Etude Des Protections Electriques de La [PDF]

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ETUDE DES PROTECTIONS ELECTRIQUES DE LA LIGNE HTA 33 kV KAYA – DORI MEMOIRE POUR L’OBTENTION DU DIPLOME D’INGENIEUR OPTION : GENIE ELECTRICITE ET ENERGETIQUE

-----------------------------------------------------------------Présenté et soutenu publiquement le 30-06-2017 par : Yiwalo John Willy Arnold BATIONO Justin BASSOLE Enseignant au département Génie Electrique, Energétique et Industriel (GEEI) 2iE Christian AKA Responsable Etudes et Suivis Affaires INEO BURKINA Jury d’évaluation du stage: Président : Dr. Ahmed Ousmane BAGRE Membres et correcteurs :

Justin BASSOLE Moussa KADRI

Promotion [2015/2016]

Institut International d’Ingénierie Rue de la Science - 01 BP 594 - Ouagadougou 01 - BURKINA FASO Tél. : (+226) 50. 49. 28. 00 - Fax : (+226) 50. 49. 28. 01 - Mail : [email protected] - www.2ie-edu.org

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DEDICACES

Je dédie ce mémoire A Dieu très Saint Père tout Puissant et Miséricordieux Aux êtres les plus chers à mon cœur, mon père BATIONO Valentin, ma mère BATIONO/COULIBAY Abibata qui ont toujours cru en moi et qui m’ont encouragé. A ma sœur BATIONO Claudia Félicie Awa A mes très chers amis, ainsi qu’à mes camarades de la promotion. A tous ceux et celles qui ont contribué à la réalisation de ce projet.

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REMERCIEMENTS Je tiens à remercier tout particulièrement ma famille, qui m’a soutenu par ses prières, ses encouragements, et accordé la liberté d’action et la patience nécessaires pour surmonter les obstacles et réaliser ce travail J’exprime ma reconnaissance et ma gratitude à l’Administration ainsi qu’à l’ensemble du Corps Enseignant de l’Institut International d’Ingénierie de l’Eau et de l’Environnement. J’adresse mes remerciements à Monsieur Justin BASSOLE mon encadreur académique, Enseignant au département Génie Electrique, Energétique et Industriel à l’Institut International de l’Eau et de l’Environnement (2iE) pour l’honneur qu’il m’a faite en acceptant d’assurer mon encadrement. Je remercie le Conducteur de Travaux Principal de la Société INEO BURKINA, Monsieur Franco DE CESARE pour m’avoir permis d’effectuer ce stage au sein de leur société afin d’approfondir mes recherches. Mes très sincères remerciements vont également à Monsieur Christian AKA, Responsable Etudes et Suivis Affaires INEO BURKINA et à Monsieur Samuel YAO, Ingénieur Affaires INEO BURKINA, pour m’avoir accueilli et encadré en tant que stagiaire dans leur Département. Mes remerciements aux travailleurs de INEO Burkina que j’ai côtoyé, particulièrement pour leurs précieuses aides et leurs encouragements. Mes remerciements vont également aux Membres du Jury pour l’intérêt qu’ils porteront au travail en acceptant l’examiner. Je ne saurai oublier dans ces remerciements, mes Amis et Camarades de classe de L’Institut International de l’Eau et de l’Environnement (2iE), pour tous ces agréables moments passés ensemble. A toutes les personnes qui ont contribué à la réalisation de ce projet. Qu’elles trouvent ici, l’expression de ma profonde gratitude.

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RESUME Le thème de notre étude est porté sur les dispositifs de protection de la ligne électrique Kossodo – Ziniaré – Kaya – Dori – Gorom d’une longueur totale de 335 km. Les lignes Kossodo – Ziniaré – Kaya et Dori – Gorom sont déjà existantes et la nouvelle interconnexion réalisée est la ligne Kaya-Dori longue de 165 km. Notre étude a consisté à faire le choix des dispositifs de protection pour le poste électrique de Dori et Kaya, ensuite à choisir la sélectivité adéquate à appliquer entre chaque protection, et le réglage de ces protections des différents postes électriques de chaque ville. Pour l’atteinte des objectifs nous avons défini un plan de protection pour pouvoir choisir des éléments de protection contre les principaux défauts affectant les réseaux et la détermination des réglages des unités de protections. Ce plan a permis le réglage de chaque fonction de protection grâce aux valeurs obtenues à l’issue de calculs basés sur les caractéristiques détaillées des éléments de l’installation. Chaque fonction de protection est réglée afin d’obtenir les performances optimales dans l’exploitation du réseau. Pour cette étude nous avons effectué les différents calculs de courant de court-circuit que nous ensuite vérifié à l’aide du logiciel NEPLAN. Avec Neplan nous avons modéliser notre réseau électrique et calculer les différents courants de courts-circuits. Le calcul des courants de courtscircuits maximal triphasé nous a permis de faire le choix des dispositifs de coupure. Pour le réglage des protections le calcul des courants de courts-circuits minimal biphasé et phase-terre plus des hypothèses de calcul sont nécessaires au réglage des protections. Après le choix des protections et les valeurs de réglage obtenues, nous avons fait le choix du mode de sélectivité adéquat à notre système de protection et ainsi fait une proposition de valeurs de réglage des protections. Le projet est déjà réalisé, il a pris fin le 20 mars 2017 et a coûté 8 316 829 550 FCFA. Mots clés 1 – Sélectivité et Protections 2 – Réseau de distribution 3 – Modélisation 4 – Calcul des courants de courts-circuits minimal 5 – Réglage des protections

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ABSTRACT The subject of our study is the protection devices of the Kossodo - Ziniaré - Kaya - Dori Gorom power line with a total length of 335 km. The lines Kossodo - Ziniare - Kaya and Dori - Gorom are already existing and the new interconnection realized is the line Kaya - Dori long of 165 km. Our study consisted in selecting the protective devices for the Dori and Kaya electrical substation, then choosing the appropriate selectivity to be applied between each protection and the adjustment of these protections of the different substations in each city. For the achievement of the objectives we have defined a protection plan for the choice of protection elements against the main defects affecting the networks and the determination of the settings of the protective units. This plan allowed the adjustment of each protection function thanks to the values obtained from calculations based on the detailed characteristics of the plant elements. Each protection function is set to achieve optimum performance in network operation. For this study we performed the various short circuit current calculations which we then verified using the NEPLAN software. With Neplan we have modeled our electrical network and calculated the different short-circuit currents. The calculation of the three-phase maximum short-circuits currents enabled us to choose the switching devices. In order to adjust the protections, the calculation of the minimum bi-phase and phase-to-earth short-circuit currents plus the calculation assumptions are necessary for the adjustment of the protections. After selecting the protections and the adjustment values obtained, we have chosen the mode of selectivity that is adequate for our protection system and thus makes a proposal for the adjustment values of the protections. The project is already completed, it ended on March 20, 2017 and cost 8,316,829,550 FCFA. Keywords 1 - Selectivity and Protections 2 - Distribution network 3 - Modeling 4 - Calculation of minimum short-circuit currents 5 - Adjusting the protections

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SIGLES ET ABREVIATIONS A : Ampère

kV : kilovolt

AFD : Agence Française de Développement

kVA : kilovolt-ampère

ANSI : American National Standards Institute M.C.E : Multiple-Concept-Energies BT : Basse Tension

PM : Partie métallique

BPN : Bobine de Point Neutre

SARL : Société Anonyme à Responsabilité limité

CEI : Commission Electrotechnique

SICOBAT : Suivi-Ingénierie-Contrôle-Travaux-Bâtiment

Internationale

SONABEL : Société Nationale d’Electricité du Burkina Faso

GEEI : Génie Electrique, Energétique et

SF6 : Hexafluorure de soufre

Industriel Sn : Puissance apparente en kVA HTA : Haute Tension catégorie A T : temps HTB : Haute Tension catégorie B TC : Transformateur de Courant I : Intensité ou courant Un : tension nominale Iccbimini : courant de court-circuit biphasé minimum Imésuré : courant mesuré Imax : courant maximal Ir : courant de réglage Ior : courant homopolaire de réglage Irsd : courant résiduel InTC : courant nominale du Transformateur

UTE : Union Technique de l’Electricité X’’d : réactance subtransitoire X2 : réactance inverse Xo : réactance homopolaire Zn : impédance nominale Zcc : impédance de court-circuit Zd : impédance directe

de courant

Zi : impédance inverse

3Ico : courant capacitif homopolaire

Zo : impédance homopolaire

3Io : courant de défaut homopolaire

Ω : Ohm

JDB : Jeu De Barre

2iE : Institut International d’Ingénierie de l’Eau et de l’Environnement

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LISTE DES FIGURES Figure 1: Organigramme INEO BURKINA 2015 ..................................................................... 4 Figure 2: Interconnexion Kaya-Dori .......................................................................................... 6 Figure 3: Architecture d'un réseau ............................................................................................. 7 Figure 4:Schéma unifilaire de la ligne électrique 33 kV de la ligne Kossodo-Ziniaré-Kaya-Dori .................................................................................................................................................... 8 Figure 5:Trois enroulements montés en étoile avec un point commun.................................... 10 Figure 6: Trois enroulements montés en triangles ................................................................... 10 Figure 7: Les différents types de courts-circuits pour un système triphasé ............................. 13 Figure 8: Symbole de la protection à maximum de courant .................................................... 15 Figure 9: Protection à maximum de courant à temps indépendant instantanée ....................... 16 Figure 10: Protection à maximum de courant à temps indépendant avec temporisation ......... 16 Figure 11: Protection à maximum de courant à temps inverse ................................................ 16 Figure 12: Courant résiduel Isrd............................................................................................... 17 Figure 13: Mesure du courant résiduel par trois transformateurs ............................................ 17 Figure 14: Mesure du courant résiduel par un transformateur tore .......................................... 18 Figure 15: Utilisation d’un transformateur de mesure dans une chaîne de protection ............. 20 Figure 16: Schéma unifilaire du réseau de la ligne électrique ................................................. 24 Figure 17: Interface d'accueil de Neplan .................................................................................. 36 Figure 18:Réseau modélisé (Kossodo alimente les charges de Dori) ...................................... 37 Figure 19: la bobine de point neutre connecté à Dori et à Kossodo ......................................... 42 Figure 20: Courant de court-circuit phase-terre départ et arrivée ............................................ 43 Figure 21: Cellule F400............................................................................................................ 44

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LISTE DES TABLEAUX Tableau 1: Projets de ligne haute tension réalisés par ENGIE INEO BURKINA au Burkina Faso ............................................................................................................................................ 2 Tableau 2 : Tableau des domaines de tensions [1] ..................................................................... 7 Tableau 3 : Modes de raccordement du point neutre ............................................................... 11 Tableau 4: Les fonctions de protection .................................................................................... 15 Tableau 5 : Protections spécifiques aux éléments du réseau .................................................... 18 Tableau 6 : Formules pour le calcul des courants de court-circuit........................................... 25 Tableau 7: Résultat des calculs d'impédance ........................................................................... 27 Tableau 8: Valeur du facteur de tension C ............................................................................... 27 Tableau 9: Résultat des courants de court-circuit triphasé ....................................................... 28 Tableau 10: Résultat des courants de court-circuit biphasé ..................................................... 29 Tableau 11: Résultat des calculs des impédances homopolaire ............................................... 30 Tableau 12: Résultat des courants de court-circuit phase-terre................................................ 31

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TABLE DES MATIERES DEDICACES ................................................................................................................................ i REMERCIEMENTS.................................................................................................................... ii RESUME ................................................................................................................................... iii ABSTRACT ............................................................................................................................... iv SIGLES ET ABREVIATIONS .................................................................................................... v LISTE DES FIGURES................................................................................................................ vi LISTE DES TABLEAUX .......................................................................................................... vii INTRODUCTION GENERALE .................................................................................................. 1 1.1.

Présentation de la structure d’accueil : ENGIE INEO BURKINA ...................... 2

1.2.

Présentation du projet de construction de la ligne HTA 33kV de

l’interconnexion Kaya-Dori .............................................................................................. 5 I. GENERALITE SUR LA SELECTIVITE ET LA PROTECTION ............................................. 6 2.1. Définition des concepts............................................................................................. 6 2.2. Architecture du réseau ............................................................................................. 7 2.2.1. Structure générale de la ligne électrique 33 kV Kossodo-Ziniaré-KayaDori .................................................................................................................................... 8 2.3. Schéma de liaison à la terre ..................................................................................... 9 2.3.1. Les différentes liaisons à la terre .................................................................. 10 2.4. Principaux défauts affectant les réseaux ............................................................ 12 2.4.1. Les courts-circuits ............................................................................................ 12 2.4.2. Les autres types de défauts ............................................................................. 14 2.5. Les fonctions de protections et leurs applications............................................ 14 2.5.1. Protection à maximum de courant phase .................................................... 15 2.5.2. Protection à maximum de courant terre ...................................................... 17 2.5.3. Nécessité d’un système de protection .......................................................... 18 viii

2.5.4. Protection des différents éléments du réseau ............................................ 18 2.6. Les réducteurs de mesures .................................................................................... 19 2.6.1. Constitution des réducteurs de mesures ..................................................... 20 2.7. Les dispositifs de coupure ...................................................................................... 20 2.8. Les différents systèmes de sélectivités ................................................................ 21 II. ETUDE DE LA PROTECTION DE LA LIGNE 33KV KAYA-DORI................................... 23 3.1. Schéma unifilaire du réseau cible......................................................................... 23 3.2. Choix et Présentation de la norme de calcul ...................................................... 25 3.3. Calcul des courants de court-circuit..................................................................... 25 3.3.1. Calcul des courants de courts-circuits triphasé ......................................... 26 3.3.2. Calcul des courants de courts-circuits biphasés ........................................ 28 3.3.3. Calcul des courants de courts-circuits terre ............................................... 29 3.4. Synthèse des résultats des courants de courts-circuits ................................... 31 3.4.1. Synthèse des résultats des courants de courts-circuits triphasé............ 32 3.4.2. Synthèse des résultats des défauts biphasés .............................................. 33 3.4.3. Synthèse des résultats des défauts phase-terre ......................................... 34 3.5. Calculs des courants de court-circuit par le logiciel NEPLAN ......................... 35 3.5.1. Présentation de NEPLAN ................................................................................. 35 3.5.1. Synthèse des résultats des défauts triphasés ............................................. 38 3.5.2. Synthèse des résultats des défauts biphasés .............................................. 39 3.5.3. Synthèse des résultats des défauts phase-terre ......................................... 40 3.6. Analyse des résultats............................................................................................... 41 3.6.1. Résultats des courants de courts-circuits triphasés ................................. 41 3.6.2. Résultats des courants de courts-circuits biphasés .................................. 42 3.6.3. Résultats des courants de courts-circuits phase- terre ............................ 42 3.7. Choix des protections .............................................................................................. 43 ix

3.7.1. Description générale de la gamme FLUAIR F400 ....................................... 43 3.8. Choix du mode de sélectivité pour le réglage des protections ....................... 46 3.8. Réglage des protections phases et terre (homopolaire) ................................. 46 3.8.1. Principe de réglage des protections des départs de lignes contre les défauts de phases ......................................................................................................... 47 3.8.2. Principe de réglage des protections de lignes contre les défauts terre . 47 3.8.3. Mode de temporisation .................................................................................... 48 3.9. Proposition de valeurs de réglages ....................................................................... 48 3.9.1. Proposition de valeurs de réglages des protections de phases ............... 49 3.9.2. Proposition de valeurs de réglages des protections terre ........................ 51 3.10. Vérification de la sélectivité entre les protections ......................................... 53 3.10.1. Vérification de la sélectivité entre les protections des phases ............. 53 3.10.2. Vérification de la sélectivité entre les protections terres...................... 54 III. DISCUSSION ET ANALYSE .............................................................................................. 56 IV. EVALUATION DU COUT DE REALISATION DU PROJET............................................. 58 V. IMPACTS ENVIRONNEMENTAL ET SOCIAL .................................................................. 59 6.1. Les impacts positifs du projet................................................................................ 59 6.2. Les impacts négatifs du projet................................................................................ 59 VI. CONCLUSION .................................................................................................................... 61 VII. RECOMMANDATIONS - PERSPECTIVES ..................................................................... 62 BIBLIOGRAPHIE .................................................................................................................... 63 WEBOGRAPHIE ..................................................................................................................... 63 VIII. ANNEXE .......................................................................................................................... 64

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INTRODUCTION GENERALE La protection des réseaux électriques désigne l’ensemble des appareils de surveillance et de protection assurant la stabilité d’un réseau électrique. Cette protection est nécessaire pour éviter la destruction accidentelle d’équipement coûteux et pour assurer une continuité de l’alimentation électrique. Un réseau électrique comporte trois parties : la production, le transport haute tension et la distribution en haute et basse tension. Dans l’une ou l’autre de ses parties, chaque ouvrage peut être l’objet d’incidents, tels que le court-circuit. Pour éviter que ces incidents ne détruisent les ouvrages et ne soit un danger pour l’homme, toute une gamme d’appareillage est installée pour assurer la protection. Parmi ces appareils, on peut citer les disjoncteurs, interrupteurs-sectionneurs commandés par des relais de protections chargés de mettre hors tension la partie en défaut. Les systèmes de protections permettent d’assurer la sécurité des personnes et des matériels. Pour cela, ils doivent pouvoir : détecter et éliminer les défauts le plus rapidement ; assurer la protection des biens et des personnes ; Pour assurer un bon fonctionnement du système de protection, on est amené à choisir le mode sélectivité adéquat et assurer un bon réglage des protections. La sélectivité entre les protections a pour but d’assurer la continuité de service et de garantie la fonction secours entre les différents éléments de la protection. Ils constituent le thème du présent travail : « Etude des protections électriques de la ligne HTA 33 kV Kaya – Dori ». Notre problématique est la suivante : Savoir choisir le mode de sélectivité adéquate à notre réseau afin de proposer un réglage des protections contre les défauts. Pour répondre à cette problématique, nous avons organisé notre mémoire comme suit : dans un premier temps, nous avons présenté les généralités sur la sélectivité et la protection, où nous avons défini des concepts, présenté les défauts pouvant affecté le réseau, les équipements de protections et autres appareillages intervenants pour le bon fonctionnement du réseau ; dans un second temps, consacré à la modélisation et aux calculs des défauts de notre interconnexion, aux choix du mode de sélection, aux principes de réglage des protections et la proposition des valeurs de réglage ; enfin le travail se termine par une conclusion et des recommandations que nous avons proposées. 1

CONTEXTE GENERAL DU PROJET Au sein d’un réseau électrique, la protection des biens et des personnes nécessite la mise en place d’un plan de protection s’appuyant sur la définition et le réglage d’équipements de protection respectant certains principes de sélectivité. C’est-à-dire que chaque protection doit déclencher pour les défauts qui lui sont affectés et ne pas déclencher intempestivement pour les autres. Pour mener à bien notre étude, nous allons réaliser dans un premier temps des calculs de courants de court-circuit en tout point du réseau concerné. L’objectif est d’identifier les valeurs maximales et minimales des courants de défaut que doivent éliminer les protections, ensuite l’analyse des résultats obtenus et le choix des dispositifs de protections, du mode de sélectivité pour le réglage des protections. 1.1.

Présentation de la structure d’accueil : ENGIE INEO BURKINA ENGIE INEO BURKINA est une entreprise française spécialisée en génie électrique.

Engie Ineo fait partie du groupe Engie, l’un des premiers énergéticiens au niveau international. ENGIE INEO BURKINA intervient sur des projets nécessitant une forte expertise dans le domaine du génie électrique, rattaché à la branche Energie Services. Elle est située au 432 rue 2906 Wemtenga – secteur 29 – 06 BP 9259 Ouagadougou 02. Ses domaines d’activité sont : • lignes de transport d’énergie ; • construction des postes électrique et centrales ; • réseaux HT-BT ; • énergie photovoltaïque. Les projets suivants ont été réalisés par ENGIE INEO BURKINA cités dans le tableau 1: Tableau 1: Projets de ligne haute tension réalisés par ENGIE INEO BURKINA au Burkina Faso

Année

Distance (km)

Niveau de tension en kV

Villes et localités concernées

1998

30

90

Ouaga

1999

155

225

Frontière Côte d’Ivoire-Bobo Dioulasso

2009

334

225

Bobo Dioulasso-Ouaga

2

2013

4

180

Komsilga

2013-2014

59

90

Pâ-Wona

2014-2015

4,2

180

Yaramoko

2016-2017

165

33

Kaya-Dori

La société est dirigée Monsieur Frédéric OLIVIER Directeur Régional Afrique de l’Ouest, la figure 1 nous montre comment est organisé la société :

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Directeur structure locale Frédéric OLIVIER Tél : +226 77 97 27 27

[email protected] Responsable Travaux Franco DE CESARE Tél : +226 78 06 7171

[email protected] Administration/Comptabilité Responsable Salomon AMEGAVI Tél : +226 78 06 71 71

Responsable affaire site / Suivi chantier / Etudes / Qualité

Logistique/Transit

Christian AKA Tél : +226 78 02 31 58

Logisticien Abdoul HEBIE Tél : +226 78 19 70 96

[email protected]

[email protected]

[email protected] Coordinateur travaux Comptable Salif GANEMTORE Tél : +226 78 47 61 25

[email protected]

Topographie Chef topographe Lambert SAWADOGO Tél : 00 226 72 36 25 99

[email protected] SOUS-TRAITANTS

Génie Civil

Transitaire

Samuel YAO Tél : +226 64 60 30 19

[email protected]

Levage

Basile NAGALO Tél : +226 78 88 65 94

[email protected]

Deroulage

Postes 33kV Génie civil

Postes 33kV Montage

Superviseur génie civil Césaire SOME Tél : +226 25 36 88 69

Superviseur montage Christian KOUAKOU Tél : +226 71 12 52 07

Chef de chantier Issa TRAORE Tél : 00 226 25 36 88 69

Chef de chantier Issa TRAORE Tél : 00 226 25 36 88 69

Chef de chantier Issa TRAORE Tél : 00 226 25 36 88 69

[email protected]

[email protected]

[email protected]

[email protected]

[email protected]

Chef de chantier Brahima KONE Tél : 00 226 68 42 63 68

Chef de chantier Brahima KONE Tél : 00 226 68 42 63 68

Chef de chantier Brahima KONE Tél : 00 226 68 42 63 68

SOUS-TRAITANTS

SOUS-TRAITANTS

[email protected]

[email protected]

[email protected]

SOUS-TRAITANTS

SOUS-TRAITANTS

SOUS-TRAITANTS

Figure 1: Organigramme INEO BURKINA 2015

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1.2.

Présentation du projet de construction de la ligne HTA 33kV de l’interconnexion Kaya-Dori

L’interconnexion Kaya-Dori, est l’un des projets initiés par la SONABEL dans le cadre du renforcement du taux d’électrification du pays financé par l’Agence Française de Développement (AFD). L’interconnexion est longue de 170 km. Ce projet est réalisé par la société ENGIE INEO BURKINA. (Voir figure 2) L’exécution de ce projet comprend deux grands volets que sont : • la construction de la ligne d’interconnexion 33 kV Kaya-Dori, la construction du réseau de distribution ainsi que l’éclairage publics des localités traversées (Pissila, Tougouri, Yalgo, Bani) ; • la construction d’un poste source de 33 kV à Dori et l’extension du poste source 33 kV de Kaya. Les travaux d’étude, de dimensionnement du projet et de construction de la ligne effectués par ENGIE INEO BURKINA, sont : l’implantation et le levage des supports électriques, le déroulage du câble HTA et du réseau de distribution BT, l’éclairage public. Les travaux de construction du poste de Dori (la partie génie civil et électrique) ont été effectués par des sous-traitants ainsi que les travaux d’extension du poste de Kaya. La partie électrique est réalisée par l’entreprise M.C.E (Multi-Concept-Energies) SARL dirigé par Monsieur Jonas BAYALA chargé en outre de l’installation et du raccordement des équipements tel que les armoires basse tension, les cellules arrivées, départs, transformateurs, autotransformateur et tous équipements intervenant dans le fonctionnement du poste. La partie génie civil est réalisée par l’entreprise SICOBAT (Suivi Ingénierie Contrôle Travaux Bâtiment) chargée de construire le bâtiment qui abritera les équipements, les chambres de tirages, puits perdus, fausses étanches, caniveaux et l’électrification, la climatisation, l’installation des prises de courant et des extracteurs d’air de tout le local.

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Figure 2: Interconnexion Kaya-Dori

I. GENERALITE SUR LA SELECTIVITE ET LA PROTECTION Tout réseau électrique, même exécuté dans les normes avec des matériaux de choix, peut être affecté par des défauts de causes et d’effets divers. Toutes perturbations influent sur les diverses grandeurs électriques caractérisant le fonctionnement normal de l’installation. Dès lors, il est nécessaire de mettre en place des appareils de protection avec une bonne sélectivité capable de détecter et d’éliminer rapidement les types de défauts pouvant survenir dans un réseau électrique. 2.1. Définition des concepts La sélectivité : c’est la coordination des dispositifs de coupure automatique pour qu’un défaut, survenant en un point quelconque du réseau, soit éliminé par le dispositif de protection placée immédiatement en amont du défaut, et par lui seul. La protection : c’est l’ensemble des dispositions destinées à la détection des défauts et des situations anormales des réseaux afin de commander le déclenchement d’un ou plusieurs disjoncteurs et si nécessaire, d’élaborer d’autres ordres de signalisations.

6

2.2. Architecture du réseau L’architecture du réseau de distribution électrique est plus ou moins complexe suivant le niveau de tension, la puissance demandée et la sûreté d’alimentation requise. (Voir figure 3)

Figure 3: Architecture d'un réseau

La nouvelle norme UTE C18-510 définit les niveaux de tension alternative comme suit dans le tableau 2 :

Tableau 2 : Tableau des domaines de tensions [1]

Valeur de la tension composée nominale (𝑼𝒏 en Volts) Domaines de Tension Très Basse Tension (TBT)

Tension Alternatif

Tension Continu

𝑼𝒏 ≤ 𝟓𝟎

𝑼𝒏 ≤ 120

7

Basse Tension (BT)

Haute Tension (HT)

BTA

50 < 𝑼𝒏 ≤ 500

120 < 𝑼𝒏 ≤ 750

BTB

500 < 𝑼𝒏 ≤ 1000

750 < 𝑼𝒏 ≤ 1500

HTA

1000 < 𝑼𝒏 ≤ 50 000

1500 < 𝑼𝒏 ≤ 75000

HTB

𝑼𝒏 > 50 000

𝑼𝒏 > 75 000

2.2.1. Structure générale de la ligne électrique 33 kV Kossodo-ZiniaréKaya-Dori La structure du réseau de la ligne électrique 33 kV Kossodo-Ziniaré-Kaya-Dori est un réseau de distribution de type HTA du point de vue de son niveau de tension et représentée par la figure 4 ci-dessous :

Figure 4:Schéma unifilaire de la ligne électrique 33 kV de la ligne Kossodo-Ziniaré-Kaya-Dori

Notre réseau de distribution comporte, un réseau amont, plusieurs jeux de barres, des autotransformateurs, des transformateurs et des lignes électriques. 8

•

le réseau amont : encore appelé source de production, il est destiné à mettre à la disposition de l’ensemble des consommateurs la possibilité d’un approvisionnement adapté à leurs besoins en énergie électrique ;

•

les jeux de barres (JDB) : appelé également « barres omnibus » est un conducteur en cuivre ou en aluminium de faible impédance auquel peuvent être reliés plusieurs circuits électriques appelés départ. En fonction du niveau de tension, ces jeux de barres sont soit à l’intérieur d’appareillage électrique appelé cellule, soit à l’extérieur à l’air libre ;

•

le transformateur : est un appareil statique transformant une énergie électrique porté par un courant alternatif de tension donnée en une énergie électrique portée par un courant alternatif de tension différente. Le transformateur peut être éleveur ou abaisseur de tension ;

•

l’autotransformateur : est un appareil statique destiné à transformer un système de courant alternatif en un système de courant alternatif de même fréquence, d’intensité et de tension. Le principe de l’autotransformateur est tout à fait similaire à celui du transformateur. La seule différence, les deux enroulements ne forment qu’un enroulement unique. On créer le secondaire en exploitant une partie du bobinage primaire.

•

les lignes électriques : elles transportent l’énergie électrique produite par les centrales électriques vers les consommateurs. Ces lignes sont aériennes, composées de câbles conducteurs généralement en alliage d’aluminium, suspendus à des supports, pylônes ou poteaux.

•

les postes électriques : est un élément du réseau électrique servant à la fois à la transmission et à la distribution d’electricité.il permet d’élever la tension électrique pour sa transmission, puis de l’abaisser en vue de sa consommation par les utilisateurs (particuliers ou industriels). Les postes électriques se trouvent aux extrémités des lignes, aussi au début d’un départ de transmission ou de distribution. 2.3. Schéma de liaison à la terre Dans une installation haute tension, le neutre peut être ou non relié à la terre. On parle

alors de schéma de liaison à la terre. Physiquement, le neutre est le point commun de trois enroulements montés en étoile que nous pouvons remarquer sur la figure 5.

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Figure 5:Trois enroulements montés en étoile avec un point commun

Dans le cas où les enroulements sont montés en triangles ci-dessous dans la figure 6, n’ayant pas de point commun, ou encore lorsqu’on a plusieurs appareils en parallèle, nous allons créer un point neutre grâce à la bobine de point neutre (BPN) encore appelé neutre artificiel. •

la bobine de point neutre (BPN) : est un appareil statique permettant de créer un point neutre à l’endroit à partir duquel le neutre est distribuer sur les nouvelles lignes à construire, et limiter le courant lors de défauts phase-terre sur le réseau.

Figure 6: Trois enroulements montés en triangles

Dans un réseau, le schéma de liaison à la terre joue un rôle très important. 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. 2.3.1. Les différentes liaisons à la terre Les différents modes de raccordement du point neutre à la terre sont indiqués sur le tableau 3. On distingue : •

le neutre directement mis à la terre ;

•

le neutre isolé, ou fortement impédant ; 10

•

le neutre mis à la terre par l’intermédiaire d’une résistance ;

•

le neutre mis à la terre par l’intermédiaire d’une réactance ;

•

le neutre mis à la terre par l’intermédiaire d’une réactance accordée (bobine de Petersen). Tableau 3 : Modes de raccordement du point neutre

Neutre mis directement à la terre Une liaison électrique est réalisée intentionnellement entre le point neutre et la terre Ph 1 Ph 2 Ph 3

N

Neutre isolé Il n’existe aucune liaison électrique entre le point neutre et la terre, à l’exception des appareils de mesure ou de protection Neutre fortement impédant Une impédance de valeur élevée est intercalée entre le point neutre et la terre Ph 1 Ph 2

Ph 3 N

ZN

Neutre mis à la terre par résistance Une résistance est intercalée volontairement entre le point neutre et la terre Ph 1 Ph 2 Ph 3

N

RN

Neutre mis à la terre par réactance Une réactance est intercalée volontairement entre le point neutre et la terre 11

Ph 1 Ph 2 Ph 3

N

LN

Neutre mis à la terre par bobine d’extinction de Petersen Une réactance accordée sur les capacités du réseau est volontairement intercalée entre le point neutre et la terre de sorte qu’en présence d’un défaut à la terre, le courant dans le défaut est nul Ph 1 Ph 2

Ph 3 If

C C

C

𝐼𝑓 : Courant de défaut 𝐼𝐿 : 𝑐𝑜𝑢𝑟𝑎𝑛𝑡 𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑙𝑎 𝑟é𝑎𝑐𝑡𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑑𝑒 𝑚𝑖𝑠𝑒 à 𝑙𝑎 𝑡𝑒𝑟𝑟𝑒 𝑑𝑢 𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑒

N LN

IL

𝐼𝑓 = 𝐼𝐿 + 𝐼𝐶 = 0

𝐼𝐶 ∶ 𝐶𝑜𝑢𝑟𝑎𝑛𝑡 𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑙𝑒𝑠 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡é𝑠 𝑝ℎ𝑎𝑠𝑒 − 𝑡𝑒𝑟𝑟𝑒 Ic

Le choix du schéma de liaison à la terre, dépend à la fois de la nature de l’installation et de celle du réseau. Il est également influencé par la nature des récepteurs, la recherche de la continuité de service et la limitation du niveau de perturbation imposé aux équipements sensibles. Nous n’allons pas étudier tous ces modes de raccordement, mais juste indiqué le mode utilisé par la SONABEL dans ce projet. La liaison utilisée par la SONABEL est le neutre mis à la terre par une impédance de limitation de courant de défaut terre d’une valeur de Zn =12,04 + j 65,36. La valeur de limitation du courant de défaut de terre est de 300 A. 2.4. Principaux défauts affectant les réseaux Le but est de caractériser les défauts se développant dans les réseaux et d’en déterminer les causes. 2.4.1. Les courts-circuits 2.4.1.1. Caractérisation des courts-circuits On peut définir les courts-circuits d’après 3 caractéristiques principales. •

Leur origine ✓ elle peut être mécanique : rupture de conducteurs, liaison électrique accidentelle entre deux conducteurs ;

12

✓ elle peut être électrique : suite à la dégradation de l’isolement entre phases, ou entre phase et masse ou terre, ou suite à une surtension d’origine interne (manœuvre) ou atmosphérique (coup de foudre) ; ✓ elle peut provenir d’une erreur d’exploitation : mise à la terre d’une phase, couplage entre deux sources de tension différentes ou des phases différentes. •

Leur localisation ✓ le court-circuit peut être interne à un matériel (câble, transformateur, jeux de barres…), il entraine généralement des détériorations ; ✓ le court-circuit peut être externe à un matériel (câble, transformateur, jeux de barres…).

•

Leur durée ✓ auto-extincteurs : le défaut disparait de lui-même ; ✓ fugitive : le défaut disparaît sous l’action des protections et ne réapparaît pas lors de la remise en service ; ✓ permanente : ils nécessitent la mise hors tension du matériel en question et l’intervention du personnel d’exploitation. 2.4.1.2. Les différents types de courts-circuits Sur un réseau triphasé, les types de courts-circuits sont (voir figure 7) :

• défaut triphasé : 5% des cas, les 3 phases sont réunies ensemble ; • défaut biphasé : 15% des cas, les 2 phases sont raccordées ensemble. On distingue les défauts biphasé-terre et biphasé isolé ; • défaut monophasé : 80% des cas, 1 phase est reliée au neutre ou à la terre. « Les pourcentages indiqués. Guide des protections des réseaux électriques, industriels »

Figure 7: Les différents types de courts-circuits pour un système triphasé

13

2.4.2. Les autres types de défauts •

les surtensions dues à un coup de foudre ;

•

les surtensions de manœuvre (d’un interrupteur ou d’un disjoncteur) ;

•

les surcharges sur les câbles, les transformateurs, les moteurs ou les alternateurs ;

•

les variations de tension dues à un mauvais fonctionnement des régleurs en charges d’un transformateur ou, une sous-charge ou surcharge du réseau ;

•

sur les moteurs, une fréquence de démarrage trop élevée entraînant un échauffement exagéré et des chocs mécaniques sur les accouplements. Les démarrages trop longs ou le blocage du rotor entraînant les mêmes conséquences ;

•

sur les alternateurs, la perte d’excitation due à un défaut dans le circuit du rotor (coupure, court-circuit, etc.), elle entraîne un échauffement du rotor et du stator et, une perte de synchronisme avec le réseau. Les variations de fréquences dues à une surcharge ou au mauvais fonctionnement d’un régulateur de fréquence. 2.5. Les fonctions de protections et leurs applications Les fonctions de protection sont réalisées par des relais ou des appareils multifonctions

comme Sepam et MiCOM. Elles sont définies de façon normalisée par leur code ANSI. Le Relais est l’élément central de la chaîne de protection. Les relais de protection ou appareils multifonctions sont des appareils qui comparent en permanence les grandeurs électriques des réseaux (courant, tension, fréquence, puissance, impédance, etc.) à des valeurs prédéterminées et qui donnent automatiquement des ordres d’action (généralement ouverture d’un disjoncteur) ou une alarme lorsque la grandeur surveillée dépasse un seuil prédéterminé. Le rôle des relais de protection est de détecter tout phénomène anormal pouvant se produire sur un circuit électrique tels que courts-circuits, variation de tension, défauts dans les machines. On distingue plusieurs types de protection mais seulement deux types feront l’attention de notre étude. Il s’agit de la : •

protection à maximum de courant phase (code ANSI 50/51),

•

protection à maximum de courant terre (code ANSI 50N/51N, 50G/51G).

14

Tableau 4: Les fonctions de protection

Code

Libellé de la

ANSI

fonction

50

Maximum de courant phase Instantanée

Définition

Protection triphasée contre les courts-circuits entre phases

Maximum de Protection contre les défauts à la terre : 50N ou courant terre 50N : courant résiduel calculé ou mesuré par 3TC 50G Instantanée 50G : courant résiduel mesuré directement par un seul capteur (TC ou tore) 51

Maximum de courant phase temporisée

Protection triphasée contre les surcharges et les courts-circuits entre phases

Maximum de Protection contre les défauts à la terre : 51N ou courant terre 51N : courant résiduel calculé ou mesuré par 3TC 51G temporisée 51G : courant résiduel mesuré directement par un seul capteur (TC ou tore) Ces types de protections sont les plus utilisées par la SONABEL. Le symbole de la protection à maximum de courant est représenté dans la figure 8.

Figure 8: Symbole de la protection à maximum de courant

2.5.1. Protection à maximum de courant phase Elle a pour fonction de détecter les surintensités dues aux défauts entre phases (monophasées, biphasées, triphasées). La protection est activée si un, deux ou trois des courants concernés dépassent la consigne correspondant au seuil de réglage. Cette protection peut être temporisée, et dans ce cas, elle ne sera activée que si le courant contrôlé dépasse le seuil de réglage pendant un temps au moins égal à la temporisation sélectionnée. Cette temporisation peut être à temps indépendant (constant) ou à temps dépendant (inverse). •

Protection à temps indépendant (constant) (voir figure 9 et figure 10)

15

Figure 9: Protection à maximum de courant à temps indépendant instantanée

Figure 10: Protection à maximum de courant à temps indépendant avec temporisation

𝐈𝐦𝐚𝐱 : Seuil de fonctionnement en courant (seuil de courant) 𝐭 𝐝é𝐥𝐚𝐢 : retard de fonctionnement de la temporisation (temporisation) Une protection à temps indépendant est une protection pour laquelle le seuil ne dépend pas du temps. Si elle est instantanée, si 𝑰𝒎é𝒔𝒖𝒓é dépasse 𝑰𝒎𝒂𝒙 alors la protection se déclenche. S’il y a une temporisation, un certain intervalle de temps sera respecté avant le déclenchement. •

Protection à temps dépendant (inverse) (Voir figure 11)

Figure 11: Protection à maximum de courant à temps inverse

Une protection à temps dépendant (inverse) à un seul dépendant du temps, la temporisation diminue quand le courant mesuré augmente. L’idée est qu’en cas de fort courant, il est important que la protection se déclenche rapidement pour éviter des dommages à l’équipement. Par contre, quand le courant est relativement faible par rapport à ce que peut supporter l’équipement, la temporisation doit être longue afin d’éviter un déclenchement intempestif. 16

2.5.2. Protection à maximum de courant terre Cette fonction est utilisée pour protéger le réseau contre les défauts de terre. La protection est activée si le courant résiduel 𝐼𝑟𝑠𝑑 = 𝐼1 + 𝐼2 + 𝐼3 dépasse le seuil de réglage. Le courant résiduel correspond au courant passant par la terre (voir figure 12). Le fonctionnement de la protection est similaire à la protection à maximum de courant phase au niveau des courbes 𝑡 = 𝑓(𝐼𝑟𝑠𝑑 ). La protection est réglée de façon à être plus sensible afin de détecter les faibles courants de défaut à la terre.

Figure 12: Courant résiduel Isrd

❖ Mesure courant résiduel Le courant résiduel caractérisant le courant de défaut à la terre est obtenu soit par : •

un transformateur tore enserrant les trois conducteurs de phases ; soit par

•

trois transformateurs de courant dont les neutres sont connectés.

❖ Précision de la mesure du courant résiduel La mesure par trois transformateurs (voir figure 13) de courant limite la sensibilité de la protection, le courant résiduel est calculé par le relais de protection, et la précision de la mesure est entachée d’erreurs.

Figure 13: Mesure du courant résiduel par trois transformateurs

La mesure par tore (voir figure 14), est préférable car elle est plus précise, et évite les risques de déclenchement intempestif dû au faux courant résiduels transitoire.

17

Figure 14: Mesure du courant résiduel par un transformateur tore

2.5.3. Nécessité d’un système de protection Il est nécessaire de protéger un réseau électrique pour : • préserver la sécurité des biens et des personnes contre les dangers électriques ; • préserver la stabilité du réseau et la continuité de service du réseau ; • éviter la destruction partielle ou totale du réseau ; • éviter les risques d’incendie. Pour atteindre ces objectifs, un système de protection doit avoir des qualités de rapidité, sélectivité et de fiabilité. Il doit être à mesure de diagnostiquer les fonctionnements anormaux développés par : • les courts-circuits ; • les surcharges prolongées ; • les surtensions / chutes de tensions • les déséquilibres. Le réseau électrique est assurément protégé lorsque les parties défectueuses sont mises hors tension le plus rapidement possible par les dispositifs de coupure en charge (disjoncteur ou fusible). 2.5.4. Protection des différents éléments du réseau Nous savons que les protections spécifiques aux éléments du réseau sont assurées de multiples façons, et nous n’allons retenir que celles appliquées par la SONABEL dans le tableau 5. Tableau 5 : Protections spécifiques aux éléments du réseau

Eléments

Types de défauts

Dispositifs de protection

Jeux de barres

Défauts entre phases et entre phase et terre

Protection à maximum de courant : les protections à maximum de courant phase (ANSI 51) et à maximum de courant terre (ANSI 51 N) appliquées en sélectivité chronométrique peuvent 18

donner lieu à un temps d’élimination, de défaut trop important. Aussi la sélectivité logique appliquées aux protections à maximum de courant apporte une solution simple à la protection des jeux de barres.

Court-circuit entre phases

La protection à maximum de courant phase (ANSI 51), permet d’éliminer le court-circuit, le réglage de la temporisation étant adapté aux protections voisines.

Court-circuit phase-terre

La protection à maximum de courant terre temporisée (ANSI 51N) permet d’éliminer le défaut avec une bonne précision.

Surcharge

La surintensité de longue durée peut être détectée par une protection à maximum de courant phase temporisée à temps indépendant ou à temps dépendant (ANSI 51).

Court-circuit

Une protection à maximum de courant phase (ANSI 50) associée à une sélectivité ampèremétrique est assurée.

Défaut à la masse

Une protection à maximum de courant terre temporisée constitue une solution simple et efficace contre les défauts internes entre un enroulement et la masse, et une protection contre les défauts à la terre.

Surcharge

Une protection à maximum de courant phase à temps dépendant (ANSI 51).

Court-circuit entre phases

Une protection à maximum de courant phase temporisée (ANSI 50 et 51).

Défaut à la masse du stator

Une protection à maximum de courant résiduel temporisée (ANSI 51N/51G) permet de protéger l’essentiel des enroulements, lorsque le neutre est mis à la terre directement ou par une impédance.

Défaut à la masse du rotor

Un contrôleur permanent d’isolement à injection de courant alternatif ou continu décèle la perte d’isolement du bobinage.

Les liaisons (lignes et câbles)

Transformateur

Moteur

2.6. Les réducteurs de mesures Les réducteurs de mesures sont l’appellation normalisée des transformateurs de courant et de tension.

19

Les réducteurs de mesures sont des transformateurs permettant de convertir des courants ou des tensions élevées en un courant ou une tension mesurable et normalisée, de façon proportionnelle et en phase avec le signal primaire. Ceux-ci peuvent alimenter des instruments de mesure, des compteurs ou des relais de protections (voir figure 15).

Figure 15: Utilisation d’un transformateur de mesure dans une chaîne de protection

2.6.1. Constitution des réducteurs de mesures Les transformateurs de mesures sont constitués d’un circuit primaire et d’un secondaire couplés par un circuit magnétique le tout enrobé d’isolant. 2.7. Les dispositifs de coupure Dans un réseau électrique, les surintensités peuvent être dues à un court-circuit ou une surcharge. Les dispositifs de coupures permettant d’éliminer ces surintensités sont les disjoncteurs dans notre cas. On distingue autres dispositifs de coupure que sont : les sectionneurs et sectionneurs de mise à la terre, les interrupteurs HTA. Le disjoncteur, dont la fonction principale est la protection, assure également la fonction de commande, et suivant son type d’installation. Ces disjoncteurs de type HTA sont toujours montés dans une cellule HTA, et selon la définition de la Commission Electrotechnique Internationale (CEI), un disjoncteur est destiné à établir, supporter et interrompre des courants sous sa tension assignée (la tension maximale du réseau électrique qu’il protège) à la fois : •

dans des conditions normales de service, par exemple pour connecter ou déconnecter une ligne dans un réseau électrique,

•

dans des conditions anormales spécifiées, en particulier pour éliminer un court-circuit.

20

Les interrupteurs 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 nominales. Les 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 utilisés pour isoler un ensemble de circuit, un appareil, une machine, une section de ligne aérienne ou de câble, afin de permettre au personnel d’exploitation d’y accéder sans danger. Les sectionneurs de mise à la terre, interrupteurs de sécurité qui isolent un circuit et qui, grâce à leur mise à la terre, empêchent l’apparition de toute tension sur une ligne pendant les réparations 2.8. Les différents systèmes de sélectivités Les protections constituent entre elles un ensemble cohérent dépendant de la structure du réseau et de son schéma de liaison à la terre. Elles doivent être envisagées sous l’angle d’un système reposant sur le principe de sélectivité : il consiste à isoler le plus rapidement possible la partie du réseau affectée par un défaut et uniquement cette partie, en laissant sous tension toutes les parties saines du réseau. Différents moyens peuvent être mis en œuvre pour assurer une bonne sélectivité dans la protection d’un réseau électrique : •

sélectivité chronométrique par le temps : il consiste à donner des temporisations différentes aux protections à maximum de courant échelonnées le long du réseau. Ces temporisations sont d’autant plus longues que le relais est plus proche de la source ;

•

la sélectivité ampèremétrique par les courants : il consiste à donner des seuils réglés à une valeur inférieure à la valeur du courant de court-circuit provoqué par un défaut échelonnée le long du réseau ;

•

la sélectivité logique : la sélectivité chronométrique à ses faiblesses, ce système a été développé pour remédier à ces inconvénients. Il est utilisé lorsqu’on souhaite obtenir un temps court d’élimination de défaut ;

•

la sélectivité par protection directionnelle : dans un réseau bouclé, où un défaut est alimenté par les deux extrémités, il faut utiliser une protection sensible au sens d’écoulement du courant de défaut pour pouvoir le localiser et l’éliminer de façon sélective : c’est le rôle des protections directionnelles à maximum de courant ;

21

•

la sélectivité par protection différentielle : ces protections comparent les courants aux deux extrémités d’un tronçon de réseau surveillé.

•

Les sélectivités combinées : c’est une combinaison de fonctions élémentaires de sélectivité procurant des avantages complémentaires aux sélectivités simples. Les associations possibles sont : ✓ ampèremétrique + chronométrique ; ✓ logique + chronométrique ; ✓ chronométrique + directionnelle ; ✓ logique + directionnelle ; ✓ différentielle + chronométrique.

22

II. ETUDE DE LA PROTECTION DE LA LIGNE 33KV KAYA-DORI Ce chapitre a pour objet l’étude de la protection de la ligne électrique Kossodo – Ziniaré – Kaya – Dori– Gorom. Il consiste à effectuer les calculs de courants de court-circuit triphasé, biphasé et monophasé (phase-terre), et avec le logiciel NEPLAN, grâce aux données et caractéristiques des éléments de l’interconnexion. Après avoir effectué les calculs et obtenu les valeurs, nous allons comparer nos résultats, et ensuite utiliser les résultats obtenus à l’aide du logiciel Neplan pour faire des propositions des seuils de réglage phase et terre de la ligne électrique. Le calcul des courants de courts-circuits pour la protection qui consiste à calculer les plus faibles courants, c’est -à-dire les courants minimaux pouvant survenir dans un réseau pour un bon réglage et une meilleure sélectivité. Pour le dimensionnent du réseau électrique nous effectuerons les calculs de courant de court-circuit triphasé c’est-à-dire les courants maximaux pour le choix des équipements de protection, de coupure. Pour mener à bien nos différents calculs de courant de court-circuit, nous allons poser des hypothèses, et appliquer une norme de calcul qui est très important dans la détermination des courants de défauts. Ces hypothèses ne concerneront uniquement que les calculs de courants de défaut minimal. 3.1. Schéma unifilaire du réseau cible Le schéma unifilaire du réseau de la ligne électrique 33 kV Kossodo – Ziniaré – Kaya – Dori – Gorom, est représenté par la figure 16 ci-dessous :

23

Figure 16: Schéma unifilaire du réseau de la ligne électrique

: 24

3.2. Choix et Présentation de la norme de calcul La norme CEI 60909 est celle que nous avons choisi pour nos calculs, qui consiste à déterminer et à sommer les impédances équivalentes directes, inverses et homopolaires à chaque point de défaut où nous voulons appliquer le défaut sur notre réseau et à l’aide des composantes symétriques, par lesquels sont calculés ces différents courants de courts-circuits. Dans la pratique, selon le type de défaut, les formules à retenir dans le tableau 6 pour le calcul des courants de courts-circuits sont : Tableau 6 : Formules pour le calcul des courants de court-circuit

Triphasé 𝑰𝒄𝒄𝟑 =

𝒄 ∗ 𝑼𝒏 √𝟑 ∗ |𝒁𝒅 |

Biphasé 𝑰𝒄𝒄𝟐 =

𝒄 ∗ 𝑼𝒏 |𝒁𝒅 + 𝒁𝒊 |

Monophasé

𝑰𝒄𝒄𝒐 =

𝒄 ∗ 𝑼𝒏 √𝟑 |𝒁𝒅 + 𝒁𝒊 + 𝒁𝒐 + 𝟑 ∗ 𝒁𝑵 |

Avec 𝒁𝒅 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒊𝒓𝒆𝒄𝒕, 𝒁𝒊 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒊𝒏𝒗𝒆𝒓𝒔𝒆, 𝒁𝒐 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒉𝒐𝒎𝒐𝒑𝒐𝒍𝒂𝒊𝒓𝒆 𝒁𝒏 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒆 𝒎𝒊𝒔𝒆 à 𝒍𝒂 𝒕𝒆𝒓𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝒃𝒐𝒃𝒊𝒏𝒆 𝒅𝒆 𝒑𝒐𝒊𝒏𝒕 𝒏𝒆𝒖𝒕𝒓𝒆

3.3. Calcul des courants de court-circuit L’installation électrique doit être protégée contre les courts-circuits. L’intensité du courant de court-circuit doit être calculée à chaque étage de l’installation pour les différentes configurations possibles du réseau ; ceci pour pouvoir déterminer les caractéristiques du matériel ou qui doit couper ce courant de défaut. Pour choisir convenablement les appareils de coupure (disjoncteurs ou fusibles) et régler les fonctions de protection, il faut connaitre la valeur du courant de court-circuit à tout point du réseau où l’on veut placer un dispositif de protection. Trois valeurs du courant de court-circuit doivent être connues : La valeur maximale du courant de court-circuit, détermine : • le pouvoir de coupure des disjoncteurs et des fusibles ; • le pouvoir de fermeture des disjoncteurs et interrupteur ; • la tenue électrodynamique des canalisations et l’appareillage de mesure ; • la contrainte thermique que doivent supporter les matériels. La valeur minimale du courant de court-circuit, détermine : • le choix de la courbe de déclenchement du disjoncteur et des fusibles,

25

• le réglage des seuils des protections à maximum de courant afin d’assurer la sélectivité entre les protections. La valeur monophasé-terre du courant de court-circuit, détermine : • le réglage des protections contre les défauts à la terre. 3.3.1. Calcul des courants de courts-circuits triphasé Le but de ce calcul est de déterminer les courants maximaux de défauts entre trois phases sur la ligne électrique pour le dimensionnement des protections. Le calcul du courant de court-circuit triphasé de notre réseau s’effectuera comme suit : •

dans un premier temps, déterminer l’impédance de chaque élément du réseau (lignes, transformateurs, autotransformateurs, groupe électrogène) ;

•

dans un second temps appliquer la formule pour déterminer le courant de courtcircuit triphasé à chaque jeu de barres du réseau.

Nous allons appliquer des formules relatives à chaque élément du réseau pour déterminer leur impédance : •

le réseau amont

𝒁𝒄𝒄

𝑼𝟐𝒏 = 𝑺𝒄𝒄

•

lignes

(1)

𝒁𝒄𝒄 = √𝑹𝟐 + 𝑿² •

transformateurs et autotransformateurs

𝒁𝒄𝒄 = • 𝒁𝒄𝒄

(2)

𝑼𝒄𝒄 (%) 𝑼𝟐𝒏 ∗ 𝟏𝟎𝟎 𝑺𝒏

(3)

groupes électrogènes 𝑿′′𝒅(%) 𝑼𝟐𝒏 = ∗ 𝟏𝟎𝟎 𝑺𝒏

(4)

A l’issue des calculs des différentes impédances nous obtenons les résultats suivants dans le tableau7 :

26

Tableau 7: Résultat des calculs d'impédance

Eléments Réseau amont Kossodo-Ziniaré 2 autotransformateurs Ziniaré Ziniaré-Kaya 1 autotransformateur kaya Kaya-Dori Dori-Gorom 2 transformateurs Dori Générateur G7 Générateur G3 Générateur G1

Impédance Zcc Ω 1,38 2,93 14,13 4,36 2,18 26,25 4,36 66,63 28,27 41,65 20,83 0,04850 0,01754 0,03323

Il faut noter qu’on a deux transformateurs à Dori et deux autotransformateurs à Ziniaré, nous avons calculé l’impédance lorsqu’on a un transformateur et un autotransformateur en marche, qu’on a ensuite divisé par deux comme ils sont identiques pour avoir l’impédance lorsque deux transformateurs ou deux autotransformateurs fonctionnent ensemble. Pour le réseau amont on a calculé l’impédance pour la puissance de court-circuit maximal et ensuite minimal. Nous avons la valeur minimale pour les calculs de défaut biphasé et phaseterre. Pour calculer le courant de court-circuit triphasé nous appliquerons la formule suivante : 𝑰𝒄𝒄𝒎𝒂𝒙 =

𝑪 ∗ 𝑼𝒏

(5)

√𝟑 ∗ ∑ 𝒁𝒄𝒄

𝑪: 𝑣𝑎𝑙𝑒𝑢𝑟 𝑑𝑢 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑒𝑢𝑟 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 (Voir tableau 8) Tableau 8: Valeur du facteur de tension C

Valeur des facteurs de tension CEI 60909 Tension nominale Facteur de tension c pour le calcul HT Icc max Icc min 1 à 550 kV 1,1 1 L’objectif étant de calculer le courant maximal on prendra pour facteur de tension 1,1 ; nous obtenons les résultats suivants dans le tableau 9 :

27

Tableau 9: Résultat des courants de court-circuit triphasé

Dori fonctionne en ilôtée Eléments Iccmax (A) Transformateur à Dori 0,4 kV 27364,88 Transformateur à Dori 33 kV 262,23 Dori-Gorom 181,10

Kossodo alimente Dori Eléments Iccmax (A) Réseau amont

15203,56

Kossodo-Ziniaré 2 autotransformateurs Ziniaré Ziniaré-Kaya Autotransformateur kaya Kaya-Dori Dori-Gorom Transformateurs Dori 33kV Transformateurs Dori 0,4kV

1351,05 1089,33 460,74 420,47 179,94 144,79 126,58 2558,98

3.3.2. Calcul des courants de courts-circuits biphasés Le but de ce calcul est de déterminer les courants minimaux de défauts entre deux phases sur la ligne électrique. Pour ce faire, les hypothèses identifiées pour obtenir les courants de défauts biphasés minima sont : •

un autotransformateur en service au poste de Ziniaré ;

•

un transformateur de puissance de 33/0,4 kV en service au poste de Dori.

Les calculs porteront sur deux hypothèses d’exploitation pertinente à savoir : •

hypothèse n°1 : centrale de Dori fonctionne en ilôtée ;

•

hypothèse n°2 : Kossodo alimente les charges de Dori.

Il faut noter que le court-circuit biphasé se calcule le plus loin possible de la source. Nous avons renseigné les données des différents éléments du réseau, choisi notre méthode de calcul et poser nos hypothèses, comment allons-nous appliquer nos courts-circuits biphasés ? Nous pouvons appliquer les courants de défauts de façon multiple, c’est-à-dire applique sur tous les nœuds (jeux de barres) du réseau en même temps, ou séparer c’est-à-dire sur chaque nœud les uns après les autres.

28

Nous avons opté pour le court-circuit séparé parce qu’il est plus précise et c’est de cette manière que l’on procède pour obtenir nos valeurs et nous pouvons ajouter que c’est la manière normalisée. Pour calculer le courant de court-circuit biphasé nous appliquerons la formule suivante : 𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 =

𝑪 ∗ 𝑼𝒏 𝟐 ∗ ∑ 𝒁𝒄𝒄

(6)

L’objectif étant de calculer le plus faible courant on prendra pour facteur de tension 1, nous obtenons les résultats suivants dans le tableau 10 : Tableau 10: Résultat des courants de court-circuit biphasé

Dori fonctionne en ilôtée Eléments Iccbi (A) Transformateur à Dori 0,4 kV 21544,26 Transformateur à Dori 33 kV 395,66 Dori-Gorom 235,81

Kossodo alimente Dori Eléments Iccbi (A) Réseau amont 5636,36 Kossodo-Ziniaré 967,11 Autotransformateur Ziniaré 770,41 Ziniaré-Kaya 346,16 Autotransformateur kaya 317,18 Kaya-Dori 139,06 Dori-Gorom 112,31 Transformateurs Dori 33kV 87,50 Transformateurs Dori 0,4kV 6451,61 3.3.3. Calcul des courants de courts-circuits terre Le but du calcul est de déterminer les courants de courts-circuits monophasé minima en prenant en compte la meilleure gestion des neutres 33 kV et les conditions d’exploitation. Pour ce faire, les hypothèses identifiées pour obtenir les courants de défauts monophasés minima sont : •

un autotransformateur en service au poste de Ziniaré ;

•

un transformateur de puissance de 33/0,4 kV en service au poste de Dori.

Les calculs porteront sur trois hypothèses d’exploitation pertinente à savoir : 29

•

hypothèse n°1 : centrale de Dori fonctionne en ilôtée avec la mise à la terre du neutre connectée ;

•

hypothèse n°2 : Kossodo alimente les charges de Dori avec la mise à la terre du neutre connectée à Kossodo ;

•

hypothèse n°3 : Kossodo alimente les charges de Dori avec la mise à la terre du neutre connectée à Kossodo et à Dori.

Il faut noter que le court-circuit monophasé se calcule le plus loin possible de la source. Comme au calcul biphasé nous avons opté pour le court-circuit séparé pour cette étape. Pour déterminer le courant de court-circuit phase-terre nous allons procéder à la même étape que précédemment au calcul du courant de défaut biphasé à savoir calculer les impédances homopolaires ensuite appliqué la formule pour le calcul du court-circuit phase-terre. A l’issue des calculs des différentes impédances nous obtenons les résultats suivants dans le tableau 11 : Tableau 11: Résultat des calculs des impédances homopolaire

Eléments Réseau amont Kossodo-Ziniaré 2 autotransformateurs Ziniaré Ziniaré-Kaya 1 autotransformateur kaya Kaya-Dori Dori-Gorom 2 transformateurs Dori Générateur

Impédance Zo (Ω) 5,02 10,66 54,67 4,13 2,06 101,53 4,13 257,72 109,34 39,63 19,89 0,0025 0,0043 0,0022

Pour calculer le courant de court-circuit phase-terre nous appliquerons la formule suivante :

𝑰𝒄𝒄𝒐 =

𝑪 ∗ 𝑼𝒏 ∗ √𝟑 𝟐 ∗ ∑ 𝒁𝒄𝒄 + ∑ 𝒁𝒐 + 𝟑 ∗ 𝒁𝒏

(7)

Avec

30

𝒁𝒅 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒊𝒓𝒆𝒄𝒕, 𝒁𝒊 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒊𝒏𝒗𝒆𝒓𝒔𝒆, 𝒁𝒐 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒉𝒐𝒎𝒐𝒑𝒐𝒍𝒂𝒊𝒓𝒆 𝒁𝒏 = 𝒍′ 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒆 𝒎𝒊𝒔𝒆 à 𝒍𝒂 𝒕𝒆𝒓𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝑩𝑷𝑵

La valeur de l’impédance de mise à la terre de la BPN est égale à 66,54 Ω L’objectif étant de calculer le plus faible courant, on prendra pour facteur de tension 1, et nous obtenons les résultats suivants dans le tableau 12 : Tableau 12: Résultat des courants de court-circuit phase-terre

Dori fonctionne en ilôtée Eléments Icco (A) Transformateur à Dori 0,4 kV 34662,07 Transformateur à Dori 33 kV 102,35 Dori-Gorom 67,58

Kossodo alimente Dori Eléments Icco (A) Réseau amont 260,83 Kossodo-Ziniaré 191,27 Autotransformateur Ziniaré 183,39 Ziniaré-Kaya 122,74 Autotransformateur Kaya 119,44 Kaya-Dori 65,74 Dori-Gorom 55,20 Transformateurs Dori 33kV 49,35 Transformateurs Dori 0,4kV 0,60 3.4. Synthèse des résultats des courants de courts-circuits

31

3.4.1. Synthèse des résultats des courants de courts-circuits triphasé Tableau récapitulatif des courants de défauts triphasé : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée Poste

Kossodo

Ouvrage

Départ Ziniaré

Arrivée Kossodo

Courant Iccbi vu par la protection en cas de défaut (A)

-

-

Ziniaré Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 -

-

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

-

-

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT AT -

-

Départ Dori

Arrivée Kaya

Départ Gorom

Dori Arrivée 33 T1//T2

Arrivée 0,4 T1//T2

-

-

181,10

131,11

13682,4

Départ Dori

Arrivée Kaya

Départ Gorom

Dori Arrivée 33 T1//T2

Arrivée 0,4 T1//T2

179,94

179,94

144,79

63,29

2558,98

Tableau récapitulatif des courants de défauts triphasé : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori Poste

Kossodo

Ouvrage

Départ Ziniaré

Arrivée Kossodo

Courant Iccbi vu par la protection en cas de défaut (A)

1351,05

1351,05

Ziniaré Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 675,53

544,7

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

460,74

460,74

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT AT 420,47

420,47

32

3.4.2. Synthèse des résultats des défauts biphasés Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée Poste Ouvrage Courant Iccbi vu par la protection (A)

Kossodo Départ Ziniaré

Arrivée Kossodo

-

-

Ziniaré Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 -

-

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

-

-

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 -

-

Départ Dori

Arrivée Kaya

-

-

Dori Départ Arrivée 33 Gorom T1//T2

Arrivée 0,4 T1//T2

235,81

10772,13

197,59

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori Poste Ouvrage Courant Iccbi vu par la protection (A)

Kossodo Départ Ziniaré

Arrivée Kossodo

967,11

967,11

Ziniaré Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 483,55

385,20

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

346,16

346,16

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 317,18

317,18

Départ Dori

Arrivée Kaya

Dori Départ Arrivée 33 Gorom T1//T2

139,06

139,06

112,31

43,75

Arrivée 0,4 T1//T2 3225,81

33

3.4.3. Synthèse des résultats des défauts phase-terre Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée avec la bobine du point neutre connectée à Dori Poste Ouvrage Courant Iccbi vu par la protection (A)

Kossodo Départ Ziniaré

Arrivée Kossodo

-

-

Ziniaré Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 -

-

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

-

-

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 -

-

Départ Dori

Arrivée Kaya

Départ Gorom

Dori Arrivée 33 T1//T2

Arrivée 0,4 T1//T2

-

-

67,58

51,18

17331,04

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori avec la bobine du point neutre connectée à Kossodo Poste Ouvrage Courant Iccbi vu par la protection (A)

Kossodo Départ Ziniaré

Arrivée Kossodo

191,27

191,27

Ziniaré Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 95,64

91,70

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

122,74

122,74

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT1//AT2 AT1//AT2 119,44

119,44

Départ Dori

Arrivée Kaya

Départ Gorom

Dori Arrivée 33 T1//T2

65,74

65,74

55,20

24,67

Arrivée 0,4 T1//T2 0,60

34

3.5. Calculs des courants de court-circuit par le logiciel NEPLAN 3.5.1. Présentation de NEPLAN Neplan est un logiciel de planifications et d’informations pour les réseaux électriques, de gaz, d’adduction d’eau ainsi que les réseaux de chauffage. Dans notre contexte, il a été utilisé pour la modélisation de l’interconnexion et la simulation des courants de court-circuit triphasé, biphasé et monophasé. (Voir figure 17 et figure 18) Ayant plusieurs fonctionnalités, nous pouvons citer : •

la répartition des puissances ;

•

le court-circuit ;

• la fiabilité.

35

Figure 17: Interface d'accueil de Neplan

36

Figure 18:Réseau modélisé (Kossodo alimente les charges de Dori)

37

3.5.1. Synthèse des résultats des défauts triphasés Tableau récapitulatif des courants de défauts triphasé : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée Poste Ouvrage Courant Iccbi vu par la protection en cas de défaut (A)

Kossodo Arrivée Départ Ziniaré Kossodo -

-

Arrivée 33 AT1//AT2 -

Ziniaré Arrivée 36 AT1//AT2 -

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

-

-

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT AT -

Départ Dori Arrivée Kaya

-

-

-

Départ Gorom 215,2

Dori Arrivée 33 T1//T2 143

Arrivée 0,4 T1//T2 14623,9

Tableau récapitulatif des courants de défauts triphasé : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori Poste Ouvrage Courant Iccbi vu par la protection en cas de défaut (A)

Kossodo Arrivée Départ Ziniaré Kossodo 1351,9

1351,9

Arrivée 33 AT1//AT2 675,95

Ziniaré Arrivée 36 AT1//AT2 550,5

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

486,9

486,9

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT AT 377,9

377,9

Départ Dori Arrivée Kaya

180

180

Départ Gorom 147,3

Dori Arrivée 33 T1//T2 90

Arrivée 0,4 T1//T2 5896,95

38

3.5.2. Synthèse des résultats des défauts biphasés Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée Poste Ouvrage Courant Iccbi vu par la protection en cas de défaut (A)

Kossodo Arrivée Départ Ziniaré Kossodo -

-

Arrivée 33 AT1//AT2 -

Ziniaré Arrivée 36 AT1//AT2 -

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

-

-

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT AT -

-

Départ Dori Arrivée Kaya

-

-

Départ Gorom 151

Dori Arrivée 33 T1//T2 96,6

Arrivée 0,4 T1//T2 12307,5

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori Poste Ouvrage Courant Iccbi vu par la protection en cas de défaut (A)

Kossodo Arrivée Départ Ziniaré Kossodo 935,4

935,4

Arrivée 33 AT1//AT2 467,7

Ziniaré Arrivée 36 AT1//AT2 361,9

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

338,1

338,1

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT AT 268,1

268,1

Départ Dori Arrivée Kaya

129

129

Départ Gorom 105,7

Dori Arrivée 33 T1//T2 64,5

Arrivée 0,4 T1//T2 3940,9

39

3.5.3. Synthèse des résultats des défauts phase-terre Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée avec la bobine du point neutre connectée à Dori Poste Ouvrage Courant 3Io vu par la protection en cas de défaut (A) Courant 3CIo vu par la protection en cas de défaut sur un autre départ (A)

Kossodo Arrivée Départ Ziniaré Kossodo

Arrivée 33 AT1//AT2

Ziniaré Arrivée 36 AT1//AT2

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT AT

Départ Dori Arrivée Kaya

Départ Gorom

Dori Arrivée 33 T1//T2

Arrivée 0,4 T1//T2

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

109,4

77,95

19794,35

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

4,6

4,6

0

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori avec la bobine du point neutre connectée à Kossodo Poste Ouvrage Courant 3Io vu par la protection en cas de défaut (A) Courant 3CIo vu par la protection en cas de défaut sur un autre départ (A)

Kossodo Arrivée Départ Ziniaré Kossodo

Arrivée 33 AT1//AT2

Ziniaré Arrivée 36 AT1//AT2

Départ Kaya

Arrivée Ziniaré

Kaya Arrivée 33 Arrivée 36 AT AT

Départ Dori Arrivée Kaya

Départ Gorom

Dori Arrivée 33 T1//T2

Arrivée 0,4 T1//T2

214,7

214,7

107,35

94,9

130,1

130,1

84,1

84,1

56,8

56,8

44,4

56,8

0,5

53,9

44,5

22,25

19,9

39,8

2,4

2,4

9,7

24,3

6,6

6,6

0

0

40

A l’issue des résultats obtenus du calcul et de Neplan, nous constatons une légère différence entre ces résultats qui peut s’expliquer. Le logiciel étant plus précis, prend en compte des paramètres tel que, la durée du défaut, le temps de retard du disjoncteur, des paramètres relatifs aux équipements, aux données d’entrée qui la rendre plus précise que les calculs où nous avons appliqué les formules. L’objectif était de démontrer que nous savions également calculer les courants de court-circuit triphasé, biphasé et phase-terre. 3.6. Analyse des résultats Nous avons obtenu les résultats de simulations grâce à plusieurs paramètres. Parmi ces paramètres, nous avons identifié les hypothèses pour obtenir les courants de défauts que sont : •

un autotransformateur en service au poste de Ziniaré ;

•

un transformateur de puissance de 33/0,4 kV en service au poste de Dori.

Nous avons mis en service un autotransformateur et un transformateur en service pour obtenir le plus faible courant de défaut possible, parce que l’impédance d’un autotransformateur ou d’un transformateur de puissance est deux fois plus élevée que deux autotransformateurs et deux transformateurs de puissance comme nos équipements sont identiques. Lorsque l’impédance est faible, le courant de défaut sera élevé, mais si l’impédance est élevée, le courant sera faible et c’est ce que nous recherchons, obtenir un courant de défaut faible. Exemple : Voir l’équation (3) et l’équation (5) pour le calcul de l’impédance et du courant de court-circuit biphasé 1 Autotransformateur

2 Autotransformateurs

Impédance (Ω)

4,36

2,18

Courant de court-circuit (A)

361,9

393,1

3.6.1. Résultats des courants de courts-circuits triphasés L’analyse des résultats des calculs des courants de courts-circuits triphasés n’appelle pas de commentaire.

41

3.6.2. Résultats des courants de courts-circuits biphasés L’analyse des hypothèses n°1 et n°2 (Dori fonctionne en ilôtée et Kossodo alimente les charges de Dori) est un bon schéma d’exploitation pour un meilleur réglage et un bon fonctionnement des protections de la ligne électrique. 3.6.3. Résultats des courants de courts-circuits phase- terre De l’analyse des trois hypothèses de simulations relatives aux défauts phase-terre, il en ressort que l’hypothèse n°3 (mise à la terre à Dori et Kossodo connectée), n’est pas un bon schéma d’exploitation, car en cas de défaut sur la ligne électrique, le défaut va se diviser et une partie ira vers la mise à la terre de Dori, et l’autre vers la mise à la terre de Kossodo ce qui entrainera des déclenchements intempestifs à Kossodo et à Dori, une difficulté dans la localisation et l’élimination du défaut. Par conséquent il est fortement recommandé d’exploiter la BPN (mise à la terre) du nœud 33 kV de Dori en position ouverte lorsque Kossodo alimente Dori. (Voir figure 19) Les modes d’alimentation de la charge de Dori recommandés pour un meilleur réglage et un bon fonctionnement des protections de la ligne électrique sont : •

hypothèse n°1 : centrale de Dori fonctionne en ilôtée avec la mise à la terre du neutre connectée ;

•

hypothèse n°2 : Kossodo alimente les charges de Dori avec la mise à la terre du neutre connectée à Kossodo ;

Kossodo

Ziniaré

Dori

Kaya

Relais

BPN

BPN

Figure 19: la bobine de point neutre connecté à Dori et à Kossodo

En ce qui concerne les résultats, nous avons relevé deux valeurs, il s’agit du courant de courtcircuit sur la ligne au départ et à l’arrivée. Le courant à l’arrivée est généralement plus faible que le courant de départ. (Voir figure 20)

42

Figure 20: Courant de court-circuit phase-terre départ et arrivée

Pour le choix et le réglage des protections, nous avons choisi les résultats des courants de courts-circuits triphasé, biphasé et phase terre obtenu grâce au logiciel Neplan, pour la précision des valeurs. 3.7. Choix des protections Le choix des dispositifs de protection se porte sur les paramètres suivants : la tension assignée, le courant nominal du jeu de barre, courant nominal par rapport à la charge nominale, la fréquence, et le pouvoir de coupure, dont les valeurs sont normalisées. La protection est assurée par des cellules F400 disjoncteur de Schneider Electric. (Voir figure 21). Voir en annexe les caractéristiques de la cellule départ ligne 36 kV Dori 3.7.1. Description générale de la gamme FLUAIR F400 Le F400 est un équipement pour une installation d’intérieur. C’est une gamme d’unités fonctionnelles se composant : •

d’une cellule préfabriquée sous enveloppe métallique de type blindé à isolement dans l’air ;

•

d’un disjoncteur débrochable à coupure dans le SF6 ;

•

d’un ensemble de protection et de contrôle composé d’une unité de protection et de contrôle SEPAM, de transformateurs de courant et de tension, d’auxiliaire.

43

3.7.1.1. Les compartiments Les cellules sont du type LSC2B (Blindées), classe PM (Partitions Métalliques), c’està-dire : •

l’enveloppe externe et les cloisons inter-compartiments sont métalliques et mises à la terre ;

•

les traversées isolantes entre compartiments permettent le passage du circuit principal ;

•

les volets métalliques mis à la terre, recouvrent les contacts fixes d’embrochage lorsque l’appareil est débroché.

Elles sont constituées de 3 compartiments électriquement indépendants et d’un compartiment basse tension décrit ci-dessous.

Figure 21: Cellule F400

3.7.1.2. Compartiment appareillage Ce compartiment est fermé par une porte et contient : •

l’appareillage de coupure débrochable, en position de service ou test ; 44

•

le mécanisme d’embrochage / débrochage de l’appareil ;

•

le mécanisme d’ouverture / fermeture des volets ;

•

la prise de raccordement de la commande électrique de l’appareil ;

•

les indicateurs de présence tension (VPIS). 3.7.1.3. Compartiment câbles

Suivant le type de cellule ce compartiment pourrait contenir : •

les plages de raccordement des câbles MT ;

•

le sectionneur de terre à pouvoir de fermeture ;

•

les parafoudres ;

•

la résistance de chauffage anti condensation ;

•

les transformateurs de courant ;

•

les transformateurs de tension. 3.7.1.4. Compartiment jeu de barre

Il contient : •

le jeu de barres principal ;

•

les dérivations qui servent également de support jeu de barres.

Le compartiment jeu de barres est accessible par l’arrière de la cellule, en ôtant des tôles boulonnées. 3.7.1.5. Compartiment basse tension Ce compartiment est situé dans la partie supérieure de la cellule, en face avant, et s’intègre dans le volume général de la cellule. Ce compartiment contient : •

le relais de protection et de contrôle ;

•

le système de signalisation et de contrôle utilisé pour la commande de l’équipement en local ou distance ;

•

le synoptique ;

•

les boites à bornes d’essais courant et tension ;

•

les auxiliaires basses tensions, dont les disjoncteurs basse tension, relais auxiliaires, transducteurs.

45

3.8. Choix du mode de sélectivité pour le réglage des protections La sélectivité c’est la coordination des dispositifs de coupure automatique pour qu’un défaut survenant en un point quelconque du réseau, soit éliminé par le dispositif de coupure placé immédiatement en amont du défaut, et par lui seul, pour assurer la continuité du service dans les autres parties saines du réseau. Nous dénombrons trois modes de sélectivité applicable sur notre ligne électrique à savoir : •

la sélectivité chronométrique ;

•

la sélectivité ampèremétrique ;

•

la sélectivité logique.

Au regard de l’inadaptation des modes de sélectivité couramment usités dans les réseaux moyenne tension et de l’inexistence de support de communication sur la ligne électrique pour permettre l’application de la sélectivité logique, le mode de sélectivité de type chronométrique associé au mode ampèremétrique sera adopté pour assurer une meilleure sélectivité des protections de la ligne électrique. Ce mode de sélectivité « chronoampèremétrique » consiste à donner des temporisations régressives aux différentes protections à maximum de courant échelonnées le long du réseau d’une part, et à donner des valeurs régressives de seuils de courants de réglage, d’autre part, allant de la source vers l’extrémité de la ligne électrique. La protection ou sélectivité ampèremétrique s’appliquera à chaque départ HTA, et la coordination entre les dispositifs de protection sera obtenue grâce à la protection ou sélectivité chronométrique. Le système de sélectivité logique, permet d'obtenir une sélectivité totale entre tous les étages d'un réseau de distribution électrique, de la haute tension à la basse tension. Par ailleurs il permet l’élimination du défaut dans un temps très réduit et indépendant de l'endroit où s'est produit l'incident. La sélectivité a pour but d’assurer d’une part la continuité de service d’alimentation en énergie électrique et d’autre part la fonction secours entre les protections. 3.8. Réglage des protections phases et terre (homopolaire) Le réglage des protections doit offrir la meilleure sensibilité tout en garantissant une bonne sélectivité avec les autres protections. Il faut en effet que ces protections puissent détecter et éliminer les courants de défauts pouvant mettre en danger les équipements et les humains.

46

Le réglage des protections doit obéir à des principes de sécurité et de sélectivité que nous allons appliquer et faire des propositions de valeurs de réglage des protections. 3.8.1. Principe de réglage des protections des départs de lignes contre les défauts de phases La valeur de l’intensité de réglage Ir doit être inférieure à l’intensité du courant de courtcircuit biphasé (Iccbi) apparaissant au point du départ pour lequel l’impédance de court-circuit est la plus grande ou au point où le courant de court-circuit biphasé est le plus faible. Elle est fixée à : 𝑰𝒓 < 𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 𝒎𝒊𝒏𝒊.

(8)

Elle doit toutefois être choisie supérieure à l’intensité du courant admissible dans le départ qui peut dépendre du calibre de ses transformateurs de courant (InTC) ou du courant maximal de la ligne. Les seuils de réglage des protections contre les défauts phases doivent respecter la contrainte suivante : 𝟏, 𝟑 𝑰𝒏𝑻𝑪 ≤ 𝑰𝒓 < 𝟎, 𝟖 ∗ 𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 𝒎𝒊𝒏𝒊

(9)

𝑰𝒏𝑻𝑪 : courant nominal du transformateur de courant ; 𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 𝒎𝒊𝒏𝒊 : courant de court-circuit biphasé minimal ; 𝟏, 𝟑 𝒆𝒕 𝟎, 𝟖 : sont les coefficients de sécurité Pour tenir compte des surcharges des transformateurs et autotransformateurs sans risque de déclenchement intempestif on prendra 1,6 comme coefficient de sécurité. La contrainte à respecter sera : 𝟏, 𝟔 𝑰𝒏𝑻𝑪 ≤ 𝑰𝒓 < 𝟎, 𝟖 ∗ 𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 𝒎𝒊𝒏𝒊

(10)

3.8.2. Principe de réglage des protections de lignes contre les défauts terre Les seuils de réglage des protections contre les défauts terre doivent respecter les contraintes suivantes : 𝑰𝒐𝒓 > 𝟔 % 𝑰𝒏𝑻𝑪

(11)

𝑰𝒐𝒓 > 𝟏, 𝟐 ∗ 𝟑𝑰𝑪𝒐

(12)

47

𝑰𝒐𝒓 < 𝟎, 𝟖 ∗ 𝟑𝑰𝒐

(13)

𝑰𝒐𝒓 : courant de réglage homopolaire ; 𝟑𝑰𝑪𝒐 : courant capacitif homopolaire ; 𝟑𝑰𝒐 : courant de défaut homopolaire. 3.8.3. Mode de temporisation Le mode de temporisation que nous allons appliquer sur notre nouvelle ligne Kaya Dori sera à temps indépendant (constant) avec temporisation, c’est-à-dire qu’un intervalle de temps sera respecté avant le déclenchement de la protection. Cela donne le temps à d’autres protections, plus proches du défaut, de réagir et ainsi évité d’ouvrir une partie du réseau sain. Le même mode est appliqué actuellement sur la ligne électrique existante (Kossodo – Ziniaré – Kaya) afin d’éviter une révision du plan de protection du réseau amont. 3.9. Proposition de valeurs de réglages A partir des résultats obtenus lors des différents calculs de courant de court-circuit avec le logiciel Neplan, nous vous proposons les valeurs de seuil de réglage des protections en appliquant les contraintes ci-dessus.

48

3.9.1. Proposition de valeurs de réglages des protections de phases Hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée

Poste

Dori

Ouvrage Arrivée 0,4 T1//T2 Arrivée 33 T1//T2 Départ BPN Dépar TSA Départ Ville Gorom

Courant Iccbimini (A) 12307,45 96,6 193,2 193,2 151

0,8*Iccbimini (A)

TC

9846 77,28 154,6 154,6 120,8

50/5 50/5 100/5 25/5 25/5

Plage de choix de I réglage (A) 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 9846 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 77,28 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 154,6 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 154,6 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 120,8

80 80 130 33 33

I réglage (A)

tIR (s)

90 70 140 40 100

0,5 0,3 0 0 0,2

Hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori

Poste Kossodo Ziniaré

Kaya

Dori

Ouvrage Départ Ziniaré Arrivée Kossodo Arrivée 33 kV AT1//AT2 Arrivée 36 kV AT1//AT2 Départ Kaya Arrivée Ziniaré Arrivée 33 kV AT Arrivée 36 kV AT Départ Dori Arrivée Kaya Départ Ville Gorom Départ BPN Départ TSA Arrivée 33 T1//T2 Arrivée 0,4 T1//T2

Courant Iccbimini (A) 935,4 935,4 467,7 361,9 338,1 338,1 268,1 268,1 129,0 129,0 105,7 129,0 129,0 64,5 3940,9

0,8*Iccbimini (A)

TC

748,3 748,3 374,2 289,5 270,5 270,5 214,5 214,5 103,2 103,2 84,6 103,2 103,2 51,6 3152,7

150/5 150/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 25/5 100/5 25/5 50/5 50/5

Plage de choix de I réglage (A) 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 748,3 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 748,3 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 374,2 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 289,5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 270,5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 270,5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 214,5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 214,5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,3 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 51,6 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 3152,7

195 195 160 160 130 130 160 160 130 130 33 130 33 80 80

I réglage (A)

tIR (s)

300 260 240 220 200 190 180 170 150 140 100 x x x x

0,9 0,8 0,75 0,70 0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,2 x x x x

49

Tableau de synthèse de l’hypothèse N°1 et N°2 présentant la proposition des seuils de réglages des phases de la ligne électrique

Poste Kossodo Ziniaré

Kaya

Dori

Ouvrage Départ Ziniaré Arrivée Kossodo Arrivée 33 kV AT1//AT2 Arrivée 36 kV AT1//AT2 Départ Kaya Arrivée Ziniaré Arrivée 33 kV AT Arrivée 36 kV AT Départ Dori Arrivée Kaya Départ Ville Gorom Départ BPN Départ TSA Arrivée 33 T1//T2 Arrivée 0,4 T1//T2

Courant Iccbimini (A) 935,4 935,4 467,7 361,9 338,1 338,1 268,1 268,1 129,0 129,0 151,0 193,2 193,2 96,6 12307,5

0,8*Iccbimini (A)

TC

748,3 748,3 374,2 289,5 270,5 270,5 214,5 214,5 103,2 103,2 120,8 154,6 154,6 77,28 9846

150/5 150/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 25/5 100/5 25/5 50/5 50/5

Plage de choix de I réglage (A) 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 748,3 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 748,3 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 374,2 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 289,5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 270,5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 270,5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 214,5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 214,5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 120,8 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 154,6 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 154,6 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 77,28 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 3152,7

195 195 160 160 130 130 160 160 130 130 33 130 33 80 80

I réglage (A)

tIR (s)

300 260 240 220 200 190 180 170 150 140 100 140 40 70 90

0,9 0,8 0,75 0,70 0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,2 0 0 0,3 0,5

50

3.9.2. Proposition de valeurs de réglages des protections terre Hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée

Poste

Dori

Ouvrage Arrivée 0,4 T1//T2 Arrivée 33 T1//T2 Départ BPN Dépar TSA Départ Ville Gorom

Courant 3Io Courant 3ICo (A) (A) 19794,35 77,95 155,9 155,9 109,4

0 4,6 4,6 4,6 4,6

TC 2500 50/5 100/5 25/5 25/5

Plage de choix de I réglage (A) Ior < 0,8*(3Io) 15835,48 62,36 124,72 124,72 87,52

Ior > 6% InTC 150 3 6 1,5 1,5

I réglage (A)

tIR (s)

160 8 8 8 8

0,5 0,3 0 0 0,2

Ior > 1,2*3ICo 0 5,52 5,52 5,52 5,52

Hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori

Poste Kossodo Ziniaré

Kaya

Dori

Ouvrage Départ Ziniaré Arrivée Kossodo Arrivée 33 kV AT1//AT2 Arrivée 36 kV AT1//AT2 Départ Kaya Arrivée Ziniaré Arrivée 33 kV AT Arrivée 36 kV AT1 Départ Dori Arrivée Kaya Départ Ville Gorom Départ BPN Départ TSA Arrivée 33 T1//T2 Arrivée 0,4 T1//T2

Courant 3Io Courant 3ICo (A) (A) 214,7 214,7 107,35 189,8 130,1 130,1 84,1 84,1 56,8 56,8 44,4 56,8 56,8 56,8 0,5

53,9 44,5 22,25 19,9 39,8 2,4 2,4 9,7 24,3 6,6 6,6 0 0 0 0

TC 150/5 150/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 25/5 100/5 25/5 50/5 2500

Plage de choix de I réglage (A) Ior < 0,8*(3Io) 171,76 171,76 85,88 151,84 104,08 104,08 67,28 67,28 45,44 45,44 35,52 45,44 45,44 45,44 0,4

Ior > 6% InTC 9 9 6 6 6 6 6 6 6 6 1,5 6 1,5 3 150

Ior > 1,2*3ICo 64,68 53,4 26,7 23,88 47,76 2,88 2,88 11,64 29,16 7,92 7,92 0 0 0 0

I réglage (A)

tIR (s)

70 65 60 55 50 45 40 35 30 20 15 x x x x

0,9 0,8 0,75 0,70 0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,2 x x x x

51

Tableau de synthèse de l’hypothèse N°1 et N°2 présentant la proposition des seuils de réglages de terre de la ligne électrique Poste Kossodo Ziniaré

Kaya

Dori

Ouvrage Départ Ziniaré Arrivée Kossodo Arrivée 33 kV AT1//AT2 Arrivée 36 kV AT1//AT2 Départ Kaya Arrivée Ziniaré Arrivée 33 kV AT Arrivée 36 kV AT1 Départ Dori Arrivée Kaya Départ Ville Gorom Départ BPN Départ TSA Arrivée 33 T1//T2 Arrivée 0,4 T1//T2

Courant 3Io Courant 3ICo (A) (A) 214,7 53,9 214,7 44,5 107,35 22,25 189,8 19,9 130,1 39,8 130,1 2,4 84,1 2,4 84,1 9,7 56,8 24,3 56,8 6,6 109,4 6,6 155,9 4,6 155,9 4,6 77,95 4,6 19794,35 0

TC 150/5 150/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 100/5 25/5 100/5 25/5 50/5 2500

Plage de choix de I réglage (A) Ior < 0,8*3Io Ior > 6% InTC Ior > 1,2*3ICo 171,76 9 64,68 171,76 9 53,4 85,88 6 26,7 151,84 6 23,88 104,08 6 47,76 104,08 6 2,88 67,28 6 2,88 67,28 6 11,64 45,44 6 29,16 45,44 6 7,92 87,52 1,5 7,92 124,72 6 5,52 124,72 1,5 5,52 62,36 3 5,52 15835,48 150 0

I réglage (A)

tIR (s)

70 65 60 55 50 45 40 35 30 20 15 8 8 8 160

0,9 0,8 0,75 0,70 0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,2 0 0 0,3 0,5

Nous avons proposé des valeurs de réglage à savoir le courant et la temporisation pour le réglage nos protections contre les défauts de court-circuit biphasé et phase-terre. Nous allons ensuite vérifier la sélectivité entre nos protections en traçant des courbes de sélectivité relatif aux différents postes électrique (Ziniaré, Kaya, Dori) avec les valeurs de réglages proposé.

52

3.10. Vérification de la sélectivité entre les protections 3.10.1. Vérification de la sélectivité entre les protections des phases

Courbe de sélectivité des protections de Ziniaré 1200

Temporisation (mS)

1000

800 Arrivée Kossodo 600

Arrivée 33 kV AT1//AT2 Arrivée 36 kV AT1//AT2

400

Départ Kaya

200

0 0

100

200

300

400

500

Courant de réglage (A)

Courbe de sélectivité des protections de Kaya 1000

Temporisation (mS)

900 800 700

600

Départ Dori

500

Arrivée 36 kV AT

400

Arrivée 33 kV AT

300

Arrivée Ziniaré

200 100 0 0

50

100

150

200

250

300

Courant de réglage (A)

53

Courbe de sélectivité des protections de DORI 1000 900

Temporisation (mS)

800

700 600 500

Arrivée Kaya

400

Départ Ville Gorom

300

Arrivée 33 T1//T2

200

100 0 0

50

100

150

200

Courant de réglage (A)

3.10.2. Vérification de la sélectivité entre les protections terres

Courbe de sélectivité des protections de Ziniaré 1200

Temporisation (ms)

1000

800 Arrivée Kossodo 600

Arrivée 33 kV AT1//AT2 Arrivée 36 kV AT1//AT2

400

200

0 0

20

40

60

80

100

Courant de réglage (A)

54

Courbe de sélectivité des protections de Kaya 1000 900

Temporisation (mS)

800 700 600

Arrivée Ziniaré

500

Arrivée 33 kV AT

400

Arrivée 36 kV AT1

300

Départ Dori

200 100 0 0

10

20

30

40

50

60

70

Courant de réglage (A)

Courbe de sélectivité des protections de Dori 1000 900

Temporisation (ms)

800 700 600 500

Arrivée Kaya

400

Départ ville Gorom

300

Arrivée 33 T1//T2

200 100 0 0

5

10

15

20

25

30

35

Courant de réglage (A)

55

III. DISCUSSION ET ANALYSE En ce qui concerne l’obtention des résultats des différentes simulations, nous avons été confrontés à plusieurs difficultés, comme l’absence et les valeurs erronées des données d’entrée d’étude que nous avons résolue en menant nos recherches et grâce aux informations reçues par la SONABEL. Il faut ajouter que le logiciel employé Neplan est limité, et nous avons constaté cela lors des simulations des courants de courts-circuits phase-terre où la bobine de point neutre (BPN) devrait être connectée soit à Kossodo, soit à Dori en fonction du schéma d’exploitation. Neplan ne disposant pas de bobine de point neutre, mais connaissant la valeur de l’impédance de la mise à la terre de la BPN, nous l’avons insérée au point neutre du transformateur de puissance de 1600 kVA- 33/04 kV de Dori et ajoute un transformateur d’isolement fictif mis à la terre par une impédance de même valeur connectée entre le réseau amont et le jeu de barres 33 kV de Kossodo. Toutes ses modifications n’entravent en rien la pertinence et la réalité des résultats. Le logiciel Digsilent également un logiciel de dimensionnement et de simulation, contrairement à Neplan est plus complet avec tous les éléments d’un réseau électrique, précis et plus aisé à l’utilisation, mais auquel nous n’avons eu accès. A la suite des résultats obtenues pendant la simulation des courants de courts-circuits, triphasé, biphasé et phase-terre, nous avons constaté une petite différence entre nos résultats et celle réalisée par l’entreprise, due aux schémas d’exploitation. La centrale de Dori dispose de trois groupes électrogènes de puissances différentes qui alimentent la ville de Dori, Gorom et des petites localités, dont il faut tenir compte dans le schéma d’exploitation pour les simulations. Dans le cas où Dori fonctionne seul, pour la détermination des courants de défauts biphasé et phase-terre, les unités de productions, c’est-à-dire les groupes électrogènes ont des paramètres tels que la réactance subtransitoire (x’’d), inverse (X2) et homopolaire (Xo) très importants propre à chacun qu’il est impératif et nécessaire de renseigner. L’entreprise dans ses simulations n’a pas tenu compte des trois unités de production, mais n’a considéré qu’un générateur de puissance égale à la somme des puissances des groupes de la centrale qui aura lui également ses paramètres propres à lui. Nous restons sceptiques sur le schéma d’exploitation de l’entreprise, car l’objectif c’est de représenter à l’identique sur le logiciel les réalités de notre ligne électrique, aussi faut-il s’assurer lors du calcul biphasé que nos mises à la terre sont déconnectées, sinon cela devient un court-circuit biphasé-terre qui fausse les résultats des simulations. Nous pouvons dire que ce sont des facteurs divergents de nos résultats. Notre ligne électrique étant en parallèle avec le sol (terre) génère un courant capacitif très faible, et la naissance de ces courants entraine des déclenchements intempestifs des dispositifs de protection 56

et pourtant il y’a aucun défaut. Ces courants capacitifs sont des courants réactifs qu’il faut tenir compte dans le réglage des protections. En ce qui concerne le choix du mode de sélectivité pour le réglage des protections, c’est l’étape la plus importante de l’étude qui demande beaucoup d’attention, parce qu’un mauvais choix de mode sélectivité est synonyme de danger pour les matériels et les personnes. Nous pouvons dire qu’il n’existe pas de mode de sélectivité idéal, mais plus plutôt que l’idéal serait d’assurer de façon efficace sa fonction. La sélectivité logique serait bien indiquée pour notre ligne électrique, mais par manque de système de communication, son application n’est pas possible, mais beaucoup utiliser dans les réseaux de transport très haute tension. Pour notre ligne électrique nous avons opté pour une combinaison de mode de sélectivité l’ampèremétrique + chronométrique tout simplement parce que c’est le mode phare employé par la SONABEL dans ses réseaux moyennes tensions. C’est qu’il existe d’autres types de sélectivité mixtes tel que logique + directionnelle, chronométrique + directionnelle, mais leur application est très complexe, coûteuse, et certains exige beaucoup d’attention, d’entretien et de révision de façon régulière. En ce qui concerne la proposition des valeurs du courant et des temporisations pour le réglage des protections phases et phase-terre, nous avons appliqué les principes de réglage relatif aux protections. Concernant le réglage des courants nous avions utilisé les calibres des transformateurs de courant donnée par Schneider électrique qui a fourni les cellules électriques, et que dans la pratique c’est avec les calibres des transformateurs de courant qu’on calcule le courant réglages des protections des phases et phase-terre en plus d’autres principes. Le problème que nous avons observé se situe dans le poste de Dori pour la proposition des seuils de réglages des phases de la protection arrivée 33 T1//T2 où la contrainte 1,3 ∗ 𝐼𝑛𝑇𝐶 ≤ 𝐼𝑟 < 0,8 ∗ 𝐼𝑐𝑐𝑏𝑖 𝑚𝑖𝑛𝑖 n’est pas respecté. Nous avons obtenu 80 ≤ 𝐼𝑟 < 77,28 qui est un cas particulier appelé cas de consensus. Comme nous voulons protéger nos installations contre les défauts biphasés, nous négligerons le 1,3 ∗ 𝐼𝑛𝑇𝐶 qui égale à 80 A. Les valeurs ont été proposées tout en respectant le principe de réglage ci-dessus pour obtenir les courants de réglage, après le réglage des courants nous passons ensuite à la proposition des temporisations d’enclenchement de la protection. A propos de la temporisation nous avons fait des propositions tout en respectant le principe qui stipule que la différence des temps de fonctionnement 𝜟𝑻 entre deux protections successives est l’intervalle de sélectivité d’une valeur minimale de 200 millisecondes soit 0,2 seconde et maximale de 300 millisecondes soit 0,3 seconde, c’est-à-dire que la différence de temps entre Kossodo -Ziniaré, Ziniaré-Kaya, Kaya-Dori est comprise entre 200 et 300 57

millisecondes entre chaque poste électrique ainsi que les protections relatives à ces postes qui doivent venir au secours des protections qui n’arrivent pas à déclencher dû à une défaillance. Tout en respectant ce principe d’intervalle de sélectivité, nous avons 200 millisecondes entre nos postes électriques et 50 millisecondes d’intervalles entre chaque protection relative aux postes. Nous avons commencé à donner nos temporisations de l’aval vers l’amont c’est-à-dire de Dori en remontant jusqu’à Kossodo et façon croissante. Il faut ajouter également que la temporisation des arrivées doit être supérieure à celles des départs pour éviter qu’en cas de défaut sur un départ, que la protection à l’arrivée ne déclenche et n’ouvre en plus de la partie en défaut les autres parties saines. Nous avons évité de faire des propositions de temporisation exorbitant de l’ordre de seconde tel que 1,5 ; 2 ; 3, parce que si lors d’un court-circuit la protection la plus proche du défaut n’arrive pas à déclencher, et que la protection plus en amont doit attendre une ou deux secondes pour déclencher, sachons que les dégâts seront énormes. Le réglage des protections demeurera la partie la plus importante lorsqu’il s’agira de sécurité, le réglage n’est pas fixe et varie en fonction de l’étendue du réseau. Il n’existe pas de réglage parfait, parce que le réglage qui marche bien aujourd’hui peut être dans quelques années un danger auquel il faut remédier, en améliorant les protections ou en changeant le mode de sélectivité. La SONABEL sera toujours confrontée à ces problèmes dû au réseau burkinabé évoluant et grandissant.

IV. EVALUATION DU COUT DE REALISATION DU PROJET Pour concevoir un réseau électrique, l’aspect économique est la partie la plus importante du projet. Elle restera toujours le centre de préoccupation entre le promoteur du projet et l’exécutant. Le montant du projet de construction de l’interconnexion Kaya – Dori HTA 33 kV s’élève à 7 048 160 636 F CFA HTVA soit 8 316 829 550 TTC. Pour des raisons propres à l’entreprise nous n’avons pas eu accès aux détails des prix relatifs aux matériels et équipements pour la construction de la ligne et des postes électriques. Le projet de construction de la ligne électrique Kaya-Dori devrait débuter le 09 novembre 2015, mais ayant accusé un retard de 3 mois dans la réception du matériel, les travaux ont débuté en février 2016 et ont pris fin le 27 février 2017. A la fin des travaux, l’entreprise a procédé aux essais et aux mesures électriques qui lui sont demandées par l’employeur jusqu’à la date du 14 mars 2017 et la réception du projet s’est déroulé le 20 mars 2017. Le projet avait une durée d’un an et devrait se dérouler du 09 novembre 2015 au 09 novembre 2016.

58

V. IMPACTS ENVIRONNEMENTAL ET SOCIAL 6.1. Les impacts positifs du projet Les impacts positifs pendant les phases de préparation et de construction des lignes sont : • la création de revenues financiers du fait des emplois temporaires qui seront créés au profit des ouvriers locaux ; • la création de revenus financiers pour les femmes vendeuses de repas le long des chantiers. • l’amélioration des conditions de vie de plusieurs ménages et des citoyens du fait de l’accès à l’électricité dans les habitations et de l’éclairage public des routes principales des localités. A cela, il faut citer en accompagnement les possibilités offertes d’utiliser des postes de télévision avec les avantages qu’ils offrent en termes d’information, d’éducation des populations et de divertissement ; • l’amélioration des conditions d’études pour les élèves et les écoliers par suite de l’électrification des écoles des localités ; • un meilleur fonctionnement des centres de santé et des pharmacies, favorisant une meilleure prise en charge des malades. • un meilleur rendement des travailleurs des services publics et privés dans les localités ; • la création et l’amélioration de certains métiers tel que la soudure, la coiffure, la restauration ; • le développement des activités de commerce suite à un meilleur fonctionnement des boutiques et de toutes les zones commerciales des localités. 6.2. Les impacts négatifs du projet Les impacts négatifs pendant les phases de préparation et de construction des lignes sont : • les pertes de terres et d’arbres fruitiers, suite aux expropriations utiles aux travaux d’implantation de poteaux, des lignes et autres équipements liées au réseau de transport d’énergie électrique. Une indemnisation conséquente des personnes affectées par le cas d’expropriation a été effectuée et le reboisement des arbres abattus ; • le risque d’accidents lors des travaux de débroussaillement, de fouilles, d’implantations d’équipements et de tirage des lignes électriques. La signalisation adéquate des chantiers

59

et l’équipement des ouvriers en casques, gants, ceintures de sécurités et chaussures de sécurités sont proposées pour limiter ces risques d’accidents.

60

VI. CONCLUSION La protection du réseau électrique Kossodo – Ziniaré – Kaya – Dori - Gorom est indispensable afin d’assurer une bonne stabilité de celui-ci. En effet le système de protection mis en œuvre avec une sélectivité adéquate et un meilleur réglage afin d’assurer la continuité de service et de garantir une fonction de secours entre les différents éléments constitutifs de la chaîne de protection. Tout au long de notre mémoire, nous avons travaillé sur la sélectivité et le réglage des protections de l’interconnexion Kaya – Dori. Comme il s’agit de protection, nous avons dans un premier temps calculé les courants maximaux et les plus faibles courants de défaut pouvant survenir sur notre ligne et ensuite à l’aide du logiciel. Les courants maximaux sont les courants de courts-circuits triphasés et les faibles courants de défauts sont le courant de court-circuit biphasé et de court-circuit monophasé ou phase-terre ou encore homopolaire. Avec les résultats des différentes simulations obtenus que nous avons eu à comparer avec ceux de l’entreprise, on a constaté une légère différence due notamment à la petite différence constatée sur les schémas d’exploitations. Cette différence des résultats n’a pas entravé la suite de notre travail. Dans un second temps, après avoir choisi notre dispositif de protection, le choix de notre mode de sélectivité qui s’est porté sur la sélectivité mixte ou combiné entre la sélectivité ampèremétrique + la sélectivité chronométrique, nous avons appliqué le principe de réglage des protections relatif à notre mode de sélectivité choisi. En appliquant le principe, nous avons fait des propositions de valeurs réglage tels que le courant de réglage et la temporisation du déclenchement des protections sur notre file Kossodo – Ziniaré – Kaya – Dori. La protection est un domaine très vaste qu’il n’est pas aisé de définir et qui en plus englobe d’autres secteur comme le schéma de liaison à la terre. Dans les années à venir avec le développement des réseaux électriques du Burkina, la SONABEL sera confrontée à un problème de protection notamment sur les réglages des protections. Elle sera appelée à faire une révision complète de ses réglages sur toute l’étendue de son réseau et trouver d’autres modes de sélectivité avec des matériels plus modernes, pour leur système, en vue donc d’améliorer et d’optimiser la stabilité l’ensemble du réseau.

61

VII. RECOMMANDATIONS - PERSPECTIVES Afin d’assurer une bonne continuité du service en énergie de notre réseau d’interconnexion 33 kV HTA et de faciliter son exploitation, nous formulons les recommandations suivantes : ✓ pour la mise en œuvre d’une sélectivité parfaite, il y’a lieu de prévoir l’installation de système de communication entre les différents postes pour permettre la mise en œuvre de la sélectivité logique sur cette longue ligne électrique moyenne tension ; ✓ installer des détecteurs de défauts aériens (DDA) pour optimiser les recherches de défauts ; ✓ augmenter la capacité des éléments du réseau tels que les transformateurs, ou autotransformateurs lors d’une éventuelle extension du réseau ;

62

BIBLIOGRAPHIE [1]Benoît de METZ-NOBLAT, F. D. (2005). Calcul des courants de court-circuit. Schneider Electric. [2] Brachet, P. A. (2012). Complément techniques distribution électrique BT et HTA. Schneider électric. [3] Export, I. E. (2016). Etude de la sélectivité de la ligne électriques 33 kV Ouagadougou Ziniaré- Kaya - Gorom. INEO Energie Export. [4] FONTI, P. (2001). Transformateurs de courant: comment les spécifier. Schneider Electric. [5] JEANNOT, C. P. (1997). Guide de conception des résseaux électriques industriels. Schneider Electric. [6] Khaled, Z. (2013). Pilotage sous LabView d'un système de protection à max de courant. Algérie: Zaaboubi Khaled. [7] PREVE, C. (1996). Guide des protections des réseaux industriels. Shneider Electric. [8] Sautriau, F. (1991). Mise à la terre dans un réseau industriel haute tension. Merlin Gérin. [9] Selsabil, B. D. (2014). Calcul des protections d'un départ HTA (30 kV). OUARGLA: Selsabil, BEN DERRADJI. [10] Services, E. G. (1994). Plan de protection des réseaux HTA. EDF.

WEBOGRAPHIE [11] https://fr.wikipedia.org/wiki/Wikip%C3%A9dia:Accueil_principal

63

VIII. ANNEXE SOMMAIRE DES ANNEXES Annexe 1: Centrale de Dori fonctionne en ilôtée ..................................................................... 65 Annexe 2: Schéma d'exploitation proposé par INEO............................................................... 66 Annexe 3: Synthèse des résultats ses simulations des défauts biphasés d'INEO ..................... 67 Annexe 4: Synthèses des résultats des défauts phase-terre d’INEO ........................................ 68 Annexe 5: Proposition des seuils de réglage de phases de la ligne électrique d’INEO ........... 69 Annexe 6: Proposition des seuils de réglage de terre de la ligne électrique d’INEO............... 70 Annexe 7: Réglage actuelle de la ligne électrique Kossodo-Ziniaré-Kaya .............................. 71 Annexe 8: Données d'entrées de l'étude ................................................................................... 74 Annexe 9: Caractéristiques de la cellule départ ligne 36 kV Dori ........................................... 78 Annexe 10: Plan d'ensemble poste de Kaya ............................................................................. 79 Annexe 11: Plan d'ensemble poste de Dori .............................................................................. 80

64

Annexe 1: Centrale de Dori fonctionne en ilôtée

65

Annexe 2: Schéma d'exploitation proposé par INEO

66

Annexe 3: Synthèse des résultats ses simulations des défauts biphasés d'INEO

67

Annexe 4: Synthèses des résultats des défauts phase-terre d’INEO

68

Annexe 5: Proposition des seuils de réglage de phases de la ligne électrique d’INEO

69

Annexe 6: Proposition des seuils de réglage de terre de la ligne électrique d’INEO

70

Annexe 7: Réglage actuelle de la ligne électrique Kossodo-Ziniaré-Kaya

71

72

73

Annexe 8: Données d'entrées de l'étude

74

75

76

77

Annexe 9: Caractéristiques de la cellule départ ligne 36 kV Dori DESIGNATION

UNITES

Nombre

01

Marque

Schneider Electric

Type Tension assignée

F400 40.5 kV

Tension de service

36 kV

Courant assigné disjoncteur

630A

Courant assigné Jeu de barre

1250A

Pouvoir de coupure

25kA - 3s

Indice de protection

IP3X

Tension d’isolement à fréquence industrielle

95 kV

Tension de tenue aux chocs

250 kV

Réarmement Type de déclencheur Tension de commande Transformateurs de courant Mesure à 2 secondaires Protection

Relais de protection de distance type numérique

Compteur d’énergie numérique

Motorisé 220VAC

Emission de tension 48Vcc 100-200A/5-5A 10-20VA Cl : 0.5 ; 100-200A/5-5A 5-10VA 5P20 Mesures I, U, P, Q, S,+/-Wh, +/-VARh, φ Protections Protection principale complémentaire et de secours SL 7000

1 Sectionneurs de mise à la terre à manœuvre manuelle

Oui

Résistance anti-condensation 220VAC

Oui

Raccordement Boites d’essais courant et tension

Par câbles secs maxi 150mm²/Phase Essailec

Boutons de commande disjoncteur

Oui

Commutateur local/distance

Oui

Séquences de manœuvres Type de disjoncteur

O - 0.3 s - FO-15 s - FO Débrochable

78

Annexe 10: Plan d'ensemble poste de Kaya

79

Annexe 11: Plan d'ensemble poste de Dori

80

81