doivent être assurées pour réaliser les objectifs de production dans les meilleures conditions techniques, de sécurité et de coûts. L'alimentation en énergie électrique de l'ensemble industriel Maroc Phosphore Jorf Lasfar et l'échange d'énergie électrique avec l'ONE sont assurés par une boucle 60kV dont l'architecture actuelle est la suivante:

Figure 3:L'architecture ancienne et actuelle de la boucle 60 KV Dans le cadre d’une vision stratégique de l’amélioration du fonctionnement des unités de production, le groupe OCP (Jorf Lasfar d’El-Jadida) présenté par Maroc Phosphore III et IV a opté pour procéder à l’installation de nouveau poste de transformation 60/10KV (PJ-TPP).

17

Projet de fin d’études Vu que le projet est en cours d’étude, le pôle DPLF nous a confié la tâche d’étude et dimensionnement de la totalité des équipements du poste y compris le réglage des protections.

Cahier des charges : Maroc Phosphore du groupe OCP opère et gère le site JORF-LASFAR(JPH) qui a quatre unités de production de l’acide phosphorique et des fertilisants existantes, nommées MAROC phosphore, IMACID, PMP& BMP. Dans une nouvelle perspective le groupe OCP a décidé d’élargir son pôle de production tout en ajoutant des autres unités de production ce qui implique la nécessité d’adaptation et d’amélioration du réseau électrique. Le travail qui nous a été demandé de réaliser, pendant une période de quatre mois, se compose des parties suivantes : Étude et dimensionnement des ouvrages électriques HT et MT du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JORF. - Réseau de terre ; - Etudes de court-circuit ; - Connexion HT et MT ; - Dimensionnement des réducteurs de mesures ; - Sélectivité. Étude de l’installation basse tension du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JORF. - Etudes de court-circuit ; - Canalisations ; - Sélectivité. Etude de contrôle commande du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JHORF. - Plan de protection ; - Réglages des relais numérique.

Présentation du poste PJ-TPP 60/10KV : Le poste en question est alimenté à travers deux départs 60 KV, issu du PDE -225 KV, ces deux départs alimentent un jeu de barres HT, constitué d’un sectionneur de couplage d’où la structure d’un réseau double alimentation. Cette configuration est préconisée lorsqu’une bonne continuité d’alimentation est demandée ou lorsque les équipes d’exploitation et de maintenance sont peu nombreuse. Le schéma unifilaire (voir figure 31 Annexe HT-1) du poste PJ-TPP est constitué essentiellement de : - Deux travées départs 60KV ; - Un jeu de barre 60KV ; - Deux travées transformateur 60KV ; - Deux arrivées 10KV ; - Un jeu de barre 10KV ; - Dix départs 10KV. Il est aussi constitué d’une installation de services auxiliaires comportant : - Deux transformateurs de services auxiliaires (TSAs). - Un jeu de barres alimenté en courant alternatif - Un jeu de barres alimenté en courant continu (127Vcc)

18

Projet de fin d’études -

Un jeu de barres alimenté en courant continu (48Vcc)

Mode de fonctionnement du poste PJ-TPP : D’après le cahier des charges, le mode de fonctionnement est décrit comme suit : Le sectionneur SW2 est initialement fermé. Le disjoncteur CB2 est fermé alors que le disjoncteur CB3 est ouvert. Le transformateur T1 assurera le secours du transformateur T0.Pour les deux arrivés (départs) 60 KV ils peuvent jouer le rôle de départ ou arrivé en congruence avec les autres postes de transformations, comme ils peuvent secourir l’un l’autre.

Figure 4: Schéma explicatif du mode de fonctionnement d’alimentation de post PJ-TPP

19

Projet de fin d’études

Partie I : Étude et dimensionnement des ouvrages électriques HT et MT du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JORF

20

Projet de fin d’études

Chapitre IRéseau de la mise à la terre et régimes du neutre A-Réseau de mise à la terre : 1- Généralités : La mise à la terre est l'ensemble des moyens et des mesures par lesquelles un élément d'un circuit électrique, une pièce métallique d'un équipement électrique ou une pièce conductrice placée au voisinage d'une installation électrique sont reliés à la terre. Un circuit de terre est constitué d’un ensemble des conducteurs enterrés dans le sol à une profondeur d’environ 0,8 m et reliés entre eux électriquement. En cas de court-circuit de forte intensité ou de coup de foudre, il a pour but de faciliter l’écoulement au sein du sol, des courants de défaut correspondant et de limiter les différences de potentiel transitoires.

Figure 5:Mise à la terre par conducteur de cuivre La problématique de mise à la terre réside dans la détermination de la résistance de prise de terre, si nécessaire à sa réduction, si les valeurs des tensions admissibles sont dépassées, aussi bien la réalisation d’une liaison équipotentielle. Dans ces conditions un circuit de terre doit assurer essentiellement : - La protection des bâtiments et des installations contre la propagation des surtensions provoquées par les défauts et les manœuvres d’appareillage. - La compatibilité électromagnétique, c’est-à-dire la limitation des perturbations électromagnétiques. - La sécurité des personnes et des animaux par limitation des tensions de pas et de contact à des valeurs de sécurité. - Le fonctionnement correct du réseau d'alimentation électrique afin d'assurer une bonne qualité d'énergie. Avant d’entamer l’élaboration de réseau de terre nous allons tout d’abord définir certains concepts que nous jugeons utile pour la compréhension de but de réseau de terre ainsi que le calcul fait.

21

Projet de fin d’études

2- Définitions La tension de pas : est la tension entre les pieds d'une personne se tenant debout près d’un point d’injection du courant à la terre. Elle est égale à la différence de tension, donnée par la courbe de distribution de tension, entre deux points situés à différentes distances du point d’injection. Une personne peut être blessée lors d'un défaut tout simplement en se tenant debout près du point de mise à la terre. La tension de contact : est la tension entre les mains en contact avec un objet et les pieds. Elle est égale à la différence de tension entre l'objet et le point d’appui des pieds. La tension de contact peut être d’autant plus grande que la mise à la terre de l’objet se trouve en un point éloigné. Par exemple, une grue reliée à la terre qui entre en contact avec une ligne électrique sous tension expose toute personne touchant la grue ou son câble de traction à une tension de contact proche de la tension de la ligne électrique. Une liaison équipotentielle: est une protection permettant de garantir l'absence de potentiel électrique entre des pièces métalliques. Cela est réalisé à l'aide d'un ou plusieurs fils de terre en cuivre ou aluminium, afin de limiter les différences de potentiel.

3- Circuit de mise à la terre du poste PJ-TPP : Pour élaborer le réseau de terre nous nous sommes basés sur le standard IEEE 80-2000, qui est un guide de sécurité pour la mise à la terre des postes. Le cahier de charge n’exige pas d’installer une grille pour le réseau de mise à la terre pour le poste PJ-TPP 60KV/11KV. (La grille est exigée pour les postes 225KV/60KV). Dans une première étape nous avons étudié les plans AUTOCAD du poste PJ-TPP afin de localiser les différents massifs du poste comme le montre le schéma suivant :

Massifs Transformateurs

Les portes

Figure 6 : Schéma du plan Génie civil du poste PJ-TPP Après, nous avons procédé au traçage du réseau de terre qui consiste à lier les différents massifs du poste tout en respectant une surface de maille inférieure à 25 m² (spécifié dans le cahier des charges). Le schéma suivant montre l’implantation sous AUTOCAD du réseau de terre :

22

Projet de fin d’études

Sabots de terre

Brettèle Le puits de terre

Figure 7 : Schéma d’implantation du réseau de terre sous AUTOCAD Pour avoir des surfaces conforment au cahier des charges nous avons inséré des brettèles. D’après le schéma nous avons calculé la longueur totale du réseau de la terre qu’est de 750 m. Pour le calcul concernant le réseau de terre nous allons suivre les étapes suivantes : - Dimensionner le conducteur de mise à la terre -

Calcul de la tension de contact et de pas

-

Calcul de la résistance du conducteur de mise à la terre

-

Calcul du courant maximum IG qui circule dans la terre (par suite calcul de potentiel maximum de la terre (GPR))

-

Comparer GPR avec la tension de contact

Pour les données de base on a : - La superficie du poste A=27,3*26=709,8 (m²) ; -

La résistivité du sol où le conducteur de mise à la terre ρ=69,18 Ω.m ;

-

La résistivité de la couche superficielle ρs=100 Ω.m ;

-

Le temps d’élimination de défaut :

-

La durée de défaut : tf= 3 (s) ;

-

Le ratio :

-

La profondeur du circuit de mise à la terre hs=0,8 (m) ;

-

Le matériau utilisé est le cuivre dur (HARD-DRAWN). En utilisant la table 1 de la norme

tc =0,5 (s) ;

10 ;

(IEEE Std 80-2000) nous avons :

23

Projet de fin d’études -

Le coefficient thermique de résistivité à température de référence à 20°C αr =0 ,00381 ;

-

La résistivité du conducteur sous-terrain ρr=1,78 ;

-

La température maximale admissible en °C Tm=1084 ;

-

La température ambiante °C Ta=50 ;

-

Le coefficient de la capacité thermique en (J/(Cm3.°C)) TCAP=3,42 et K0= (1/ αr)-Tr=242;

-

La longueur totale du réseau de mise à la terre LT =750m ;

-

La durée du courant de choc ts=0,5 (s) ;

-

Le courant de court-circuit phase- terre à l’entrée du poste est : 25 KA.

Dimensionnement du conducteur de mise à la terre : La section du conducteur de terre est donnée par la formule suivante : √

1)

) )

√

Donc la section du conducteur de mise à la terre est de 75 le cahier des charges exige un minimum de 75 mm² d’où la section retenue est de 75 mm². Calcul de la tension de contact et de pas: Pour calculer la tension de pas et de contact on procède par le calcul du coefficient Selon la norme on a : (

)

(2) Pour le calcul de tension de pas et de contact on a utilisé les formules concernant une personne de 70 Kg. )

(3)

√ )

(4)

√

Calcul de la résistance de mise à la terre : La résistance de la terre après avoir implanté le réseau de terre est donnée par la formule suivante :

(

√

(

√

))

(5)

Donc la résistance Rg=1,18>1 Ω (la valeur de la résistance doit être inférieur à 1 Ω selon la norme IEEE 80-2000).Donc il faut améliorer la résistivité de la terre par ajout de piquets ou bien ajout de sel et charbon dans le puits de terre.

24

Projet de fin d’études Calcul du courant maximum circulant dans la terre : Tout d’abord nous allons commencer par le calcul du facteur de division du courant de défaut Sf qu’est donné par le rapport du courant de défaut à la terre et le courant de retour à travers la résistance du neutre du transformateur de puissance. On a: If= IN+IC+IR IN: le courant qui circule dans la résistance entre le neutre de l’installation et la terre. IC : le courant capacitif entre la phase en défaut et la terre. IR : le courant qui circule dans la résistance de l’isolement (on le prend nul). Or IC =3jCW*V Dans notre cas on a une tension V= 10KV, d’où C=0,34 µF/Km. Donc à 100 m on a C=34 nF ; W=100π. Ce qui nous permet de conclure que If =IN car IC est de l’ordre de 100 mA. D’où Sf=100%. Pour le calcul du courant maximum à la terre, on procède selon la norme par le calcul du facteur de décrémentation Df.

√

(

)

(6)

Avec Et D’où le potentiel maximum à la terre est donné par: (7 ) A partir du résultat de l’équation (3) et de celui de l’équation (7) on constate que la valeur de la tension de contact est largement inférieure au potentiel maximum à la terre (GPR). Ainsi le réseau de terre est conforme à la norme. Remarque : Pour le calcul nous avons créé une Macro VBA de l’Excel afin d’automatiser le calcul. Cette Macro est basée sur l’algorithme explicité pour le calcul ci-dessus. Pour la Macro elle est présentée dans l’annexe HT-2.

B- Les régimes du neutre : Le choix du régime du neutre est une phase primordiale dans la conception des installations électriques. Lors d'un défaut d'isolement, ou de la mise accidentelle d'une phase à la terre, les valeurs prises par les courants de défaut, les tensions de contact et les surtensions sont étroitement liées au mode de raccordement du neutre à la terre. Dans toute installation, la continuité de service en présence d'un défaut d'isolement est également liée au régime du neutre. Un neutre isolé permet la continuité de service en basse tension et même en haute tension, tout en respectant la réglementation en vigueur sur la protection des personnes. Un neutre mis directement à la terre, ou faiblement impédant, impose au contraire un déclenchement dès l'apparition du premier défaut d'isolement. Le choix du régime du neutre, tant en basse tension qu'en haute tension, dépend à la fois de la nature de l'installation et de celle du réseau électrique, il est également influencé par la nature

25

Projet de fin d’études des récepteurs, la continuité de service et la limitation du niveau de perturbation imposé aux équipements sensibles. Le tableau suivant présente une comparaison entre les différents schémas de mise à la terre :

Tableau 1: comparaison entre des régimes du neutre Régime du Principe neutre -Il n’existe aucune liaison Neutre isolé électrique intentionnelle entre le point neutre et la terre, à l’exception des appareils de mesure ou de protection

Avantages

Inconvénients

-La continuité de -La surveillance de service du départ en l’isolement est obligatoire. défaut. -Un service entretien équipé du matériel adéquat pour la recherche rapide du premier défaut d’isolement est nécessaire.

-Une liaison électrique -L’écoulement nulle est surtensions. Neutre mis d’impédance directement à réalisée intentionnellement entre le point neutre et la la terre terre.

des -Un fort courant de défaut terre: dégâts et perturbations sont maximaux. - Il n’y a pas de continuité de service du départ en défaut. -Le danger pour le personnel est important.

résistance est Neutre mis à la -Une connectée volontairement terre par entre le point neutre et la résistance terre.

-Un bon compromis entre un courant de défaut faible et des surtensions bien écoulées. -Les protections sont simples, sélectives et le courant est limité.

-La continuité de service du départ en défaut est dégradée. -Le coût de la résistance de mise à la terre croît avec la tension et le courant limité.

réactance est Neutre mis à la -Une volontairement terre par intercalée entre le point neutre et la réactance terre.

-En haute tension, le coût de cette solution est plus avantageux qu’avec une résistance.

-La continuité de service du départ en défaut est dégradée. -Lors de l’élimination des défauts de terre, des surtensions importantes peuvent apparaître, dues à des résonances entre la réactance et la capacité du réseau.

26

Projet de fin d’études

Choix du régime de neutre : Les critères de choix concernent de multiples aspects : - Techniques (fonction du réseau électrique, surtensions, courant de défaut, etc.) -

D’exploitation (continuité de service, maintenance)

-

De sécurité

-

Economiques (coûts d’investissements, d’exploitation)

En particulier, il faut réaliser un compromis entre deux considérations techniques importantes: Réduire le niveau des surtensions: Des surtensions trop importantes sont à l’origine du claquage diélectrique des isolants électriques, avec des courts-circuits comme conséquence. Réduire le courant de défaut à la terre : Un courant de défaut trop élevé entraîne toute une série de conséquences : Dégâts par l’arc au point de défaut ; en particulier, fusion des circuits magnétiques des machines tournantes. - Tenue thermique des écrans de câble. -

Dimensions et coût de la résistance de mise à la terre.

-

Induction dans les circuits de télécommunications voisins.

-

Danger pour les personnes, par élévation du potentiel des masses.

Ainsi, d’après la comparaison des différents régimes du neutre, on propose d’adopter la mise à la terre par résistance. Il est certain que ce régime du neutre est celui qui présente le plus d'avantages, tant en ce qui concerne le prix que les facilités d'installation, lorsque le neutre est accessible et lorsque la mise à la terre directe conduit à des courants excessifs. Ce choix coïncide avec celui du client. Choix de la valeur du courant de défaut : Selon le plan de protection de l’ONE, il existe deux valeurs de l'intensité du courant de défaut franc à la terre sur les barres du poste, dans le cas de mise à la terre par résistance: - 1000 A pour les réseaux souterrains de grandes villes. -

300 A pour tous les autres réseaux (c'est-à-dire les réseaux aériens et mixtes).

Dans notre cas il s’agit d’un réseau souterrain d’où le la valeur du courant de défaut est de 1000 A. Donc la résistance est calculée par R=V/I=5773/1000=5,77 Ω, cette valeur est bien conforme à celle proposée par le client (la valeur proposée est de 6 Ω).

27

Projet de fin d’études

Chapitre IIDimensionnement des connexions HTB/HTA Introduction : Pour le dimensionnement des connexions HTB/HTA nous nous sommes basés sur le Cahier des Spécifications Techniques Générales « CSTG » de l’ONE. La méthode de détermination de la section des conducteurs en haute tension consiste à : - Déterminer le courant maximal d’emploi des récepteurs à alimenter. - Déterminer la section satisfaisant l’échauffement de l’âme du câble en régime de fonctionnement normal, qui peut être permanent ou discontinu. Cette étape nécessite la connaissance : - Des conditions réelles d’installation de la canalisation, par conséquent du facteur de correction global(f). - Des valeurs des courants admissibles des différents types de câble dans les conditions standard d’installation. - Déterminer la section nécessaire à la tenue thermique du câble en cas de court-circuit triphasé - Déterminer la section nécessaire à la tenue thermique de l’écran du câble en cas de courtcircuit à la terre. - Vérifier éventuellement la chute de tension dans la canalisation pour la section retenue. - La section technique S à retenir est la valeur maximale parmi les trois sections. - Eventuellement, calculer et choisir la section économique. L’organigramme suivant issu de la norme NF C13-205 donne les différentes étapes à suivre :

28

Projet de fin d’études

Figure 8: Détermination de la section des conducteurs de phases

1- Calcul de la section théorique S1 (par le courant d’emploi Ib) : Pour calculer la section théorique S1, il s’agit en effet de calculer le courant transitant dans la ligne dit aussi courant d’emploi. Nous disposons en HT de conducteurs nus en almélec, des tubes en AGS et des conducteurs de cuivre isolés(PR) en MT. Dans notre installation, nous avons choisi de faire le calcul des courants électriques d’emploi lorsque les deux départs transitent en permanence avec l’inter-barre ouverte. Ainsi : - Le courant électrique transitant dans les départs 60 KV se calcule à partir de la puissance nominale fournie par PDE (poste 225/60 kV de LJOURF). - Le courant électrique de l’arrivée transformateur 60KV se calcule à partir de la puissance assignée du transformateur vue du primaire. - Le courant électrique de l’arrivée transformateur 11KV se calcule à partir de la puissance assignée du transformateur vue du secondaire. - Le courant électrique dans le jeu de barre 11KV est le courant transitant dans l’arrivée transformateur 11KV. Nous nous référons aux tableaux 18-19 et figure 33 de l’annexe HT-1 pour la détermination de la section à adopter .Ces tableaux sont prescrits par le CSTG. Nous traiterons ci-dessous un exemple de calcul.

29

Projet de fin d’études Exemple de calcul : L’exemple de calcul à traiter est celui du départ 60KV. Nous disposons dans ce cas d’une ligne aérienne en almélec. La puissance transitée dans ce départ est de : 35MVA. Le courant d’emploi est ainsi de : Ib=S/√ *UHT =336,78A Avec le mode de pose V (lignes aériennes) qui donne un facteur globale de correction k=1.1*f1=0.88 Via le tableau 19 de l’annexe HT-1, on trouve que la section à tenir en compte est de S=181,6mm². De même le dimensionnement du tube AGS reliant par exemple le sectionneur et le combiné de mesure, via le tableau 19 de l’annexe HT-1, on trouve que la section à tenir en compte est de 1200 mm² .avec un diamètre intérieur de 70 et un extérieur de 80.

2- Calcul de la section S2 de tenue au court-circuit: Le calcul de la section thermique de tenue contre les courts-circuits nécessite le calcul de courant de court-circuit maximal. (Voir le chapitre suivant) Le CSTG distingue entre le calcul de la section de tenu au court-circuit dans le cas d’un câble nu ou isolé. Concernant les conducteurs nus en suppose que la température avant le court-circuit est égale à la température admissible en régime permanant. Dans ce cas, la section du conducteur S2 est : √

S

√

Pour un câble isolé la section du conducteur est déterminée par la formule suivante : S

√

Iccmax : Le courant de court-circuit maximal. tc: le temps de fonctionnement du dispositif de coupure. α : coefficient dépendant de la nature de l’âme. Tableau 2: Coefficient dépendant de la nature de l'âme Almélec 19

Cuivre 21

Α Avec θf : la température maximale du conducteur en court-circuit. 220°C pour les câbles nus (almélec) et les tubes (AGS) θi : la température maximale d’équilibre à la surface des conducteurs 85°C pour les câbles nus (almélec) et 95°C pour les tubes (AGS) K: le facteur caractérisant du matériau.

30

Almélec-acier 16

Projet de fin d’études

Tableau 3: Facteur K caractérisant du matériau Isolants PVC/PE

PR/ERP

A b a b Cuivre 143 115 176 143 aluminium 95 75 116 94 Acier 52 64 a : conducteur de protection non incorporé aux câbles b : conducteur de protection incorporé aux câbles Calcul : Calcul de la section du câble travée transformateur. - Le courant de court-circuit est de 25 KA (voir le chapitre suivant). - Le temps d’élimination de défaut est de 1s. Ainsi : S Remarque : Nous avons constaté que toutes les sections permanentes obtenues dépassent largement la section caractérisant le court-circuit.

3- Calcul de la section thermique S3 de l’écran de câble: En cas de défaut phase-terre, l’écran doit permettre l’écoulement d’une partie ou de la totalité de courant de court-circuit des installations. Sur les réseaux MT ou HT dont le neutre est relié à la terre directement ou par une faible impédance, le courant de défaut peut prendre une valeur élevée dépendant de la puissance de la source, des caractéristiques de l’installation, du point de défaut et du réglage des dispositifs de protection. Il faut alors s’assurer que, sous l’effet de cette intensité, l’écran ne risque en aucun point d’être portée à une température supérieur à celle permise par lui-même et par les autres éléments du câble et, en particulier, par l’enveloppe isolante. Pour les câbles MT et HT, la température limite est, dans la plupart des cas, identique à celle admise en court-circuit pour l’échauffement de l’âme, soit, pour une durée ne dépasse pas 5 seconde : - 150°C pour le polyéthylène et le papier imprégné (PE) ; - 160°C pour le polychlorure de vinyle(PVC) ; - 250°C pour le polyéthylène réticulé (PR) ou éthylène propylène (EPR). Cependant, en peut être amené, dans certains cas, à réduire ces valeurs de température afin de tenir compte des limites thermiques des éléments constituants l’écran (gaine en plomb ou écran collé à la gaine extérieure des câbles à isolant PR, par exemple). En raison de la complexité des phénomènes mises en jeu, n’est pas possible d’indiquer ici une méthode de calcul simple et de portée générale. Toutefois, les valeurs maximales des courants de court-circuit que peuvent supporter les écrans des câbles sont indiquées par les constructeurs de câbles. Cette section est éventuellement calculée en MT.

31

Projet de fin d’études

4- Vérification de la chute de tension: La relation de la chute de tension pour un circuit triphasé est la suivante : L   V    cos    L sin   I b S   Et : ΔV%=( ΔV/V)*100 Tel que : - ρ : la résistivité du conducteur en service normal ; - L : la longueur de la canalisation en km ; - S : la section de la canalisation en mm ; - λ : la réactance linéique de la canalisation. Elle vaut 0,15Ω/km ; - V : c’est la tension simple. C’est celle du primaire ou du secondaire selon le point du réseau. Les calculs montrent que cette chute de tension est faible pour toutes les canalisations. Exemple de calcul : L’exemple de calcul à traiter est celui du départ 60KV. Nous disposons : - D’une résistivité (almélec) de 0,0325 Ωmm2/m - D’une longueur de canalisation de 4,25m - D’une section de canalisation de 181,6mm2 - D’une réactance linéique de 0,15Ω/km Nous trouvons donc: ΔV=0.33 (V) c.-à-d. ΔV% ≈ 0% La chute de tension est ainsi vérifiée pour le départ 60KV.

5- Vérification de l’effet couronne : L’effet couronne désigne l’ensemble des phénomènes liés à l’apparition d’une conductivité d’un gaz dans l’environnement d’un conducteur porté à une haute tension. Il est caractérisé par des effluves et des aigrettes apparaissant tout autour. L’intensité du phénomène dépend : - du champ électrique superficiel au niveau des conducteurs ; - des conditions atmosphériques ; - de l’état des surfaces des câbles. L’effet couronne se produit en général pour les fortes gammes de tension (au-delà de 225KV). Cependant et pour plus de précision, nous ferons cette vérification. L’expression de l’effet couronne se montre comme suit : E max 

Veff

  2.H MIN .EPH  r. ln   r. 4.H 2 2  MIN  EPH   Veff : la valeur efficace de la tension soit au primaire ou au secondaire du transformateur selon le point de calcul. Hmin : la distance minimale entre un conducteur et le sol Eph : l’écartement entre deux phases Ec : la valeur critique à ne pas dépasser pour ne pas avoir l’effet couronne et qui est de 18V/cm. Les valeurs de Hmin et Eph figurent dans le tableau 20 dans l’annexe HT-1.

Avec :

32

Projet de fin d’études r : le rayon de la canalisation est donné par r= √ La valeur de Emax doit être inférieur à Ec =18KV/cm pour qu’il n’y ait pas de production d’effet couronne. Les calculs montrent que cet effet couronne est très faible et donc vérifié pour toutes les canalisations. Exemple de calcul : L’exemple de calcul à traiter est celui du départ 60KV. Nous avons un Eph de 30 cm et un Hmin 167,5 cm ainsi qu’un rayon de 0,76cm. D’où : Emax=6,12 KV/cm 1,2* 3 Ico Avec : 3 Ico=3*V*Co*ω Co : capacité homopolaire en µF. V : tension simple au secondaire du transformateur 10KV/√ Pour les lignes MT en général : 3Ic0=3,16 A/Km - I capacitif =3,16 *(5/1250)=0,01A, avec L= 1Km

62

Projet de fin d’études -

6% * InTC=0,06*5=0,3 A Réglage à adopter :

Iro(BT) = 0,3 A

Protection arrivé MT: Relais ampéremétrique de phase : L’intensité de réglage Ir doit satisfaire les deux conditions suivantes : - Etre assez élevée pour permettre d’utiliser les possibilités de surcharge du transformateur sans risque de déclenchements intempestifs. - Etre aussi faible que possible pour que la protection d’arrivée assure le secours aux protections de départs. Seuil de surcharge : On prendra : Irh > 1,6 Int Avec : Int : L’intensité nominale au primaire du transformateur HT/MT égale à :

I nt 

Sn 3  U nt

Sn : Puissance nominale du transformateur égal à 35MVA Unt : Tension nominale au secondaire du transformateur égale à 10 KV Donc : Int=2023A ; donc Irh > 3237A Donc : Irh(BT)>3237*(5/2500) = 6,5A Réglage à adopter : Irh(BT) = 6,5A Temporisation= 0,5 sec Relais de courant homopolaire : Pour effectuer correctement le réglage de l’arrivée, il faut savoir que le courant vu par la protection homopolaire de l’arrivé n’est pas le même que celui vu par la protection du départ en défaut. Le réglage de cette fonction doit satisfaire les conditions suivantes : Ih = 1,2*Ihmax/β Avec : Ihmax : seuil de réglage du relais homopolaire de départ le plus élevé. β: rapport entre le courant résiduel du départ (3IoDd) et le courant résiduel de l’arrivé (3IoA). β= |1-j (ᴦ-CDd) ωoZo| Avec : Zo : impédance homopolaire du circuit de mise à la terre du neutre ᴦ : capacité total du réseau CDd : capacité du départ en défaut. Réglage : β=1. Ihmax=0,3*(1250/5)=75 A. Donc : Ih=1,2*75=90 A.

63

Projet de fin d’études Réglage à adopter :

Iro(BT)=90*(5/2500)=0,18 A.

Protection pour contrôle d’une baisse de tension (la fonction 27) Le seuil de tension : Réglée à 80% de la tension nominale donc : V(BT) = 0,8*100/ √ Temporisée à 4 s.

= 46,2 V

Protection à maximum de tension homopolaire (la fonction 59G) Cette fonction est utilisée pour détecter une surtension au niveau du neutre du transformateur de tension causée par un défaut à la terre ou par la perte d’une ou de deux phases. L’unité de tension est réglée à 10 V. Pour cette fonction en préconise une alarme après une temporisation de 2 s sans déclenchement.

Protection du transformateur HTB/HTA: Défauts internes : Protection masse cuve : La protection masse cuve protège le transformateur HTB/HTA. Elle est reliée au circuit de terre du poste par une seule connexion sur laquelle est installée une protection ampéremétrique à temps constant. Réglage : Seuil ampéremétrique : 60% du courant nominal du TC : 0,6*1 = 0,6A Temporisation : instantané sans réglage. Image thermique : Les seuils utilisés pour les transformateurs sont : - Alarme à 80° - Déclenchement 90° Protection Buchholz : Cette protection est sensible à tous les défauts internes qui provoquent un arc électrique tels que : - Claquage ; - Détérioration des circuits magnétiques ; - Echauffements anormaux provoquant la décomposition de l’huile. Elle ne peut donc être utilisée qu’en secours. Le flotteur peut actionner une alarme et conduire à des actions préventives. Protection contre le manque de circulation d’huile (arrêt pompe) : Déclenchement du transformateur après une temporisation de 20 mn, en cas d’arrêt de fonctionnement des pompes et lorsque la charge du transformateur est supérieure à 20 % de sa charge nominale. On choisira comme valeur de réglage Ir une valeur typique égale à 20% du courant nominal du transformateur (2023A), soit donc : Ir(MT) =0.02*2023=40,5A Cette valeur correspond à un courant de 0,08A (BT) au secondaire du TC avec un rapport de TC de 2500/5A.

64

Projet de fin d’études Défauts externes : Protection à maximum de courant de phase: C’est une protection contre les surcharges du transformateur, il est réglé à 2 fois l’intensité nominale du transformateur : Irh = 2*Int Avec : Int : L’intensité nominale au primaire du transformateur HT/MT égale à :

I nt 

Sn 3  U nt

Sn : Puissance nominale du transformateur égal à 35MVA Unt : Tension nominale au primaire du transformateur égale à 60 KV Int= 336,7 A ; Int(BT)= 336,7 *(5/400)=4,21A Réglage à adopter : Irh = 8,42 A Temporisation=0,8 s Protection maximum courant homopolaire: Le réglage doit être coordonné avec le réglage du relais homopolaire ampéremétrique de l’arrivée : Ir>1,2*(Ir arrivé) max Ir arrivé(MT) = 0,18*(2500/5)=90 A Ir=1,2*90=108 A Ir au primaire du transformateur : Ir=108/6=18 A Donc : Ir(BT)=18*(5/400)=0,23 A. Réglage à adopter : Ir(BT)=0,23 A. Protection terre restreinte (la fonction 64R) : Il s’agit d’une protection différentielle qui détecte la différence des courants résiduels mesurés sur la mise à la terre du neutre d’une part et sur la sortie triphasée du transformateur d’autre part. Seuil de l’ordre de 10% de In. In(BT)=4,04 A ; donc le seuil est 0,4 A. Protection différentielle de transformateur (la fonction 87T) Seuil d’insensibilité (seuil bas) : Pour pallier le risque de déclenchement intempestif, la protection ne déclenchera que si le courant d’entrée est supérieur à une valeur minimale de charge I0. Io : seuil minimum de fonctionnement 30% de In Io =0,3*2023=607 A Donc : Io(BT)=607*(5/2500)=1,21 A

65

Projet de fin d’études Seuil haut : Afin d’assurer un déclenchement rapide lors des défauts importants dont l’intensité est supérieur à 8In le déclenchement est instantané par voie indépendante de la caractéristique de fonctionnement. - Pente de 20%, allant de 0 au courant nominal In ; - Avec les courants forts supérieurs à In, des erreurs supplémentaires peuvent être progressivement introduites du fait de la saturation des TC ainsi pour compenser ces erreurs une pente de 80% est convenable.

Tranche départ 60KV : Protection contre la perte du synchronisme (protection de couplage entre deux réseaux) (la fonction 25) : Le réglage du contrôle de synchronisme est le suivant : Tableau 7: Réglage du contrôle de synchronisme ΔV≤20%Vn ΔF ≤ 0,1Hz Δϕ ≤ 20 ° ΔT : 0,5 sec

Ecart de tension Ecart de fréquence Ecart de phase Temporisation

Protection manque de tension MU (la fonction 27) : Réglée à 80% de la tension nominale donc : V(BT) = 0,8*100/√ =46,2 V Protection directionnel de puissance homopolaire (la fonction 32N) Réglage : Pr seuil = 50 VA Pour la protection type AREV : Ir seuil = 1 A et K= 0.6 tinv = (0.6 * 50) / Pr Pour la protection type ABB : Ir seuil = 20%In = 0.84 A et k =0.6 tinv = (0.6 * 50)/ Pr Détection de pompage(APR) : Caractéristique d‘antipompage : Les largeurs de bandes ΔR et ΔX sont tous les deux réglés entre 10% et 30% de R3Ph. Avec : R3Ph=Rch=0,8*60000/ (2*336)=71,5Ω R3Ph(BT)=71,5*0,13=9,3 Ω, la valeur normalisée est 10  . Avec : 0,13=Rapport (TT/TC) =

) )

Donc : 1 < ΔR < 3, On prend, ΔR=20% R3Ph=2 Ω

66

Projet de fin d’études Pour protéger le réseau contre un défaut qui apparaît durant un pompage, les signaux de verrouillage peuvent être inhibés sur des dépassements de seuil de courant. Ces critères réglables de déverrouillage sont : - Seuil de courant résiduel : réglé généralement à 20% In. - Seuil de courant inverse : réglé généralement à 20% In. - Seuil de courant de phase : réglé généralement à 1.5* In. In =5A: le courant nominal. Tableau 8: Caractéristique d'anti pompage ΔR= ΔX

2Ω

(20% In) Seuil de courant résiduel I0 >

1A

(20% In) Seuil de courant de phase IN

7,5 A

(1,5 In) Seuil de courant inverse I i >

1A

Tempo de déverrouillage

5s

Le réseau est le siège de phénomène de pompage s’il est symétrique et si le point d’impédance met au moins 5 ms pour traverser la bande ΔR. Protection triphasée contre les surcharges et les courts-circuits entre phases (la fonction 51/50) 1er Seuil (seuil bas): Le réglage doit être coordonné avec le réglage du relais ampéremétrique de la tranche transformateur : Ir>1,25*Ir (TR) Ir(BT) =1,25* 8,42 =10,53 A. Réglage à adopter : Ir(BT)=11 A. Temporisation=1,1 s 2eme Seuil (seuil haut): Iccb=0,86*Icc3=0,86*12,06 KA=10,37 KA Donc Ir=0,8*10,37KA=8,3 KA Ir(BT)=8300*(5/400)= 103 A. Protection différentielle ligne (fonction 87L) : Seuil d’insensibilité (seuil bas) : Pour pallier le risque de déclenchement intempestif, la protection ne déclenchera que si le courant d’entrée est supérieur à une valeur minimale de charge I0. Io : seuil minimum de fonctionnement de In Io =30%*In=100,1 A Donc: I0 (BT) = 100,1*(5/400) = 1,26 A Seuil haut : Afin d’assurer un déclenchement rapide lors des défauts importants, On prend une pente de 25%.

67

Projet de fin d’études Protection wattmétrique homopolaire 32N : Pr seuil = puissance résiduelle compensée de référence valant : - 10 VA pour In = 1 A. - 50 VA pour In = 5 A. Pr seuil = 50 VA Pour la protection type ABB : Ir seuil = 20%In = 0.84 A et k =0.6 tinv = (0.6 * 50)/ Pr

Jeu de barres HT : Protection à maximum de tension : Le seuil de tension est réglé à 125% de la tension nominale V(BT)=1,25*100/ √ = 72,16V Temporisation : 30s Protection pour contrôle d’une baisse de tension : Réglée à 80% de la tension nominale donc : V(BT) = 0,8*100/√ =46,2 V Protection différentielle jeu de barre (fonction 87 B) Le courant de défaut minimum détectable Id est : Id=n*(qIm+IRN+Ir) (en négligeant le courant de fuite de la résistance non linéaire) Avec : q : nombre de TC connectés à la branche différentielle IRN : courant circulant dans la résistance non linéaire n : rapport de transformation des TC Im : courant de magnétisation du transformateur Le courant de magnétisation à prendre en compte est donc le courant de magnétisation des TC lorsque la tension au secondaire vaut la moitié de la tension de coude. L’ordre de grandeur du courant de magnétisation pour une tension Vk/2 est 1,5% du courant nominal du TC, soit 75 mA pour un TC de 5 A. Donc : Im est de l’ordre de 1,5% de In, et le seuil de réglage minimal de la protection est 5% de In. Et q=2. Irég=2*1,5%+5%=8%In=0,4A

Jeu de barres MT : Relais ampéremétrique de phase : Les relais doivent être réglés en intensité à une valeur inférieure au plus petit courant de défaut susceptible de se manifester entre phase. Ce courant est celui qui résulte d’un défaut biphasé sans contact à la terre à l’extrémité du réseau lorsque la tension des transformateurs d’alimentation est la plus basse possible. Réglage : L’intensité de réglage Ir doit être inférieure à l’intensité Iccb et par suite des possibilités de surcharge des transformateurs de courant, on prend : 1,3 Intc < Ir 6% InTC Et Iro > 1,2* 3 Ico Avec : 3 Io=3*V*Co*ω Co : capacité homopolaire en F. V : tension simple au secondaire du transformateur (10KV/√ ) Pour les lignes MT en général : 3 Ico=3,16 A/Km - Icapacitif =3,16 *(5/1250)=0,01A, avec L= 1Km - 6% * InTC=0,06*5=0,3 A Réglage à adopter : Iro(BT) = 0,3 A Protection pour contrôle d’une baisse de tension : Réglée à 80% de la tension nominale donc : V(BT) = 0,8*100/√ =46,2 V Protection à maximum de tension : Le seuil de tension est réglé à 125% de la tension nominale V(BT)=1,25*100/√ = 72,16V Temporisation : 30 (s).

69

Projet de fin d’études

Chapitre VIIEtude de sélectivité 1- Généralité : La sélectivité est une capacité d’un ensemble de protections à faire la distinction entre les Conditions pour lesquelles une protection doit fonctionner de celles où elle ne doit pas fonctionner. Les différents moyens qui peuvent être mis en œuvre pour assurer une bonne sélectivité dans la protection d’un réseau électrique, les plus importants sont les trois types suivants: - Sélectivité ampéremétrique par les courants, - Sélectivité chronométrique par le temps, - Sélectivité par échange d’informations, dite sélectivité logique. - Sélectivité ampéremétrique : Cette sélectivité est basée sur le fait que dans un réseau, le courant de défaut est d’autant plus faible que le défaut est plus éloigné de la source. Une protection ampéremétrique est disposée au départ de chaque tronçon. Son seuil est réglé à une valeur inférieure à la valeur d’Icc minimal provoqué par un défaut sur la section surveillée, et supérieure à la valeur maximale du courant provoqué par un défaut situé en aval (au-delà de la zone surveillée). Ainsi réglée, chaque protection ne fonctionne que pour les défauts situés immédiatement en aval de sa position (à l’intérieur de la zone surveillée), et est insensible aux défauts apparaissant au-delà. - Sélectivité chronométrique : Cette technique permet d’obtenir une sélectivité au-delà du courant de réglage magnétique du disjoncteur amont. Le principe est de laisser le temps au disjoncteur aval de déclencher en premier en retardant l’action du disjoncteur amont, ce qui impose quelques contraintes. L'appareil amont doit être temporisable et être capable de supporter le courant de court-circuit et ses effets pendant toute la durée de temporisation. De même, le dimensionnement des conducteurs doit permettre de supporter les contraintes thermiques résultantes.

2- Etude de sélectivité du poste : -

Sélectivité ampéremétrique : L’étude de sélectivité diffère suivant le type de défaut, nous distinguons entre la sélectivité contre les surcharges et la sélectivité entre les courts circuits. La sélectivité est assurée si le temps de non-déclenchement du disjoncteur amont D(A) est supérieur au temps maximal de coupure du disjoncteur D(B). Cette condition est réalisée en pratique si: 𝑰r (𝑨) /𝑰r (𝑩) > 1,6 Avec : - 𝑰r(A): seuil de fonctionnement du dispositif de protection du disjoncteur A - 𝑰r(B): seuil de fonctionnement du dispositif de protection du disjoncteur B Lors d’un court-circuit, et puisque nous disposons de deux transformateurs identiques mis en parallèle, la condition à vérifier est que le pouvoir de coupure du disjoncteur B aval soit supérieur à la somme des courants de réglage de court-circuit des deux disjoncteurs amonts. Il ) faut ainsi vérifier que : PDC(B) Sélectivité entre arrivée MT et les départs MT :

70

Projet de fin d’études

Figure 25: Schéma unifilaire du départ et arrivé MT L’étude de sélectivité à ce niveau nous permettra de s’assurer de déclenchement des disjoncteurs des départs 10KV avant celui de l’arrivée transformateur lors d’un défaut survenant au niveau des arrivées 10KV par exemple Lors d’une surcharge : Notons : IrthA: Réglage disjoncteur arrivée transformateur ; IrthB : Réglage disjoncteur départ 10KV. Le rapport IrthA / IrthB =3250/ 1625 = 2 donc le déclenchement est sélectif. Le courant de court-circuit : Au point B est de 31,5KA, donc le pouvoir de coupure de disjoncteur est 31,5KA (valeur normalisée). Or les courants de réglage de court-circuit ont pour expression : IrccA=0,8*Iccb(A)=10,66 K A Nous remarquons que 31,5KA donc la sélectivité ampéremétrique est assurée.

71

Projet de fin d’études Sélectivité entre amont et aval du transformateur 60/10 KV :

Figure 26: Schéma unifilaire du transformateur de puissance

Lors d’une surcharge : Le rapport IrthA / IrthB = 4041,6 / 3250= 1,24 La sélectivité ampéremétrique n’est donc pas assurée totalement. Elle est partielle. Pour assurer une sélectivité totale, nous avons introduit une temporisation permettant de donner au relais du disjoncteur amont un certain temps avant de s’ouvrir en cas de non ouverture de celui aval. Lors d’un court-circuit triphasé : Nous remarquons que les courants de court-circuit mesurés que ce soit par le TC en amont du disjoncteur B ou le TC bushing sont presque égaux puisqu’il s’agit des extrémités de la même ligne et dont la résistance est assez négligeable. Ainsi et pour assurer la sélectivité entre les deux relais des disjoncteurs A et B, nous avons introduit une temporisation adéquate. La temporisation à choisir (pour les deux cas : surcharge et court-circuit) est estimée à une valeur de : 0,3s (le plan de protection de l’ONE l’exige) La bobine du disjoncteur de l’arrivée 60KVest actionnée dans les cas suivants : - un défaut sur la liaison transformateur –disjoncteur. - un défaut mesuré par le bushing du transformateur. - un défaut de masse cuve du transformateur. Dans ces cas, c’est le relais du disjoncteur A qui déclenche, puis il envoie un ordre au relais du disjoncteur B pour s’ouvrir et isoler le transformateur. Il s’agit ici d’une sélectivité logique.

72

Projet de fin d’études Sélectivité entre départ 60 KV et tranche transformateur 60/10 KV :

Figure 27: Schéma unifilaire de la tranche transfos et du départ 60 KV Lors d’une surcharge : Le rapport IrthA / IrthB =880/673,6=1,3 Donc le déclenchement est sélectif. La sélectivité ampéremétrique n’est donc pas assurée totalement. Elle est partielle. Pour assurer une sélectivité totale, nous avons introduit une temporisation permettant de donner au relais du disjoncteur amont un certain temps avant de s’ouvrir en cas de non ouverture de celui aval. Le courant de court-circuit : Au point B Icc est de 18,47 KA, donc le pouvoir de coupure de disjoncteur est 20 KA (valeur normalisée). Or les courants de réglage de court-circuit ont pour expression : IrccA=0,8*Iccb(A)=8,3 KA Nous remarquons que 20KA donc la sélectivité ampéremétrique est assurée. La temporisation à choisir est estimée à une valeur de : 0,3s (le plan de protection de l’ONE l’exige).

73

Projet de fin d’études

Vérification par Logiciel Présentation du logiciel ETAP 7.1 Pour un réseau quelconque la meilleure façon d’analyser et de comprendre son fonctionnement est de tracer un schéma unifilaire qui tient compte de toutes ses caractéristiques. C’est pour ces raisons que nous avons choisis de tracer sur un logiciel professionnel le schéma unifilaire de l’installation en étude. Le schéma tracé offre la possibilité d’ajouter ou de retrancher un moteur, un transformateur, un câble ou autres appareils et de faire plusieurs types de simulation. Pour ce faire, il faut choisir un logiciel industriel très développé et qui a une base de donnée très riche pour pouvoir choisir n’importe quelle appareil de n’importe quel fabriquant (Siemens, Allen Bradly, Schneider, Alstom…) Ces critères m’ont amené à choisir un logiciel de renommé internationale et qui offre des résultats plus exactes en se basant sur les règles de calcul précisées par les normes ANSI et CEI. ETAP est un logiciel intégrant totalement tous les outils électriques que ce soit, d'alimentation ou d’analyse systémique. Les ingénieurs utilisent ETAP dans des milliers entreprises et services publics d'électricité à travers le monde pour la conception, l'analyse, la maintenance et l'exploitation de systèmes d'alimentation électrique. Le réseau AC comprend les modules suivants ETAP: Pour notre projet on a surtout vérifié la simulation du réseau de terre (tout en l’important à partir du logiciel AUTOCAD) par la méthode des éléments finis, on a fait aussi l’analyse des différents scénarios pour le calcul des courants de courts-circuits sous ETAP7.1. Pour les résultats de calcul voir Annexe HT-3.

74

Projet de fin d’études

Partite II : Étude de l’installation basse tension du poste PJTPP 60KV/10KV à l’OCP JHORF

75

Projet de fin d’études

Introduction générale Les services auxiliaires d’un poste assurent la distribution et parfois la production des différentes formes d'énergies (courant continu ou courant alternatif), dont il est nécessaire de disposer, afin de garantir le fonctionnement de l'appareillage haute tension. Les services à assurer sont relatifs à l'alimentation des : - moteurs des disjoncteurs - circuits de chauffage des coffrets et armoires du matériel extérieur et des locaux - équipements de conduite et de contrôle (protections, automates) - équipements de télécommunications - redresseurs (charge des batteries) - équipements de télécommande - circuits d'éclairage des installations extérieures et des bâtiments Les services auxiliaires sont organisés sous formes des tranches alimentées par : - Deux transformateurs des services auxiliaires (TSA) - Deux batteries : une de 127 V et une de 48

Figure 28: Schéma unifilaire simplifié des services auxiliaires L'alimentation est assurée en triphasé 220/380 V par deux transformateurs MT/BT. Un dispositif automatique assure, lors d'un manque de tension sur un transformateur, la permutation de l'alimentation sur le second, ce dispositif comporte un verrouillage électrique et mécanique afin d'interdire une mise en parallèle des transformateurs de services auxiliaires qui doivent avoir une puissance suffisante pour alimenter l'ensemble des auxiliaires. Les organes de commande, de contrôle et de protection des postes doivent fonctionner de façon absolument sûre et permanente, leur alimentation en courant continu est assurée par des batteries et chargeurs.

76

Projet de fin d’études

Chapitre IDimensionnement des chargeurs et batteries 1- Hypothèse de dimensionnement des chargeurs et batteries : Données : - Id : Le courant de démarrage du moteur de disjoncteur - In : Le courant nominal du moteur de disjoncteur - Pnp : la puissance permanente - Pdclt : la puissance de déclenchement - Pdm : la puissance de démarrage - Pm : la puissance nominale du moteur de disjoncteur - Coefficient de vieillissement : 1.1 - Vn=la tension nominale : 127V ou 48 V Hypothèses : Les hypothèses de dimensionnement des batteries et chargeurs sont : Répartition des puissances consommées en courant continu : - Pnp : la puissance permanente : c’est la puissance consommée en permanence par les relais de la tranche protégée. - Pdclt : la puissance de déclenchement : c’est la puissance nécessaire pour l’excitation des relais assurant l’enclenchement du moteur disjoncteur - Pdm : c’est la puissance nécessaire pour assurer le démarrage du moteur disjoncteur. - Pm : c’est la puissance nominale de moteur de disjoncteur - le courant de démarrage des moteurs disjoncteurs est de l’ordre de 5*In - Les batteries auront une autonomie de 10 heures et elles doivent assurer le secours des blocs continue dans le cas le plus défavorable de fonctionnement, ce cas correspond à un déclenchement du disjoncteur HT par heure. L’hypothèse ainsi expliquée permet d’établir le graphe suivant :

Figure 29: Hypothèse de calcul de la batterie

77

Projet de fin d’études

2- Méthodologie de calcul Calcul des différentes puissances consommées par les tranches : Pnp=Puissance permanente totale*1.1 (facteur de vieillissement de 1,1 appliqué) Pdm=Puissance totale de démarrage+Pnp Pm=Puissance totale nominale des moteurs +Pnp Pdclt= Puissance totale d’enclenchement +Pnp Calcul les courants correspondants à chaque puissance calculée : Inp= Pnp/Vn Idm=Pdm/Vn Im=Pm/Vn Idclt=Pdclt/Vn Calcul des différentes capacités des batteries à base des courants qui doivent être fournies et du temps de fonctionnement correspondant : Qnp=Inp*10*3584.7/3600 Qdm=Idm*10*1/3600 Qdclt=Idclt*10*1/3600 Qm=Im*10*20/3600 La capacité de la batterie: Qt=Qnp+Qdm+Qm+Qdclt Le chargeur, quant-à-lui, est dimensionné en calculant le courant de charge qu’il doit supporter. Ainsi, et vu qu’il alimente à la fois la batterie et les récepteurs en aval, il est naturel que le courant de charge soit égal à la somme du courant transité dans la batterie et le courant permanent transitant dans l’ensemble des récepteurs. Ich=Qt/10 +Inp

3- Bilan de puissance et dimensionnement de la batterie de l’armoire 127Vcc Afin d’élaborer le bilan de puissance des armoires 127Vcc, on détermine les consommations des relais correspondants à chaque tranche en utilisant les catalogues de GE :

Tableau 9: Consommation des relais GE Relais GE

Consommation minimale (VA)

F650 T35 L30 B90 B30

25 35 35 35 35

Consommation maximale(VA) 45 75 75 75 75

Le bilan de puissance de l’armoire 127Vcc se présente dans le tableau 28 de l’annexe BT-1. Résultat de calcul : Une fois, les différentes puissances sont calculées, on procède au calcul de la capacité de la batterie et le courant de charge du chargeur :

78

Projet de fin d’études Pnp=1035*1.1=1138.5 VA Pdm= 25558.5VA Pm= 6022.5VA Pdclt= 4270VA Inp=Pnp/127=9A Idm=Pdm/127=201.24A Im=Pm/127=47.42A Idclt=Pdclt/127=33.62A Qnp=Inp *10* 3584.7/3600= 89.6A.H Qdm= Idm *10* 1/3600=0.6A.H Qm=Im *10* 14/3600= 1.85A.H Qdclt=Idclt*10* 0.3/3600=0.03 A.H Qt=Qnp+Qdm+Qm+Qdclt 92.1A.H Donc : La batterie à choisir a une capacité de 100A.H Ich = Inp + Q/10 =19A

4- Bilan de puissance et dimensionnement de la batterie de l’armoire 48Vcc L’armoire des services auxiliaires 48V est destinée à alimenter les signalisations et les alarmes du poste .Pour les signalisations, elles sont utilisées pour superviser les protections et chacune fournit une information comme le montre le tableau 29 de l’annexe basse tension-1. Les alarmes sont utilisées pour signaler les défauts dans les transformateurs et les déclenchements des disjoncteurs HTB, HTA. Le bilan de puissance de l’armoire 48Vcc se présente dans le tableau 30 de l’annexe basse tension-1. L’armoire 48V alimente que des charges permanentes et nous avons : P=1.1*657=722.7VA Capacité totale =15.1*10=151A.H Donc : La capacité de la batterie à choisir est 200 A.H Ich= Inp + Q/10 =36A

79

Projet de fin d’études

Chapitre IIDimensionnement des transformateurs des services auxiliaires et dimensionnement des canalisations 1- Dimensionnement des transformateurs des services auxiliaires : Afin d’établir le bilan de puissance global de l’installation soit donc de l’armoire à courant alternatif, il faudrait ainsi connaitre les puissances des différents récepteurs à alimenter ainsi que la puissance calculée des chargeurs 127Vcc et 48Vcc. Le bilan de puissance d’une installation nécessite la détermination des coefficients d’utilisation, de simultanéité et le facteur de puissance comme le montre les tableaux 31 et 32 de l’annexe basse tension-1. Le bilan de puissance de l’armoire à courant alternatif se présente dans le tableau 33 de l’annexe basse tension-1. Résultat : D’après le bilan de puissance total, la puissance que doit fournir le TSA pour assurer l’alimentation des services auxiliaires est de 60KVA, cette puissance est inférieure à 100KVA précisée dans le cahier des charges.

2- Dimensionnement des canalisations : L’ensemble des conducteurs et protections associées est déterminé de manière à satisfaire à toutes les contraintes de fonctionnement. L’étude de l’installation consiste à déterminer précisément les canalisations et leurs protections électriques en commençant de l’origine de l’installation des auxiliaires (transformateurs des services auxiliaires TSA) pour aboutir aux circuits terminaux (récepteurs). Chaque ensemble, constitué par la canalisation et sa protection, doit répondre simultanément à plusieurs conditions qui assurent la sûreté de l’installation : - Véhiculer le courant d’emploi permanent et ses pointes transitoires normales. - Ne pas engendrer de chutes de tension susceptibles de nuire au fonctionnement de certains récepteurs (démarrage d’un moteur par exemple). Méthode de dimensionnement des câbles BT Calcul de la section nécessaire pour résister à l’échauffement en régime permanent : Pour calculer la section de l’échauffement en régime permanent, on suit la démarche suivante: - Définir les conditions d’installation et d’environnement envisagées, - Calculer l’intensité fictive qui s’obtient en divisant l’intensité à transporter par les coefficients de correction, ceux-ci traduisent l’influence des conditions d’installation et d’environnement, - Retenir, d’après les tableaux des caractéristiques du conducteur ou du câble choisi, la section la plus petite permettant de transporter l’intensité fictive. Calcul de la section thermique de court-circuit: Lors du passage d'un courant de court-circuit dans les conducteurs d'une canalisation pendant un temps très court (jusqu'à cinq secondes), l'échauffement est considéré adiabatique; cela signifie que l'énergie emmagasinée reste au niveau du métal de l'âme et n'est pas transmise à

80

Projet de fin d’études l'isolant. Il faut donc vérifier que la contrainte thermique du court-circuit est inférieure à la contrainte thermique admissible du conducteur. Pour validation de la contrainte thermique en cas de court-circuit, il faut vérifier la relation suivante :

S

Icc*

√

Avec : tc : temps de coupure des dispositifs de protection en seconde S : section des conducteurs en mm² Icc : courant de court-circuit Détermination de la chute de tension : La vérification de la chute de tension est recommandée pour s’assurer qu’elle est conforme aux normes, elle doit être vérifiée entre l’origine de l’installation et l’utilisation. Si la chute de tension est acceptable, la section normalisée sera donc la section juste supérieure à la section trouvée .Sinon, il faut augmenter la section et revérifier la chute de tension jusqu’à l’obtention d’une chute de tension conforme à la norme. La chute de tension est calculée en appliquant la formule suivante : En triphasé :

En monophasé :

Avec L: La longueur du conducteur en km IB: Courant d’emploi en A R: La résistance linéique du conducteur en Ω /km. ρ: La résistivité du conducteur en Ω.m S: La section du conducteur en mm² U: Tension nominale entre phases. V: Tension nominale entre phase et neutre. Le cahier des charges exige que la chute de tension entre l'origine de l'installation et tout point d'utilisation ne doive pas être supérieure aux valeurs du tableau suivant :

81

Projet de fin d’études Courant alternatif : Tableau 10: Les chutes de tension admissibles en courant alternatif

Courant continu : Tableau 11: Les chutes de tension admissibles en courant continu

Exemple de calcul Nous proposons de détailler le calcul de la canalisation Signalisations du départ 60kV-1: Nous avons P =65VA Donc Ib= = 1.35A Le courant normalisé juste supérieur est In=1.6A La protection est assurée par un disjoncteur, donc le courant admissible IZ est égale au courant nominal IN : Nous avons IZ=IN =1.6A Nous avons des câbles multiconducteurs en cuivre posés sur les caniveaux fermés, sous une température de 40°C, ces conducteurs sont isolés en PVC. A partir des tableaux 34,35, 36 et 37 de l’annexe basse tension-1 nous avons la lettre de sélection et les facteurs de correction suivants : Coefficient Valeur Lettre de sélection B K1 0.95 K2 0.8 K3 0.87 Le facteur de correction à appliquer sera donc : K=K1*K2*K3=0.95*0.8*0.87=0,66 Donc : Iz'=Iz/K Iz'= 2.42A La lecture sur le tableau 38 de l’annexe basse tension-1 donne une section de : Sph= 1.5 mm² - Vérification de la contrainte thermique en cas de court-circuit :

82

Projet de fin d’études Pour la validation de la contrainte thermique en cas de court-circuit, il faut vérifier la relation suivante :

S

√tc

Icc* K

Icc : Courant de court-circuit maximal égal à 2,28KA K : pour un conducteur de cuivre isolé en PVC k=115. tc : temps de coupure du disjoncteur On a S