Rapport de Stage LT [PDF]

Zitiervorschau

UNIVERSITE MOHAMMED V DE RABAT ECOLE MOHAMMADIA D’INGENIEURS DEPARTEMENT : GENIE ELECTRIQUE

Projet de Fin d’année

Dimensionnement des postes électriques HTA/BT

Réalisé par :

Encadré par :

BENTOZER Anass

M. Mohamed DOUIYEH

OUKHAYI Hamza

Page 1

Dédicaces A nos chers parents Pour tous vos sacrifices,

A toutes nos familles Pour vos encouragements,

A nos amis Pour tous les moments de bonheur que nous avons passé ensemble,

Je vous dédie cet humble travail. BENTOZER ANASS OUKHAYI HAMZA

Page 2

Remerciements Je tiens à remercier mon encadrant externe Mr. Mohammed DOUIYEH, pour le temps qu’il nous a consacré et pour les précieuses informations qu’il nous a fournies avec intérêt et compréhension. Mes remerciements vont à tout le personnel que j’avais contacté au sein de LUMIERES ET TECHNOLOGIE, auprès desquelles j’avais trouvé l’accueil chaleureux, l’aide et l’assistance dont j’avais besoin.

Page 3

Résumé Le travail effectué dans ce stage représente une étude et dimensionnement d’un poste électrique de transformation HTA/BT. Dans notre étude nous sommes passés, d’abord, par différentiation entre les différents types de poste et après on a entamé les définitions et le rôle de chaque équipement dans le poste. Ensuite, pour faciliter la tâche à l’utilisateur pour choisir appareillages les plus adéquats on a donné les critères de choix par l’utilisation des normes.

Page 4

ABSTRACT The work carried out in this training course represents a study and dimensioning of an electric station of HTA/BT transformation. In our study we have passed, first, by differentiation between the different types of station and then we have started the definitions and the role of each equipment in the station. Then, in order to facilitate the task of the user to choose the most adequate equipment, we have given the criteria of choice by using the standards.

Page 5

Table des matières Introduction générale : ......................................................................................................................... 9 CHAPITRE 01 : Présentation de l’organisme d’accueil......................................................................... 10 1.1

Introduction : ....................................................................................................................... 11

1.2

Présentation de LT : ............................................................................................................ 11

1.3

Développement d’activités et évolution ............................................................................. 11

1.4

Domaines d’activités............................................................................................................ 13

1.4.1

Activité de Maintenance.............................................................................................. 13

1.4.2

Activité Tertiaire et Industrielle................................................................................. 14

1.4.3

Activité Aéroportuaire ................................................................................................ 16

1.4.4

Activités Ferroviaire .................................................................................................... 16

1.5

Présentation de la cellule d’accueil .................................................................................... 17

Conclusion ........................................................................................................................................ 18 Chapitre 03 : ........................................................................................................................................ 19 LES ARCHITECTURES DE RESEAUX ......................................................................................... 19 3.1

Introduction ......................................................................................................................... 20

3.2

Définition :............................................................................................................................ 20

3.3

Différents types d'alimentation HTA................................................................................. 20

3.3.1

Raccordement sur un réseau radial HTA (simple dérivation) ................................ 20

3.3.2

Raccordement sur une boucle HTA (coupure d’artère) .......................................... 21

3.3.3

Raccordement sur deux câbles HTA en parallèle (double dérivation) ................... 22

3.4

La cellule de comptage ........................................................................................................ 23

3.4.1

Le comptage BT ........................................................................................................... 23

3.4.2

Le comptage HTA........................................................................................................ 24

Chapitre 04 : ........................................................................................................................................ 26 Les posts HTA/BT ............................................................................................................................... 26 4.1

Introduction ......................................................................................................................... 27

4.3

L’endroit d’un poste ............................................................................................................ 27

4.4

Catégories des postes :......................................................................................................... 28

4.4.2

Poste sous enveloppe préfabriqué .............................................................................. 29

4.4.3

Poste maçonne : ........................................................................................................... 30

4.4.3.1 Poste de distribution publique (DP) : ................................................................................ 30

Page 6

4.5

Les caractéristiques d’un poste HTA/BT: ......................................................................... 32

4.6

Appareillage HTA : ............................................................................................................. 33

4.7

Les Cellules préfabriquées .................................................................................................. 37

4.6.4

Fusible moyenne tension : ........................................................................................... 43

4.6.5

Interrupteurs-sectionneur .......................................................................................... 46

4.6.6

Transformateur HTA/BT ........................................................................................... 49

4.6.7

Parafoudre ................................................................................................................... 53

4.6.8

Les relais de protection ............................................................................................... 55

4.6.9

Transformateur de courant : ...................................................................................... 58

4.6.10

Transformateur de tension : ....................................................................................... 61

Chapitre 05 : ........................................................................................................................................ 64 Le dimensionnement d’un poste de transformation......................................................................... 64 5.1

Introduction : ....................................................................................................................... 65

5.2

Calcul des courants de court-circuit : ................................................................................ 65

5.2.1 Généralités : ......................................................................................................................... 65 5.2.2 Types de court-circuit : ......................................................................................................... 65 5.2.3 Méthodes de calcul : ............................................................................................................ 66 5.3

Spécificité de l’appareillage ................................................................................................ 67

5.4

Choix des appareils de coupure.......................................................................................... 68

5.4.1 Choix d'un disjoncteur MT.................................................................................................... 68 5.4.2 Choix des fusibles ................................................................................................................. 69 5.4.3 Le choix des cellules interrupteur-fusibles ........................................................................... 70 5.5

Choix de la puissance nominale du transformateur ......................................................... 73

5.5.1 Méthode de détermination de la puissance : ...................................................................... 73 5.5.2 Calcul de courant de court-circuit d’un transformateur : .................................................... 74 Conclusion générale : .......................................................................................................................... 75

Page 7

Introduction générale

Liste des figures Figure 1: Développement d’activités et évolution ................................................................................................. 11 Figure 2: Développement d’activités et évolution de LUMIERES ET TECHNOLOGIE .............................................. 12 Figure 3:Domaines d’activité de LUMIERES ET TECHNOLOGIE ............................................................................. 12 Figure 4 : Vue globale du LUMIERES ET TECHNOLOGIE ........................................................................................ 12 Figure 5 : Exemple de produits de LUMIERES ET TECHNOLOGIE ........................................................................... 14 Figure 6: Schéma du système d’enregistrement d’évènements ............................................................................ 15 Figure 7: Organigramme de LUMIERES ET TECHNOLOGIE .................................................................................... 18 Figure 8 : Simple dérivation ................................................................................................................................... 21 Figure 9 : Installation avec transformateur HTA/BT unique, avec comptage BT .................................................. 21 Figure 10 : Coupure d'artère ................................................................................................................................. 22 Figure 11 : Double dérivation ................................................................................................................................ 23 Figure 12 : Poste de livraison a comptage BT ....................................................................................................... 24 Figure 13 : Poste de livraison a comptage MT ...................................................................................................... 25 Figure 14 : Poste sur poteau. ................................................................................................................................ 29 Figure 15 : Poste sous enveloppe préfabriqué ...................................................................................................... 30 Figure 16 : Poste de distribution publique. ........................................................................................................... 31 Figure 17 : Poste de livraison a comptage MT. .................................................................................................... 32 Figure 18 : Architecture générale d’un poste HTA/BT. ......................................................................................... 33 Figure 19 : Arc concentré [a] et arc diffus [b]. ....................................................................................................... 36 Figure 20 : Principes de la coupure par autocompression [a], et par arc tournant [b]. ........................................ 37 Figure 21 : Chambre de coupure d’un disjoncteur à coupure dans l’air ............................................................... 40 Figure 22 : Coupe schématique d’un fusible HTA. ................................................................................................ 44 Figure 23 : Les zones de fonctionnement des fusibles HTA. .................................................................................. 45 Figure 24 : Courbes de fusion et de limitation. ..................................................................................................... 46 Figure 25 : Transformateur MT/BT. ...................................................................................................................... 50 Figure 26 : Circuit magnétiques. ........................................................................................................................... 51 Figure 27 : Un relais de protection. ....................................................................................................................... 52 Figure 28 : Exemple de structure d'un parafoudre ZnO en enveloppe porcelaine ................................................ 55 Figure 29 : Relais électromagnétique à induction par disque simple. ................................................................... 57 Figure 30 : Transformateur de courant type tore. ................................................................................................ 60 Figure 31 : Le courant de transition et la durée d'ouverture de l'interrupteur. ..................................................... 71 Figure 32 : Répartition des courants de l'installation. ........................................................................................... 72 Figure 33 : Pouvoir de coupure de l’interrupteur du SM6. .................................................................................... 73 Figure 34 : Essai en courte circuit. ......................................................................................................................... 74

Page 8

Introduction générale

Introduction générale : Un poste à moyenne tension est un ouvrage placé à un nœud d’un réseau, qui regroupe un ensemble d’équipements destiné à assurer la protection et faciliter l’exploitation. Les postes MT/BT assurent l’interface entre les réseaux de distribution MT et BT, l’alimentation d’une installation électrique est effectuée avec un poste de transformation MT/BT qui est disposé au plus près des éléments consommateurs d’énergie. Les postes de distribution MT/BT peuvent avoir deux finalités : •

L’interconnexion entre les lignes de même niveau de tension, cela permet de répartir l’énergie sur les différentes lignes issues des postes.

•

La transformation de l’énergie électrique, les transformateurs permettent de passer d’un niveau de tension à un autre.

Nous pouvons donc classer les postes par rapport aux réseaux sur lesquels ils sont utilisés ainsi que par les fonctions qu’ils remplissent, la réalisation d’un poste MT/BT implique la connaissance préalable : •

Des besoins à satisfaire (puissance, disponibilité de l’installation, exploitation).

•

Des normes de référence et des textes réglementaires (niveau de tension, qualité de la fourniture, puissance de court-circuit,...).

•

Des besoins spécifiques liés aux utilisations (variations de tension tolérées, compensation de l’énergie réactive, immunité des récepteurs aux perturbations, réglementation liée à la sécurité des installations,...).

•

Des contraintes d’installation et d’environnement.

A travers ce rapport, nous allons présenter une description générale des différents postes MT/BT, après, nous exposons en détail le Poste livraison à comptage moyenne tension y compris les différents équipements qui existent dans le poste et leurs choix pour fournir à l'utilisateur une proposition du choix des appareillages les plus adéquats.

Page 9

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

CHAPITRE 01 : Présentation de l’organisme d’accueil

Page 10

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

1.1 Introduction : Connaître l’organisme d’accueil, sa structure, ses secteurs d’activités, les valeurs que véhiculent ses actions, sa culture ainsi que sa vision globale est primordiale avant d’entamer toute tâche. Le présent chapitre a pour but de présenter en premier lieu une description de l’organisme d’accueil (LT), ses principales activités et ses différents départements notamment celui de la réalisation, dans lequel nous avons effectué notre projet de fin d’études.

1.2 Présentation de LT : Lumières et Technologie est une entreprise Marocaine fondée en 1993 par M. Khalid Bekhiche. Forte de son expertise en conception, réalisation et maintenance d’infrastructure électrique, Lumières et Technologie accompagne ses clients dans leurs grands projets grâce à des conceptions innovantes, des réalisations maîtrisées et une équipe d’experts. Avec plus de 200 collaborateurs, Lumières et technologie est devenue un joueur clé dans la réalisation de projets d’envergure dans les domaines ferroviaire, Aéroportuaire, Industriel et tertiaire .

1.3 Développement d’activités et évolution

Figure 1: Développement d’activités et évolution

Page 11

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

Missions: ✓ Offrir des solutions techniques innovantes et adaptées aux besoins du client en s’appuyant sur notre expertise des ouvrages complexes et notre réseau de partenaires ✓ Renforcer notre vocation de partenaire des chantiers structurants du Maroc et développer de nouveaux marchés ✓ Maintenir une performance élevée, à travers l’intelligence collective de l’équipe et le développement de compétences techniques dans des domaines stratégiques. ✓ Améliorer, en permanence, la satisfaction de nos clients

Figure 2: Développement d’activités et évolution de LUMIERES ET TECHNOLOGIE

Figure 3:Domaines d’activité de LUMIERES ET TECHNOLOGIE

Figure 4 : Vue globale du LUMIERES ET TECHNOLOGIE

Page 12

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

1.4 Domaines d’activités Conception, réalisation et maintenance des infrastructures dans les secteurs d’activités suivants : ✓ ✓ ✓ ✓

Tertiaire Ferroviaire Industrie Aéroportuaire

1.4.1 Activité de Maintenance

• • •

Maintenance préventive Gamme de maintenance préventive Fiches de suivi Calcul des indicateurs

• • •

Maintenance corrective Gamme de maintenance corrective Fiches d’intervention Enregistrement des pannes

• •

Planification et Ordonnancement Planning annuel Programme hebdo / mensuel

• • • •

Organisation et Méthode de la Maintenance Planification de la maintenance systématique Fiches de suivi Fiches d’intervention curative Suivi des stocks de rechange

• • • • •

Reporting et Performance Rapport périodique Taux de respect du planning Disponibilité Temps moyen de réaction Analyse de criticité (Fréquence, Gravité, Détectabilité)

Page 13

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

Références : Projets de maintenance • • • • •

Travaux d’entretien courant du circuit de retour de traction électrique des installations SUD & NORD Maintenance des installations de signalisation électrique et mécanique sur le réseau ferroviaire classique du Maroc Maintenance de détecteurs des boîtes chaudes et freins serrés sur le réseau ONCF Maintenance du système de traitement de bagages du Terminal 1 de l’aéroport Mohammed V Maintenance du groupe électrogène Temps Zéro de l’aéroport MARRAKECH Ménara

1.4.2 Activité Tertiaire et Industrielle 1.4.2.1 Projets clés en main d’installation électrique •

Réalisation des installations électriques de secours et de sécurité pour les environnements dont la continuité de service est primordiale (Aéroports, Transport ferroviaire, Hôpitaux, Télécom…)

•

Installation et maintenance des Groupe électrogène et onduleurs

•

Respect des normes spécifiques de sécurité : OACI, NFC 15-211…

Figure 5 : Exemple de produits de LUMIERES ET TECHNOLOGIE

Page 14

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

1.4.2.2 Domaine d’Activité Industrie : Produits •

Système de contrôle commande de sectionneurs Ce système permet la commande d’ouverture et de fermeture à distance des sectionneurs motorisés par le biais d’un pupitre de commande installé dans la salle de contrôle.

•

Système d’enregistrement d’évènements C’est un système intelligent qui permet de : •

• •

Enregistrer en permanence les évènements survenus dans une gare lors le passage d’un train, la manouvre d’un appareil de voie et en cas de la commande des signaux. Visualiser en temps réel l’état de la gare à travers un interface de supervision basé sur le tableau contrôle Optique de la gare. Consulter et mettre à jours l’Historique et les alarmes

Figure 6: Schéma du système d’enregistrement d’évènements

•

Système de contrôle commande de balisage informatisé

C’est un système de supervision de contrôle-commande informatisé des aides visuelles aéroportuaires. Il permet de commander et contrôler en temps réel le système lumineux de balisage et les mâts d’éclairage du parking d’avions •

Portail intelligent d'accès aux zones sensibles

Page 15

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

Ce système répond au besoin de protection des zones sensibles. Il permet d’y accéder à l’aide d’un portail

1.4.3 Activité Aéroportuaire Partenaire privilégié de l’ONDA depuis 1993, Lumières et Technologie fournit, installe et entretient des infrastructures clés en mains dans la majorité des aérogares et aérodromes du Maroc. L’expertise de Lumières et technologie couvre 3 domaines clés: ▪ ▪

▪

Aides à la navigation aérienne : Balisage lumineux des pistes, Tour de contrôle, ILS, VOR-DME Équipements Aérogare : Systèmes de traitement de bagages, Téléaffichage, Passerelles télescopiques, Équipements et systèmes de sécurité aéroportuaires Énergie: Éclairage de parking avions et voitures, Centrales électriques

Certains projets sont réalisés en partenariat avec des partenaires tel que Alpha Airport et Daifuku Logan.

1.4.4 Activités Ferroviaire •

L’ONCF est engagé dans un programme stratégique d’investissement pour moderniser et étendre le réseau ferré.

•

Partenaire privilégié de l’ONCF, Lumières et Technologie fournit, installe et entretient des infrastructures clés en mains dans la majorité du réseau ferré marocain.

•

Notre expertise couvre les installations ferroviaires suivantes :

✓ Signalisation ferroviaire ✓ Sous-stations Certains projets sont réalisés avec des partenaires tel que ALSTOM, INEO, COLAS, BOMBARDIER, ANSALDO, CAFsignaling, SENER, Mermec.

Page 16

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

1.5 Présentation de la cellule d’accueil Le Responsable du Bureau d’études et planification (BEP) est le garant de la fiabilité de la conception des études, des plans de réalisation et de la maintenance sur la base des contrats, des cahiers des charges et des engagements établis avec les clients et en coordination avec la Direction Travaux, la direction R§D et les responsables des activités : • • • •

Recueil de l’information incluant celle des benchmarks : cahier des charges, contrats, Traitement des données et traduction à des plans de conception et d’exécution Assurance qualité et autocontrôle Validation par les clients et utilisateurs interne

Il veille à la conception des plans de réalisation des projets et schémas d’exécution dans le respect total des exigences et des contraintes client en optimisant : • • • •

les affectations des ressources matérielles de la réalisation des projets Les ressources financières et budgétaires allouées aux projets Le planning de réalisation avec des estimations des délais ambitieux En mettant en amont les autocontrôles nécessaires à la qualité des produits fournis aux clients

Sur la base des contrats engagés avec les clients ou les cahiers des charges, il assure la coordination et l’encadrement nécessaires avec la Direction Travaux, des activités et de la R§D afin de : • • • •

La faisabilité technologique du projet La faisabilité et la rentabilité du projet La cohérence financière et budgétaire pour la réussite du projet L’ordonnancement et le lancement du projet

Page 17

Chapitre 02 : Contexte du projet et cahier des charges

Figure 7: Organigramme de LUMIERES ET TECHNOLOGIE

Conclusion La première partie du chapitre a été un prélude afin de présenter l'entreprise d'accueil. En effet, il présente une description globale du Lumières et technologie, ainsi que les différents Domaine d’Activité et le département accueillant. Ensuite, nous avons présenté une généralité sur les produits et les projets réalisés

Page 18

Chapitre 03 : Analyse fonctionnelle du système

Chapitre 03 : LES ARCHITECTURES DE RESEAUX

Page 19

Chapitre 03 : Analyse fonctionnelle du système

3.1 Introduction L'architecture d'un réseau de distribution électrique industriel est plus ou moins complexe suivant le niveau de tension, la puissance demandée et la sûreté d'alimentation requise. Nous allons identifier les différents postes de livraison HTB et HTA, et la structure des réseaux HTA et BT. A la fin du chapitre, six exemples typiques de schémas de réseaux industriels sont montrés.

3.2 Définition : Les niveaux de tension sont définis par les normes NF C 15-100 ET NF C 13-200. - HTB

pour une tension composée supérieure à 50 kV

- HTA

pour une tension composée comprise entre 1 kV et 50 kV

- BTB

pour une tension composée comprise entre 500 V et 1 kV

- BTA

pour une tension composée comprise entre 50 V et 500 V

- TBT

pour une tension composée inférieure ou égale à 50 V

3.3 Différents types d'alimentation HTA 3.3.1 Raccordement sur un réseau radial HTA (simple dérivation) Le poste est alimenté par une dérivation du réseau radial (aérien ou câble), aussi appelé réseau en antenne, de distribution moyenne tension. Ce type de réseau permet une alimentation unique pour les récepteurs.

Page 20

Chapitre 03 : Analyse fonctionnelle du système

Figure 8 : Simple dérivation

Le poste comporte, en règle générale, une cellule arrivée et protection générale par interrupteur-sectionneur et fusibles avec des sectionneurs de mise à la terre, comme indiqué sur la figure ci-dessous.

Figure 9 : Installation avec transformateur HTA/BT unique, avec comptage BT

Dans certains pays un transformateur monté sur poteau, sans interrupteur-sectionneur ou fusibles (installés sur le poteau), constitue le "poste". Ce type de distribution est très courant dans les zones rurales. Les dispositifs de protection et de manœuvre sont éloignés du transformateur et commandent généralement une ligne aérienne principale sur laquelle sont connectées des lignes aériennes secondaires.

3.3.2 Raccordement sur une boucle HTA (coupure d’artère) L’alimentation du poste est insérée en série sur la ligne du réseau de distribution moyenne tension en boucle , et permet le passage du courant de la ligne via un jeu de barres. Ce type de raccordement permet deux alimentations possibles pour les récepteurs ().

Page 21

Chapitre 03 : Analyse fonctionnelle du système

Figure 10 : Coupure d'artère

Le poste comporte 2 arrivées avec interrupteur-sectionneur, insérées sur la boucle et connectées à un jeu de barres.Ces appareillages sont équipés de sectionneurs de mise à la terre. Tous les interrupteurs et les sectionneurs de mise à la terre ont un pouvoir assigné de fermeture permettant leur fermeture sur le courant de court-circuit du réseau. Les interrupteurs peuvent être motorisé, permettant ainsi un pilotage à distance par le distributeur d'énergie (motorisation de type 2 ENEDIS) Ce schéma permet à l’utilisateur de bénéficier d’une alimentation fiable à partir de deux départs MT, ce qui limite les temps d’interruption en cas de défaut ou de travaux sur le réseau du distributeur. Les domaines d’utilisation de ce schéma sont les réseaux souterrains de distribution publique MT, en zone urbaine.

3.3.3 Raccordement sur deux câbles HTA en parallèle (double dérivation) Lorsqu’il est possible de disposer de deux câbles souterrains en parallèle pour alimenter un poste, on utilise un tableau HTA similaire à celui du poste en coupure d’artère.

Page 22

Chapitre 03 : Analyse fonctionnelle du système

Figure 11 : Double dérivation

La principale différence avec le poste en coupure d’artère est que les deux interrupteurssectionneurs sont inter-verrouillés de façon à ce qu’un seul d’entre eux puisse être fermé à la fois, sa fermeture interdisant celle de l’autre interrupteur. En cas de perte de l’alimentation, l’interrupteur d’arrivée correspondant doit être ouvert et l’interverrouillage doit permettre de fermer l’interrupteur qui était ouvert. Cette séquence peut être réalisée de façon manuelle ou automatique. Les domaines d’utilisation de ce schéma sont les réseaux de certaines villes à forte densité ou en extension alimentés par câbles souterrains.

3.4 La cellule de comptage 3.4.1 Le comptage BT Un poste de livraison à comptage BT est une installation électrique raccordée à un réseau de distribution publique sous une tension nominale de 1 à 35 kV comprenant un seul transformateur HTA/BT dont la puissance est en général inférieure ou égale à 1250 kVA. • • • •

La norme NF C 13-100 définit le poste HTA à comptage BT par : Une tension 1 à 33 kV (valeur usuelle 20 kV), Un seul transformateur, Courant secondaire assigné est au plus égal à 2000 A (soit en pratique une puissance maximale P max ≤ 1250 kVA).

La valeur maximale 2000 A impose en pratique, selon les tensions, de se limiter à une puissance maximale normalisée du transformateur de : •

1250 kVA en 20 kV,

Page 23

Chapitre 03 : Analyse fonctionnelle du système

• • •

1000 kVA en 15 kV, 630 kVA en 10 kV, 400 kVA en 5,5 kV.

Figure 12 : Poste de livraison a comptage BT

3.4.2 Le comptage HTA Un poste de livraison à comptage HTA est une installation électrique raccordée à un réseau de distribution publique sous une tension nominale de 1 à 35 kV comprenant généralement un seul transformateur HTA/BT de puissance supérieure 1250 kVA ou plusieurs transformateurs. • • • • •

La norme NF C 13-100 définit le poste HTA à comptage HTA par : Une tension 1 à 33 kV (valeur usuelle 20 kV), Soit un seul transformateur de courant secondaire assigné supérieur à 2000 A (soit en pratique une puissance P > 1250 kVA), Soit plusieurs transformateurs. Le courant d’appareillage HTA est en général inférieur à 400 A.

Dans le cas d’un transformateur unique, la valeur minimale 2000 A impose, selon les tensions, une puissance minimale normalisée du transformateur de : • • •

1600 kVA en 20 kV, 1250 kVA en 15 kV, 1000 kVA en 10 kV,

Page 24

Chapitre 03 : Analyse fonctionnelle du système

•

630 kVA en 5,5 kV.

Figure 13 : Poste de livraison a comptage MT

Page 25

Annexes

Chapitre 04 : Les posts HTA/BT

Page 26

Annexes

4.1 Introduction Un réseau électrique est un ensemble d’outils destiné à produire, à transporter et à distribuer de l’énergie électrique. Il est constitué des générateurs, des transformateurs, des lignes de transport, de distribution et de répartition. Un poste à moyenne tension est un ouvrage placé à un nœud d’un réseau, qui regroupe un ensemble d’équipements destiné à assurer la protection et faciliter l’exploitation.

4.2 Rôle d'un poste HTA/BT : Les postes assurent l’interface entre les réseaux de distribution HTA et BT. Ces postes assurent l’alimentation d’une installation électrique, ils sont disposés au plus près des éléments consommateurs d’énergie. Ce type de poste s’adapte à tous les modes d’exploitation et doit pour cela remplir les fonctions suivantes : • • •

Distribuer une puissance et protéger les départs. Isoler le poste du réseau en cas de défaut. Gérer le réseau en cas de défaut.

Les postes de distribution peuvent avoir deux finalités : • •

L’interconnexion entre les lignes du même niveau de tension, cela permet de répartir l'énergie sur les différentes lignes issues des postes. La transformation de l’énergie électrique : les transformateurs permettent de passer d’un niveau de tension à un autre.

4.3 L’endroit d’un poste Le choix de l’endroit d’implantation se fera selon plusieurs critères : •

L’accès direct à la partie du poste par le distributeur.

•

Faisabilité de raccordement.

•

Croisements avec d’autres canalisations.

•

Conditions d’exploitation et de sécurité.

L’utilisateur doit fournir certains renseignements au distributeur avant tout projet.

Page 27

Annexes

4.4 Catégories des postes : Ils sont classés en trois catégories : Poste sur poteau (S≤160 KVA). Poste sous enveloppe préfabriqué. Poste en maçonnerie.

4.4.1

Poste sur poteau :

Le poste sur poteau est le poste le plus simple, il est utilisé dans le cas où la puissance du transformateur est inférieure ou égale à 160 KVA. Ce poste permet une alimentation économique de la clientèle. Il comporte, un transformateur raccordé directement ou avec fusibles. Il est protégé contre les surtensions par des éclateurs à cornes (anti oiseaux) avec des parafoudres et contre les surintensités par un disjoncteur à basse tension. Le transformateur alimente le réseau par l’intermédiaire d’un disjoncteur, qui assure l’isolement et la protection de ce réseau. Il est accroché en haut d’un poteau principal. Le disjoncteur est enfermé dans un coffret étanche, lui-même accroché sur le poteau, et en plus de son fonctionnement automatique sur défauts basse tension. Des câbles isolés assurent la liaison entre le transformateur et le coffret basse tension d’une part, et entre le coffret et la ligne basse tension alimentant le réseau de distribution, d’autre part. Dans un poste sur poteau, le nombre maximum de départs basse tension est fixé à deux.

Page 28

Annexes

Figure 14 : Poste sur poteau.

4.4.2

Poste sous enveloppe préfabriqué

Les postes préfabriqués sont réalisés en utilisant des : tableaux MT, tableaux BT, transformateur,… etc., regroupés dans une enveloppe ayant pour rôle la protection des équipements internes contre les influences externes et d'assurer un degré de protection vis à vis du public. Ces postes sont fabriqués, câblés et testés chez le constructeur, regroupant le transformateur, l’appareillage MT et BT, les connexions et les équipements auxiliaires, ils limitent, donc, les temps d’étude et de réalisation. Le transformateur et l’appareillage sont rassemblés dans une enveloppe métallique, le départ s’effectue en aérien ou en souterrain, Ces postes sont très compacts et leur mise en place est très rapide, parmi les avantages les Plus connus : • • •

Génie civil simplifié (uniquement plateforme). Disponibilité immédiate clés en mains (dès l’ouverture du chantier). Gain de temps et d’espace.

Ce type de poste est transporté par camion. Il est déposé sur une dalle en ciment. Le montage consiste à raccorder les câbles d’arrivée et de départ.

Page 29

Annexes

Figure 15 : Poste sous enveloppe préfabriqué

4.4.3

Poste maçonne :

On distingue trois types essentiels des postes maçonnés : • • •

Postes de distribution publique. Postes livraison à comptage BT. Postes livraison à comptage MT.

4.4.3.1 Poste de distribution publique (DP) : Ces postes désignés à usage public (clients domestiques, bâtiments, lotissements,…), assurent le passage de la moyenne tension ( ) à la basse tension ( ) d’une manière permanente. Ces postes sont constitués de trois parties : • • •

L’équipement pour le raccordement au réseau amont. Le transformateur de distribution. Le tableau des départs (tableau de distribution publique) comme points de raccordement du réseau aval de distribution en basse tension.

Page 30

Annexes

Figure 16 : Poste de distribution publique.

4.4.3.2 Poste livraison à comptage BT

Ce poste possède presque les mêmes caractéristiques que le poste, la seule différence c’est que dans le poste livraison à comptage on trouve deux accès et un panneau de comptage, par contre le poste contient un seul accès et un tableau de distribution publique. 4.4.3.3 Poste livraison à comptage MT

Ce type est destiné aux clients d’une large consommation de l’énergie électriques (S> 630KVA) ou pour un poste de plusieurs transformateurs, dans ce cas le comptage se fera Grâce à une cellule de comptage MT, il existe aussi deux types de postes livraison à comptage MT : • •

Postes livraison à protection par cellule disjoncteur. Postes livraison à protection par cellule interrupteur fusible combiné.

Page 31

Annexes

La protection par disjoncteur est obligatoire lorsque le courant côté MT est supérieur à 45A (norme CEI60265). Ce type de poste comprend : • • • • •

Une cellule arrivée (réseau) IM. Une cellule départ (réseau) IM. Une cellule Comptage et mesure CM. Une cellule de protection générale par disjoncteur double sectionnement DM2. Une ou plusieurs cellules de protection individuelles par des QM ou DM1.

Figure 17 : Poste de livraison a comptage MT.

4.5 Les caractéristiques d’un poste HTA/BT: Les postes HTA/BT sont caractérisé par : • •

Les tensions d'entrées sont : 10 ou 50 kV, Les tensions de sortie (utilisation) sont : 230/ 400 V,

Page 32

Annexes

•

• • • •

Mode d’alimentation : - Souterrain : Coupure d’artère, - Aérien : Dérivation. Une cellule de protection générale par disjoncteur HTA Une cellule de comptage de l’énergie (tension et courant), Protection des transformateurs par fusible HTA, Tableau générale basse tension (TGBT).

Figure 18 : Architecture générale d’un poste HTA/BT.

4.6 Appareillage HTA : 4.6.1

L’isolation des appareillages

Dans les applications moyenne tension, le choix entre un appareillage de commutation isolé par air (AIS) et un appareillage de commutation isolé par gaz (GIS) peut se faire de manière objective en comprenant les différences entre les équipements. Aujourd'hui, la majeure partie des équipements installés sont des appareillages de commutation isolés par air. Pourtant, les équipements isolés au gaz peuvent présenter des avantages dans certaines applications. Comme nous le verrons à la page suivante, l'un des principaux avantages des GIS est l'encombrement. Afin de déterminer le bon équipement à appliquer, il est préférable de comprendre comment l'équipement est conçu, exploité et entretenu. Ce document identifie les considérations clés pour la sélection du type d'appareillage de commutation moyenne tension utilisé dans les applications industrielles, pétrolières et gazières, les services publics, les centres de données et autres applications commerciales.

Page 33

Annexes

4.6.1.1 Distances d'isolement

Les distances d'isolement sont des espaces de rigidité diélectrique spécifiée dans des gaz ou des liquides dans les chemins de courant ouverts des appareils de commutation. Elles doivent répondre à des conditions particulières pour la protection des personnes et des installations et leur existence doit être clairement perceptible lorsque l'appareil de commutation est ouvert. 4.6.1.2 La différence entre les équipements AIS et GIS

L'AIS utilise l'air comme principal moyen d'isolation. Les AIS sont également classés comme étant enveloppe métallique. L'appareillage de commutation à enveloppe métallique possède des barrières étendues, des volets, des bus primaires recouverts d'isolant, et utilise des disjoncteurs à vide pour interrompre les défauts. Les appareillages de commutation à enveloppe métallique sont conçus, fabriqués et testés conformément aux normes suivantes l'American National Standards Institute (ANSI), l'Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) et l'American National Standards Institute (ANSI). Les SIG sont dotés de boîtiers scellés remplis de gaz isolant (hexafluorure de soufre (SF6)). Hexafluorure de soufre (SF6) ou un mélange de SF6 et d'autres gaz isolants. Qui ont été récemment mis sur le marché) pour l'isolation et utilise des disjoncteurs à montage fixe avec des sectionneurs à trois positions. Trois positions. Les appareillages de commutation GIS sont conçus, fabriqués et testés selon les normes suivantes et testé selon les normes de performance de la Commission électrotechnique internationale (CEI). La sélection de l'équipement est basée sur les exigences d'application du réseau électrique des clients et des préférences opérationnelles. L'application d'application comprennent : • • •

La tension de service, Le courant continu et les capacités d'interruption. Les capacités d'interruption.

4.6.1.3 La taille et emplacement de l'équipement considérations

En raison des différences entre les milieux isolants utilisés dans les appareillages de commutation à gaine métallique et les GIS, il existe des différences majeures entre les deux types d'appareillage. L’appareillage de commutation à enveloppe métallique et les GIS, il existe des différences majeures entre les tailles des équipements à enveloppe métallique et des GIS. Les GIS offrent un encombrement beaucoup plus faible que les appareillages de commutation à enveloppe métallique (AIS). L'utilisation de GIS à ces tensions peut réduire l'encombrement jusqu'à 60 %, ce qui permet de réduire les coûts de construction et de libérer de l'espace pour d'autres usages.

Page 34

Annexes

L'équipement GIS offre une empreinte plus petite et un gain d'espace, mais peut avoir un coût initial plus élevé. Cependant, le GIS ne nécessite qu'une maintenance minimale ou nulle sur de longues périodes, par rapport à une maintenance régulière ou plus fréquente pour les équipements à enveloppe métallique. Offrir un avantage en termes de coût par rapport à l’enveloppe métallique. De plus, les SIG ne sont pas influencés par les influences de l'environnement et, par conséquent, on s'attend à ce qu'il fournisse une performance et une sécurité plus fiables que l’enveloppe métallique.

4.6.2

Les techniques de coupure

Pour couper les courants de charge ou de défaut, les constructeurs ont développé et perfectionné les appareils de coupure, disjoncteurs et contacteurs notamment, utilisant divers milieux de coupure : 4.6.2.1 La coupure dans le vide :

Les propriétés diélectriques du vide sont connues depuis longtemps et ont été utilisées, par exemple, pour les ampoules à vide des tubes à rayons X. L’utilisation du vide dans l’appareillage de coupure a été envisagée dès 1920, mais, à cause de contingences technologiques, n’a été effective au niveau industriel que depuis 1960. Depuis les années 70, la technique du vide se répand de plus en plus du fait des avantages qu’elle apporte : encombrement réduit, meilleure sécurité et plus grande endurance. Propriétés diélectriques du vide : En principe le vide est un milieu diélectrique idéal : il n’y a pas de matière donc pas de conduction électrique. Cependant, le vide n’est jamais parfait et de toute façon a une limite de tenue diélectrique. Malgré tout, le « vide » réel a des performances spectaculaires : à la pression de 10-6 bar, la rigidité diélectrique en champ homogène peut atteindre une tension crête de200 kV pour une distance interélectrodes de 12 mm. Le mécanisme de coupure dans le vide La coupure dans le vide est assez particulière à cause des caractéristiques très spécifiques de l’arc dans le vide. ➢ L’arc électrique dans le vide La colonne d’arc est composée de vapeurs métalliques et d’électrons provenant des électrodes à la différence des autres techniques de coupure évoquée précédemment

Page 35

Annexes

pour lesquelles cette colonne est principalement composée du gaz inter contacts ionisé par collisions. L’arc peut avoir deux aspects, concentré ou diffus, selon l’intensité du courant qui le traverse.

Figure 19 : Arc concentré [a] et arc diffus [b].

4.6.2.2 La coupure dans le SF6 L’hexafluorure de souffre -SF6-, est un gaz apprécié pour ses nombreuses qualités chimiques et diélectriques. La technique de coupure dans ce gaz a été développée, dans les années 70, comme celle du vide. Propriétés chimiques C’est un gaz non polluant, incolore, inodore, non inflammable et non toxique à l’état pur. Il est insoluble dans l’eau. Il est chimiquement inerte : sa molécule a toutes ses liaisons chimiques saturées et une énergie de dissociation élevée (+1096 kJ/mol) ainsi qu’une grande capacité d’évacuation de la chaleur produite par l’arc (enthalpie élevée). Pendant la période d’arc, sous l’effet de la température qui peut atteindre 15 000 à 20 000 K, le SF6 se décompose. Cette décomposition est quasi réversible : quand le courant diminue la température diminue, les ions et les électrons se recombinent alors pour reconstituer la molécule de SF6. Le mécanisme de coupure dans le SF6

Page 36

Annexes

➢ L’arc électrique dans le SF6 Son étude thermique permet de le décrire comme étant formé d’un plasma de SF6 dissocié, de forme cylindrique, constitué d’un noyau à une température très élevée fonction du courant coupé, entouré d’une gaine de gaz plus froid. Le noyau et la gaine sont séparés par un palier de température lié à la température de dissociation de la molécule. Proche de 2000 °C, ce palier reste inchangé lorsque l’intensité du courant varie. Pendant cette période d’arc la totalité du courant est transportée par le noyau car la température du palier est inférieure à la température minimale d’ionisation et la gaine extérieure reste isolante. Les grandeurs caractéristiques de l’arc dépendent du type de coupure utilisé (autocom pression, arc tournant) et sont données dans les paragraphes traitant de chacun de ces types de coupure.

Figure 20 : Principes de la coupure par autocompression [a], et par arc tournant [b].

4.7 Les Cellules préfabriquées L'appareillage électrique à haute tension (interrupteurs, disjoncteur, sectionneurs, etc.) est en général installé dans des cellules, armoires métalliques modulaires qu'on assemble et relie entre elles. Les appareils (disjoncteurs, interrupteurs, jeu de barres sectionneurs, … etc.) sont intégrés dans des enveloppes métalliques qui facilitent l’installation et l’exploitation en toute sécurité des personnes, ces enveloppes sont appelées cellules. Ils permettent de réaliser la partie des postes de transformation de distribution publique, spécifique ou de répartition HTA jusqu’à

Page 37

Annexes

36KV. Les différentes cellules de la gamme de Schneider Electric 36KV ou 24KV entrant dans la composition des postes de transformation MT/BT sont : • • • • • • • •

IM, IMC, IMB : Cellule interrupteur. PM : Cellule interrupteur-fusible associés. QM, QMC, QMB : Cellule interrupteur fusibles combiné. DM1-A, DM1-D, DM1-S : Cellule disjoncteur simple sectionnement. DM1 : Cellule disjoncteur débranchable simple sectionnement. DM2 : Cellule disjoncteur double sectionnement. CM, CM2 : Cellule transformateurs de potentiel (cellule de comptage). GBC-A, GBC-B : Cellule mesures d’intensité et/ou de tension.

Les Conditions normales de fonctionnement des cellules SM6 24KV et 36KV, sont comme suit : ➢ Température de l'air ambiant : 1) inférieure ou égale à 40 °C 2) inférieure ou égale à 35 °C en moyenne sur 24 heures 3) supérieure ou égale à – 5 °C. ➢ Altitude 1) inférieure ou égale à 1000 m 2) au-delà de 1000 m, un coefficient de déclassement s’applique ➢ Rayonnement solaire 1) aucune influence du rayonnement solaire n'est autorisée. ➢ Pollution de l'air ambiant 1) pas de pollution significative par de la poussière, de la fumée, des gaz corrosifs et/ou inflammables, des vapeurs ou du sel. ➢ Humidité 1) humidité relative moyenne sur une période de 24 heures : ≤ 95 % 2) humidité relative moyenne sur une période d’un mois : ≤ 90 %

4.6.3

Les Disjoncteur moyenne tension :

4.6.3.1 Définition et rôle

Selon la définition de la Commission électrotechnique internationale (C.E.I), un disjoncteur à HTA 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,

Page 38

Annexes

➢ Dans des conditions anormales spécifiées, en particulier pour éliminer un court-circuit, et les conséquences de la foudre. De par ses caractéristiques, un disjoncteur est l’appareil de protection essentiel des réseaux électrique HTA, car il est seul capable d’interrompe un courant de court-circuit et donc éviter que le matériel soit endommagé par ce court-circuit. 4.6.3.2 Principe de fonctionnement :

La coupure d’un courant électrique par un disjoncteur à MT est obtenue en séparant des courant dans un gaz (air, SF6, etc.) ou dans un milieu isolant (par exemple à vide). Après la séparation des contacts, le courant continue de circuit à travers un arc électrique qui s’est établi entre les contacts du disjoncteur. Pour les disjoncteurs à MT, le principe de coupure retenu est la coupure du courant lorsqu’il passe par zéro (ceci se produit toutes les dix millisecondes dans le cas d’un courant alternatif à 50 Hz). En effet, c’est à cet instant que la puissance qui est fournie à l’arc électrique par le réseau est minimal (cette puissance fournie est même nulle à l’instant ou la valeur instantanée du courant est nulle) 4.6.3.3 Les Caractéristiques électrique :

Suivant la norme CEI 56-87 : Tension assignée : La tension assignée est la valeur efficace maximale de la tension que le matériel peut supporter en service normal. Elle est toujours supérieure à la tension de service. Niveau d'isolement assigné : Le niveau d’isolement fixe la tenue diélectrique des matériels de manœuvre et l’onde de choc de foudre. Il est caractérisé par deux valeurs : • La tenue à l’onde de choc (1,2/50 µs), • La tenue à la fréquence industrielle pendant une minute. Courant assigné en service continu : Un disjoncteur étant toujours fermé, le courant de charge doit circuler sans emballement thermique. Courant de courte durée admissible : C’est la valeur efficace du courant de court-circuit admissible en kA sur un réseau pendant 1 ou 3 secondes.

Page 39

Annexes

Pouvoir de coupure en court-circuit : Le pouvoir de coupure assigné en court-circuit est la valeur la plus élevée du courant que le disjoncteur peut couper sous sa tension assignée dans un circuit. 4.6.3.4 Différentes techniques de coupure d’arc électrique :

Les disjoncteurs moyenne tension peuvent être : L’air comprimé est utilisé pour assurer les fonctions suivantes : ➢ Refroidissement et allongement de l’arc, entraînement des particules ionisées, ➢ Après passage à zéro du courant, refroidissement de la colonne ionisée résiduelle et entraînement des particules ionisées restant dans l’espace entre contacts, ➢ Après l’extinction de l’arc, apparition d’une rigidité diélectrique élevée, d’autant plus élevée que la pression d’air est importante. Les inconvénients de ce type sont : - Nécessité d’une station d’air comprimé, - Bruit violent, - Appareil plus cher

Figure 21 : Chambre de coupure d’un disjoncteur à coupure dans l’air

La mise au point de nouvelles générations de disjoncteur SF 6 (hexafluorure de soufre) très performantes a entrainé dans les années 1970 la suprématie des appareils SF6 dans la gamme 7,2 kV

Page 40

Annexes

à 245 kV. Sur le plan technique, plusieurs caractéristiques des disjoncteurs SF6 peuvent expliquer leur succès : ➢ La simplicité de la chambre de coupure qui ne nécessite pas de chambre auxiliaire pour la coupure, ➢ L’autonomie des appareils apportée par la technique auto-pneumatique (sans compresseur de gaz), ➢ La possibilité d’obtenir les performances les plus élevées, jusqu’à 63 kA, ➢ Le nombre de chambres de coupure est réduit (01 chambre en 245 kV, 02 chambres en 420 kV, 03 chambres pour la ligne de 550 kV et 04 en 800 kV), ➢ Une durée d’élimination de court-circuit court, de 2 à 2,5 cycles en réseau THT, ➢ La durée de vie d’au moins de 25 ans, ➢ Faible niveau de bruit, ➢ Zéro maintenance (régénération du gaz SF6 après coupure), ➢ Eteint l’arc dix fois mieux que l’air. - L’un des inconvénients de ce type d’appareil est son prix élevé. 4.6.3.5 Cellule disjoncteur SM6-24 Et SM6-36 KV DM1-A : Est un Disjoncteur déconnectable simple sectionnement • Schéma symbolique

SM6-24 KV

SM6-36 KV

Page 41

Annexes

•

Schéma électrique unifilaire

SM6-24 KV

•

SM6-36 KV

Les caractéristiques électriques :

Les caractéristiques

SM6-24 KV

SM6-36 KV

Niveau d'isolement à fréquence industrielle 50Hz 1mn (Ud)

50 kV rms 50 Hz for 1 min

80 kV rms 50 Hz for 1 min

Courant assigné de courte durée admissible (Ik)

12.5 kA rms 1 s

16 kA rms 1 s

Courant nominal (In)

400 A

630 A

Niveau d'isolement ondes de choc 1,2/50 µs (Up)

125 kV peak

195 kV peak

Page 42

Annexes

Protection arc interne

•

12.5 kA 0.7 s

16 kA 1 s

L'encombrement :

Les caractéristiques

SM6-24KV

SM6-36KV

Masse du produit

410 kg

600 kg

Hauteur

1600 mm

2250 mm

Longueur

750 mm

1000 mm

Profondeur

1230 mm

1400 mm

4.6.4 Fusible moyenne tension : 4.6.4.1 Généralités :

Les fusibles moyenne tension (Fig.18) offrent une protection des dispositifs de distribution moyenne tension (de 3 à 36 kV) contre des effets dynamiques et thermiques causés par les court-circuits plus élevés que le courant minimal de coupure du fusible. Etant donné leur faible coût d’acquisition et ne nécessitant aucune maintenance, les fusibles moyenne tension sont une excellente solution pour la protection de différents types de dispositifs de distribution : • •

Des récepteurs moyenne tension (transformateurs, moteurs, condensateurs... etc.), Des réseaux de distribution électrique publique et industrielle.

Ils offrent une protection sûre contre des défauts importants qui peuvent survenir d’une part sur les circuits moyenne tension, d’autre part sur les circuits basse tension. Cette protection peut être accrue en combinant les fusibles avec des systèmes de protection basse tension ou un relais de surintensité.

Page 43

Annexes

Les caractéristiques les plus importantes qui définissent notre gamme de fusibles sont les suivantes : • • • • • •

Haut pouvoir de coupure, Interruption sûre des courants critiques, Baisse puissance dissipée, Utilisables pour l’intérieur et l’extérieur, Avec percuteur thermique, Basses valeurs d’intensité minimale de coupure

Figure 22 : Coupe schématique d’un fusible HTA.

4.6.4.2 Les Caractéristiques électrique :

Tension assignée (Un) : C’est la tension entre phases (exprimée en kV) la plus élevée du réseau sur laquelle pourra être installé le fusible. Dans la gamme moyenne tension, des tensions assignées préférentielles ont été fixées : 3,6 - 7,2 - 12 - 17,5 - 24 et 36 kV. Courant assigné (In) : C’est la valeur du courant que le fusible peut supporter en permanence sans échauffement anormal. Courant minimal de coupure assigné (I3) : C’est la valeur minimale du courant qui provoque la fusion et la coupure du fusible. Ces valeurs sont comprises entre 3 et 5 fois la valeur de In. Remarque : il ne suffit pas pour un fusible de fondre pour interrompre le passage du courant. Pour des valeurs de courant inférieures à I3, le fusible fond, mais peut ne pas couper le courant. L’arc reste maintenu jusqu’à ce qu’une intervention extérieure interrompe le courant. Il est donc impératif d’éviter la sollicitation d’un fusible dans la zone comprise entre In et I3.

Page 44

Annexes

Courants critiques (I2) : (courants donnant des conditions voisines de l’énergie d’arc maximale). Cette intensité soumet le fusible à une plus grande sollicitation thermique et mécanique. La valeur de I2 varie entre 20 et 100 fois la valeur de In, selon la conception de l’élément fusible. Si le fusible peut couper ce courant, il peut aussi garantir la coupure de courant pour toutes les valeurs comprises entre I3 et I1. Courant maximal de coupure assigné (I1) : C’est le courant présumé de défaut que le fusible peut interrompre. Cette valeur est très élevée (allant de 20 à 63 kA). Remarque : il est nécessaire de s’assurer que le courant de court-circuit du réseau est au plus égal au courant I1 du fusible utilisé. La résistance à froid du fusible Rf : Fournie par le constructeur du fusible

Figure 23 : Les zones de fonctionnement des fusibles HTA.

Page 45

Annexes

4.6.4.2 Les Courbes de fusion temps/courant :

C’est la courbe qui représente le temps virtuel de fusion ou pré arc (Fig.20), en fonction de la valeur de la composante symétrique de l’intensité prévue. Une soigneuse sélection de tous les éléments qui composent les fusibles, ainsi qu’un sévère contrôle de fabrication, assurent aux clients l’exactitude des courbes temps-courants, bien en dessous des limites de tolérance admises par la norme CEI 60282-1.

Figure 24 : Courbes de fusion et de limitation.

4.6.5 Interrupteurs-sectionneur 4.6.5.1 Généralité

Les fusibles MT doivent notamment être associés à un dispositif de commutation et de déconnexion permettant leur remplacement en toute sécurité, tel qu'un interrupteursectionneur. Les systèmes MT doivent comporter un dispositif de sectionnement en amont de chaque interrupteur-sectionneur. Étant donné que les sectionneurs ne sont pas dotés d'un pouvoir de fermeture et d'interruption, ils doivent être actionnés par un interrupteur de fermeture et d'interruption, ils doivent être actionnés en l'absence d’absence de courant et sont généralement

Page 46

Annexes

verrouillés avec l'équipement de l'équipement de commutation associé afin d'éviter qu'ils ne s'ouvrent ou ne se fermeture sous charge. 4.6.5.2 Définition

Interrupteur : Les interrupteurs sont des dispositifs de commutation mécaniques qui non seulement produisent, transportent et interrompent des courants dans des conditions normales dans le réseau, mais qui doivent également transporter pendant un certain temps et éventuellement produire des courants dans des conditions anormales spécifiées dans le réseau. Sectionneur : Les sectionneurs sont des dispositifs de commutation mécaniques qui assurent une distance d'isolement en position ouverte. Ils sont capables d'ouvrir ou de fermer un circuit si le courant commuté est négligeable ou s'il n'y a pas de variation significative de la tension entre les bornes des pôles. 4.6.5.3 Les caractéristiques électriques La même chose, comme le disjoncteur 4.6.5.4 Cellule Interrupteur-Sectionneur SM6-24 Et SM6-36 KV QM : Combiné interrupteur-fusibles •

Schéma symbolique

SM6-24 KV

SM6-36 KV

Page 47

Annexes

•

Schéma électrique unifilaire

SM6-24 KV

•

SM6-36 KV

Les caractéristiques électriques :

Page 48

Annexes

Les caractéristiques

SM6-24 KV

SM6-36 KV

Niveau d'isolement à fréquence industrielle 50Hz 1mn (Ud)

50 kV rms 50 Hz for 1 min

80 kV rms 50 Hz for 1 min

Courant assigné de courte durée admissible (Ik)

12.5 kA rms 1 s

16 kA rms 1 s

Courant nominal (In)

400 A

630 A

Niveau d'isolement ondes de choc 1,2/50 µs (Up)

125 kV peak

195 kV peak

Protection arc interne

12.5 kA 0.7 s

16 kA 1 s

•

L'encombrement :

Les caractéristiques

SM6-24KV

SM6-36KV

Masse du produit

130 kg

330 kg

Hauteur

1600 mm

2250 mm

Longueur

375 mm

750 mm

Profondeur

940 mm

1501

mm

4.6.6 Transformateur HTA/BT 4.6.6.1 Généralité

Page 49

Annexes

Un transformateur est un convertisseur d’énergie électrique. Son rôle est de convertir les valeurs des courants/tensions délivrés par une source en des valeurs différentes pour une charge. En sinusoïdal, la fréquence du signal est préservée, seules les amplitudes des grandeurs sont modifiées. Il s’agit donc d’une conversion AC/AC.

Figure 25 : Transformateur MT/BT.

4.6.6.2 Constitution

•

D’un circuit magnétique

Le circuit magnétique d'un transformateur permet de canaliser le flux produit par l'enroulement primaire. Pour réduire l'échauffement par courant de Foucault.

Page 50

Annexes

Figure 26 : Circuit magnétiques.

4.6.6.3 Technologie des transformateurs

Les transformateurs à liquide conviennent bien pour : ❑ Les postes non surveillés (entretien nul), ❑ Les ambiances sévères si le revêtement de la cuve est adapté (parties actives protégées), ❑ Les applications à consommation cyclique (bonne inertie thermique), ❑ La puissance est de 50 à 3150 kVA ❑ Les transformateurs « secs » conviennent mieux pour : ❑ Les locaux à environnement maîtrisé : Poussière - humidité - température…, ils doivent faire l’objet d’un nettoyage, dépoussiérage périodique, ❑ Les immeubles, particulièrement les bâtiments de grande hauteur ; ceci car ils peuvent avoir un bon comportement au feu (par exemple, classe F1 selon NF C 52726) et répondre aux critères de non toxicité des fumées. ❑ La tension la plus élevée pour le matériel inférieur ou égal à 36 kV avec au moins un enroulement fonctionnant à plus de 1,1 kV. Cette norme s’applique à toutes les technologies de construction ❑ La puissance est de 160 à 2500 kVA ❑ Tension assignée primaire de 3 à 33 kV Tension assignée primaire de 15 à 20 kV

Page 51

Annexes

4.6.6.4 Une protection du transformateur contre les défauts internes

Le transformateur est équipé de divers détecteurs qui lui permettent de signaler un défaut de présence gaz, de pression ou de température anormales.

Figure 27 : Un relais de protection.

•

Les types de relais de protection :

✓ Protection par DGPT2 Un DGPT2 est un relais de protection de transformateur. Son nom signifie Détection Gaz Pression Température 2 seuils. Il est équipé de divers détecteurs qui lui permettent de signaler un défaut de présence gaz, de pression ou de température anormales. Le détecteur de température a deux seuils de détections. ✓ Protection par un relais Buchholz Un relais Buchholz est un dispositif de sécurité monté sur les transformateurs et inductances de puissance à bain d'huile. Le relais Buchholz est utilisé sur ce type de systèmes comme dispositif de protection sensible aux événements qui se produisent lors d'un défaut diélectrique (défaut d'isolement) à l'intérieur de l'équipement. ➢ La différence entre les deux dispositifs de protection Les relais Buchholz sont montés essentiellement sur les gros transformateurs tandis que les DGPT2 sont montés essentiellement sur les transformateurs de distribution à couvercles

Page 52

Annexes

scellés. Les caractéristiques ainsi que les règles de construction font l’objet de la norme NFC 52-108.

4.6.7 Parafoudre 4.6.7.1 Généralité

Pour pallier les inconvénients des éclateurs, différents modèles de parafoudres ont été conçus dans le but d'assurer une meilleure protection des installations et une bonne continuité de service. Les parafoudres à résistance variable avec éclateur sont les plus répandus dans les installations HT et MT en exploitation depuis quelques années. La tendance actuelle est vers les parafoudres à oxyde de zinc qui possèdent des performances meilleures. 4.6.7.2 Définitions

Courant de décharge d'un parafoudre Onde de courant écoulée par le parafoudre après amorçage des éclateurs série. Courant de suite d'un parafoudre Courant à fréquence industrielle débité par le réseau et écoulé par le parafoudre après le passage du courant de décharge. Tension résiduelle d'un parafoudre Tension qui apparaît entre les bornes d'un parafoudre pendant le passage du courant de décharge. 4.6.7.3 Parafoudre à résistance variable avec éclateur

➢ Principe de fonctionnement Dans ce type de parafoudre, on associe à un éclateur une résistance variable (varistance) qui limite le courant après passage de l'onde de choc. Après écoulement de l'onde de choc à la terre, le parafoudre n'est soumis qu'à la tension du réseau, et le courant de suite se trouve limité par la varistance. L'extinction de l'arc se fait systématiquement après le passage à zéro de l'onde à 50 Hz du courant de défaut monophasé à la terre. La tension résiduelle est maintenue proche du niveau d'amorçage grâce à la variation de la résistance. En effet, cette résistance diminue avec l'augmentation du courant.

Page 53

Annexes

Diverses techniques ont été utilisées pour la réalisation des parafoudres à varistance et éclateurs. La plus classique utilise une résistance au carbure de silicium (SiC). Certains parafoudres comportent également des systèmes répartiteurs de tension (diviseurs résistifs ou capacitifs) et des systèmes de soufflage de l'arc (aimants ou bobines de soufflage magnétique). ➢ Caractéristiques Les parafoudres à résistance variable sont caractérisés par : •

•

•

La tension assignée, qui est la valeur spécifiée maximale de la tension efficace à fréquence industrielle admissible entre ses bornes pour laquelle le parafoudre est prévu pour fonctionner correctement. Cette tension peut être appliquée de façon continue au parafoudre sans que cela modifie ses caractéristiques de fonctionnement. Les tensions d'amorçage pour les différentes formes d'onde (fréquence industrielle, choc de manœuvre, choc de foudre, ...). Le pouvoir d'écoulement du courant de choc.

4.6.7.4 Parafoudre à oxyde de zinc (ZnO)

➢ Principe de fonctionnement Contrairement au parafoudre à résistance variable avec éclateur, le parafoudre à oxyde de zinc est constitué uniquement d'une résistance variable fortement non linéaire. La résistance passe de 1,5 MΩ à la tension de service (ce qui correspond à un courant de fuite inférieur à10 mA) à15 Ω pendant la décharge. Après le passage du courant de décharge, la tension aux bornes du parafoudre devient égale à la tension du réseau. Le courant qui traverse le parafoudre est très faible et se stabilise autour de la valeur du courant de fuite à la terre. La forte non linéarité du parafoudre ZnO fait qu'une forte variation de courant provoque une faible variation de tension. Par exemple, lorsque le courant est multiplié par 10 7, la tension n'est multipliée que par 1,8

Page 54

Annexes

Figure 28 : Exemple de structure d'un parafoudre ZnO en enveloppe porcelaine

➢ Caractéristiques Les parafoudres ZnO sont caractérisés par : •

•

•

•

•

La tension de régime permanent qui est la valeur spécifiée admissible de la tension efficace à fréquence industrielle qui peut être appliquée de façon continue entre les bornes du parafoudre La tension assignée qui est la valeur maximale de la tension efficace à fréquence industrielle admissible entre ses bornes pour laquelle le parafoudre est prévu pour fonctionner correctement dans les conditions de surtension temporaires définies dans les essais de fonctionnement (une surtension à fréquence industrielle de 10 secondes est appliquée au parafoudre - voir CEI 99-4) Le niveau de protection défini arbitrairement comme étant la tension résiduelle du parafoudre lorsqu'il est soumis à un choc de courant donné (5,10 ou 20 kA selon la classe), de forme d'onde 8/20 µs La tenue aux chocs de courant à front raide (1 µs), de foudre (8/20 µs), de longue durée, de manœuvre. Le courant nominal de décharge.

4.6.8 Les relais de protection 4.6.8.1 Définitions

Page 55

Annexes

Les relais de protection sont des appareils qui reçoivent un ou plusieurs informations (signaux) à caractère analogique ( courant, tension, puissance, fréquence, température, …etc.) et le transmettent à un ordre binaire (fermeture ou ouverture d’un circuit de commande) lorsque ces informations reçues atteignent les valeurs supérieures ou inférieures à certaines limites qui sont fixées à l’avance, Donc le rôle des relais de protection est de détecter tout phénomène anormal pouvant se produire sur un réseau électrique tel que le court-circuit, variation de tension. …etc. Un relais de protection détecte l’existence de conditions anormales par la surveillance continue, détermine quels disjoncteurs ouvrir et alimente les circuits de déclenchement. 4.6.8.2 Les types

Un relais de protection électrique, elle partagé en trois types :

➢

Les relais électromécaniques :

Ce relais est basé sur le principe d'un disque d'induction actionné par des bobines alimentées par des variables électriques du réseau via des transformateurs de courant et de tension. Un ressort de rappel réglable détermine la limite de l'action du disque sur un déclencheur. Les équipements électromécaniques sont des assemblages de fonctions : détection de seuils et temporisation. Ils avaient l’avantage d’être robustes, de fonctionner sans source d’énergie auxiliaire et d’être peu sensibles aux perturbations électromagnétiques. Ces relais se démarquent par leur solidité et leur grande fiabilité, pour cette raison, leur entretien est minime. Ils sont réputés pour leur fiabilité dans les environnements de travail les plus délicats. Il est néanmoins souhaitable de les contrôler régulièrement, et la périodicité d'inspection dépend des conditions d'exploitation. Les inconvénients de ces dispositifs, qui demeurent néanmoins largement rencontrés, sont : • •

• •

Le risque d'être hors d'état de fonctionner entre deux périodes de maintenance, Le manque de précision, le dispositif étant sensible à son environnement et aux phénomènes d'usure, Il est aussi difficile d'obtenir des réglages adaptés aux faibles courants de court-circuit, Son coût de fabrication est élevé, Des performances insuffisantes et n’autorisent l’emploi que de fonctions élémentaires simples, en nombre limité et sans redondance, A cause de ces inconvénients, ce type de protection tend à disparaître à l’heure actuelle.

Page 56

Annexes

Figure 29 : Relais électromagnétique à induction par disque simple.

➢

Les relais statiques :

Le développement de l’électronique a poussé les protections vers l’utilisation des composants électroniques discrets et les relais statiques. Ces protections, apparues sur le marché dans les années 1970, sont basées sur le principe de la transformation de variables électriques du réseau, fournies par des transformateurs de courant et de tension, en signaux électriques de faible voltage qui sont comparés à des valeurs de référence (points de réglage). Les circuits de comparaison fournissent des signaux temporisations qui actionnent des relais de sortie à déclencheurs. Ces dispositifs nécessitent en général une source d'alimentation auxiliaire continue : •

•

Ils procurent une bonne précision et permettent la détection des faibles courants de court-circuit. Chaque unité opère comme une fonction unitaire et plusieurs fonctions sont nécessaires pour réaliser une fonction de protection complète.

Les inconvénients de ces dispositifs demeurent : • • •

Le risque d'être hors d'état de fonctionner entre deux périodes de tests, La grande puissance consommée en veille, La faible sécurité de fonctionnement (pas de fonction d'autocontrôle).

➢ Les Relais numériques : La technologie numérique a fait son apparition au début des années 1980. Avec le développement des microprocesseurs et des mémoires, les puces numériques ont été intégrées aux équipements de protection. Les protections numériques, sont basées sur le principe de la transformation de variables électriques du réseau, fournies par des transformateurs de mesure, en signaux numériques de faible voltage. L'utilisation de

Page 57

Annexes

techniques numériques de traitement du signal permet de décomposer le signal en vecteurs, ce qui autorise un traitement de données via des algorithmes de protection en fonction de la protection désirée. En outre, ils sont équipés d'un écran d'affichage à cristaux liquides sur la face avant pour le fonctionnement local. Ces dispositifs nécessitant une source auxiliaire, offrent un excellent niveau de précision et un haut niveau de sensibilité. Ils procurent de nouvelles possibilités, comme : •

• • •

Intégration de plusieurs fonctions pour réaliser une fonction de protection complète dans une même unité, Le traitement et le stockage de données, L'enregistrement des perturbations du réseau, Le diagnostic des dispositifs connectés (disjoncteurs, ….etc.).

Ces modèles intègrent des possibilités d'autotest et d'autocontrôle qui augmentent leur continuité de fonctionnement tout en réduisant la durée et la fréquence des opérations de maintenance. En plus des fonctions de protection, ces équipements disposent également de fonctions complémentaires facilitant leur fonctionnement. Les liaisons séries permettent de les paramétrer depuis un micro-ordinateur et de les connecter à un système de contrôle commande au niveau local et central. Ils permettent aussi de bénéficier des récentes découvertes dans le domaine de l'intelligence artificielle, comme les réseaux neuronaux et la logique floue.

4.6.9 Transformateur de courant : 4.6.9.1 Définition :

Selon la définition de la commission électrotechnique internationale (C.E.I), "un transformateur de courant est un transformateur de mesure dans lequel le courant secondaire est, dans les conditions normales d'emploi, pratiquement proportionnel au courant primaire et déphasé par rapport à celui-ci d'un angle approximativement nul pour un sens approprié des connexions". La notion de transformateur de courant est un abus de langage, mais elle a été popularisée dans l'industrie. L'expression « transformateur d'intensité » est sans doute plus exacte. On utilise fréquemment les abréviations TC ou TI. Les transformateurs de courant ont deux fonctions essentielles : •

•

Adapter la valeur du courant MT du primaire aux caractéristiques des appareils de mesure ou de protection en fournissant un courant secondaire d’intensité proportionnelle réduite, Isoler les circuits de puissance du circuit de mesure et/ou de protection.

La fonction d’un transformateur de courant phase est de fournir à son secondaire (Is ) un courant proportionnel au courant primaire (Ip) mesuré. L’utilisation concerne autant la mesure (comptage) que la protection.

Page 58

Annexes

4.6.9.2 Types industriels :

•

Modèles classiques à noyau de fer :

Pour les courants alternatifs de basse fréquence, on utilise en général un transformateur avec peu de spires au primaire, et beaucoup au secondaire. Dans certains cas, il y aura même une seule spire au primaire. Dans ce cas le transformateur de courant prendra la forme d'un tore, traversé par le circuit électrique. Il n'y aura donc pas de bobinage primaire à proprement parler : la spire est constituée par le passage du circuit électrique à l'intérieur du circuit magnétique torique. •

Modèles à tore de Rogowski :

Les tores de Rogowski sont assimilables à des transformateurs de courants spécifiques, bien qu'ils délivrent usuellement en sortie une tension proportionnelle à la dérivée du courant et non un courant proportionnel au courant d'entrée. Ils sont largement utilisés dans le domaine de la HTA •

Modèles dits "non conventionnels":

On désigne sous ce nom des modèles fonctionnant sur le principe de l'effet Hall (courant électrique traversant un matériau baignant dans un champ magnétique engendre une tension perpendiculaire à ceux-ci.) ou de l'effet Faraday (L'effet Faraday est un effet magnéto-optique découvert par Michael Faraday en 1845. Il apparaît dans la plupart des matériaux diélectriques transparents lorsqu'ils sont soumis à des champs magnétiques. Ce fut la première mise en évidence du lien entre magnétisme et lumière : le fait que la lumière contienne un champ magnétique fait maintenant partie de la théorie du rayonnement électromagnétique). Leur utilisation est peu courante, et en général réservé à des applications spécifiques comme la mesure de courants continus. 4.6.9.3 TC Tore :

Un enroulement de Rogowski, de son co-inventeur éponyme Walter Rogowski, est un dispositif électrotechnique permettant de mesurer le courant alternatif ou les impulsions de courant à grande vitesse. Il se compose d'un enroulement hélicoïdal de fil dont le fil d'une extrémité revient par le centre de l'enroulement à l'autre extrémité, de sorte que les deux bornes soient à la même extrémité de l'enroulement. La bobine est positionnée autour du conducteur dont veut connaître le courant. La tension induite dans l'enroulement est proportionnelle au taux de changement (dérivée) du courant dans le conducteur, L'enroulement de Rogowski est habituellement relié à un circuit d'intégration électrique (ou électronique) à forte impédance d'entrée afin de fournir un signal de sortie qui est proportionnel au courant. L'avantage d'un enroulement de Rogowski par rapport à d'autres types de transformateurs de courants est qu'il peut être ouvert et qu'il est très flexible, lui permettant d'être enroulé autour d'un

Page 59

Annexes

conducteur de phase sans contrainte. Puisqu'un enroulement de Rogowski à un noyau d'air plutôt qu'un noyau de fer, il n'est pas perturbé par des courants de Foucault dans le noyau et peut donc répondre aux courants à changement rapide. Comme il n'a aucun noyau de fer à saturer, il est fortement linéaire même lorsque soumis à de grands courants, du type de ceux utilisés dans la transmission d'énergie électrique, la soudure, ou les applications à hautes puissances pulsées. Un enroulement de Rogowski correctement formé, avec des spires équidistantes, est en grande parti immuniser contre les interférences électromagnétiques.

Figure 30 : Transformateur de courant type tore.

4.6.9.4 Caractéristiques :

Le transformateur de courant est constitué de deux circuits, primaire et secondaire, couplés par un circuit magnétique. Avec plusieurs spires au primaire, l’appareil est de type bobiné. Avec un primaire réduit à un simple conducteur traversant le capteur, l’appareil est à barre passante (primaire intégré constitué par une barre de cuivre), ou traversant (primaire constitué par un conducteur non isolé de l’installation), ou tore (primaire constitué par un câble isolé). Les TC est caractérisés par les grandeurs suivantes (d’après les normes CEI 60044) : ➢ Niveau d’isolement assigné : - C’est la tension la plus élevée à laquelle le primaire du TC est soumis.

- Rappelons que le primaire est au potentiel de la HT et le secondaire a très généralement une de ses bornes à la terre. - Comme pour tout matériel, on définit également : • •

Une tension maximum de tenue 1min à fréquence industrielle, Une tension maximum de tenue à l’onde de choc.

Exemple : en 24 kV de tension nominale, le TC doit supporter une tension de 50 kV pendant 1min à 50 Hz et une tension de 125 kV à l’onde de choc. ➢ Le rapport assigné de transformation (Ip/Is) :

Page 60

Annexes

- Il est donné sous la forme du rapport des courants primaires et secondaires Ip/Is. - Valeurs normales des courant secondaire assigné est généralement 5 A ou 1 A. -Valeurs normales des courants primaires assignés (en A) : 10 - 12,5 - 15 - 20 - 25 - 30 - 40 50 - 60 - 75 et leurs multiples ou sous-multiples décimaux. ➢ Puissance de précision : - Puissance apparente en VA, que le TC peut fournir au secondaire pour le courant secondaire assigné pour lequel la précision est garantie. - La puissance est consommée par tous les appareils connectés ainsi que les fils de liaison. - Si un TC est chargé à une puissance inférieure à sa puissance de précision, sa précision réelle est supérieure à la précision assignée, réciproquement un TC trop chargé perd en précision. ➢ Courant de courte durée admissible : Exprimé en kA efficace, le courant (Ith) maximum admissible pendant 1 seconde (le secondaire étant en court-circuit) représente la tenue thermique du TC aux surintensités. Le TC doit supporter le courant de court-circuit pendant le temps nécessaire à son élimination. Remarques : • • •

Il ne faut jamais laisser le secondaire d’un transformateur de courant ouvert, On ne peut pas utiliser un transformateur de courant en courant continu, Dans chaque phase de réseaux électrique en trouve un transformateur de courant

4.6.10 Transformateur de tension : 4.6.10.1 Définition :

Selon la définition donnée par la commission électrotechnique internationale (C.E.I), un transformateur de tension ou potentiel est un « transformateur de mesure dans lequel la tension secondaire est, dans les conditions normales d'emploi, pratiquement proportionnelle à la tension primaire et déphasée par rapport à celle-ci d'un angle voisin de zéro, pour un sens approprié des connexions ». On utilise aussi le terme transformateur de potentiel (TP). Il s'agit donc d'un appareil utilisé pour la mesure de fortes tensions électriques. Il sert à faire l'adaptation entre la tension élevée d'un réseau électrique HTA ou HTB (jusqu'à quelques centaines de kilovolts) et l'appareil de mesure (voltmètre, ou wattmètre par exemple) ou le

Page 61

Annexes

relais de protection, qui eux sont prévus pour mesurer des tensions de l'ordre de la centaine de volts. La caractéristique la plus importante d'un transformateur de tension est donc son rapport de transformation, par exemple 400 000 V/100 V 4.6.10.2

Les différentes technologies industrielles :

Trois technologies existent pour le transformateur de tension : •

Transformateur de tension inductif :

Il s'agit en fait d'un transformateur assez classique, mais prévu pour ne délivrer qu'une très faible puissance au secondaire. C'est un véritable transformateur, dont le primaire reçoit la tension du réseau, et le secondaire restitue une tension image égale à 100 V entre phases lorsque la tension primaire est égale à la tension nominale. C'est le même enroulement qui fournit la tension aux protections et aux autres équipements. •

Transformateur de tension capacitif :

Transformateur de tension condensateur (TTC), ou transformateur de tension avec capacité conjuguée (CCVT en anglais) est un transformateur de puissance utilisé dans les systèmes de démissionner extra signaux haute tension et de fournir un signal basse tension, pour la mesure, ou d'opérer un relais de protection. Dans sa forme la plus basique, l'appareil se compose de trois parties : deux condensateurs à travers lesquels le signal de ligne de transmission est divisé, un élément inductif pour régler l'appareil sur la fréquence de ligne, et un transformateur d'isolement de l'activité en aval de la tension pour l'instrumentation ou la protection de relais. L'appareil dispose d'au moins quatre terminaux : un terminal pour la connexion au signal haute tension, une borne de terre, et deux bornes du secondaire qui se connectent à l'instrumentation ou au relais de protection. Les TTC sont généralement à simple phase de dispositifs utilisés pour mesurer les tensions de plus d'une centaine de kilovolts où l'utilisation de transformateurs de tension ne serait pas rentable. •

Transformateur de tension optiques :

Ces appareils sont encore expérimentaux. Ils utilisent l'effet des champs électriques et magnétiques sur le plan de polarisation de la lumière : - Les réducteurs de tension utilisent l'effet Pokkels : On fait circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique réalisée avec un verre de qualité particulière, flint lourd, et enroulée dans un champ électrique crée par la tension. Le plan de polarisation de la lumière tourne d'un angle proportionnel à ce champ. Un analyseur et un amplificateur placés à

Page 62

Annexes

l'extrémité de la fibre permettent d'obtenir un signal électrique image de la tension primaire. - Les réducteurs de courant utilisent l'effet Faraday : On fait de même circuler un rayon laser polarisé à l'intérieur d'une fibre optique enroulée dans un champ magnétique crée par le courant primaire. Le plan de polarisation de la lumière tourne d'un angle proportionnel au champ magnétique. Le traitement est ensuite identique au précédent. Ces appareils, outre les améliorations escomptées sur la précision, l'encombrement et le prix, ont l'avantage de s'affranchir totalement des problèmes de saturation. De plus les contraintes de sécurité inhérentes aux réducteurs classiques sont supprimées. Cependant ils ne sont compatibles qu'avec des protections à faible niveau d'entrée. De plus, il n'existe pas, actuellement, de protocole de dialogue normalisé entre les réducteurs et les équipements utilisateurs : protections, automates. Ceci impose de confier au même constructeur l'ensemble réducteurs - protections, ce que les utilisateurs n'acceptent pas.

Page 63

Annexes

Chapitre 05 : Le dimensionnement d’un poste de transformation

Page 64

Annexes

5.1 Introduction : Comme vous pouvez le constater, la vue d'ensemble est complexe, mais d'un autre côté, le poste électrique MT/BT est la synthèse de plusieurs activités de conception (électrique, mécanique, construction, installation, etc.) et il est donc également nécessaire de tenir compte des lois sur la sécurité et les matériaux de construction afin d'obtenir un résultat conforme aux règles de l'art.

5.2 Calcul des courants de court-circuit : 5.2.1 Généralités : But du calcul de courant de court-circuit : En application des règles de la section 434 de la norme NF C 13-200 (Installations électriques à haute tension –Règles complémentaires pour les sites de production et les installations industrielles, tertiaires et agricoles), il est nécessaire de déterminer pour chaque canalisation, le courant de court-circuit maximal présumé et le courant de court-circuit minimal présumé. ➢ Le courant de court-circuit maximal présumé est utilisé pour : La vérification du pouvoir de coupure et de fermeture des dispositifs de protection ; La vérification des contraintes thermiques des conducteurs ; La vérification des efforts électrodynamiques.

➢

Le courant de court-circuit minimal présumé est utilisé pour :

La vérification des conditions de coupure des dispositifs de protection (courant de réglage des disjoncteurs ou courant de fusion des fusibles). 5.2.2 Types de court-circuit : Les courts-circuits peuvent être : o Monophasés (en HT phase-terre car le neutre est généralement non distribué): 80% des cas o Biphasés (biphasé isolé ou biphasé-terre) : 15% des cas. Ces défauts dégénèrent souvent en défauts triphasés ;

Page 65

Annexes

o Triphasés : 5% seulement dés l’origine. Lors d’un court-circuit, le courant de défaut n’est pas constant. Dans le cas général celui-ci est la somme de deux composantes : • •

Une composante alternative d’amplitude décroissante ou constante, Une composante apériodique, décroissante jusqu’à zéro.

La décroissance de la composante alternative est due aux combinaisons des différentes constantes de temps des réactances internes des machines tournantes en place sur le réseau. S’il n’y a pas de machines tournantes ou si celles-ci sont éloignées du point de courtcircuit, cette composante alternative reste d’amplitude constante. La composante apériodique résulte de l’établissement du courant dans le circuit (application d’un échelon de tension à un circuit comportant une résistance et une inductance). 5.2.3 Méthodes de calcul : Procédure de calcul suivant la CEI 60909 : ➢ Courants de court-circuit maximaux : Pour calculer les courants de court-circuit maximaux, il est nécessaire de tenir compte des conditions suivantes : •

•

•

• •

Le facteur de tension c max pour le calcul des courants de court-circuit maximaux doit être appliqué, en l'absence de norme nationale, conformément au tableau 1 de la CEI 60909 ; Choisir la configuration de réseau et l'alimentation maximale par les centrales et les réseaux d'alimentation, qui conduisent à la valeur maximale du courant de courtcircuit au point de court-circuit ; Si des impédances équivalentes ZQ sont utilisées pour représenter les réseaux externes, l'impédance de court-circuit équivalente minimale qui doit être utilisée est celle qui correspond à la contribution maximale de courant de court-circuit du réseau externe ; La participation des moteurs doit être incluse. La résistance RL des lignes (lignes aériennes et câbles) doit être prise à une température de 20 °C.

➢ Courants de court-circuit minimaux : Pour calculer les courants de court-circuit minimaux, il est nécessaire de tenir compte des conditions suivantes :

Page 66

Annexes

•

•

• •

Le facteur de tension c min pour le calcul des courants de court-circuit minimaux doit être appliqué conformément au tableau 1 de la CEI 60909 ; Choisir la configuration de réseau et l'alimentation minimale à partir des centrales et des réseaux d'alimentation, qui conduisent à la valeur minimale de courant de courtcircuit au point de court-circuit ; Les moteurs doivent être négligés ; Les résistances RL de ligne (lignes aériennes et câbles, conducteurs de phase et de neutre) doivent être prises à une température supérieure.

5.3 Spécificité de l’appareillage Les fonctions remplies par les différents appareils de coupure, ainsi que les principales contraintes associées sont résumées dans le tableau suivant :

Appareil

Fonction Isolement

Fonction de manœuvre Contrainte principale de courant En service

Sur défaut

Sectionneur

Oui

Non

Non

Tenue de franchissement entréesortie Sectionneur de terre : pouvoir de fermeture sur défaut

Interrupteur

Non

Oui

Non

Coupure et établissement de courant normal de charge Pouvoir de fermeture sur court-circuit En association avec fusible : pouvoir de coupure dans la zone de non-fusion du fusible

Disjoncteur

Non

Oui

Oui

Pouvoir de coupure sur courtcircuit

Oui, si débrochable

Pouvoir de fermeture sur courtcircuit Fusible

Non

Non

Oui

Pouvoir de coupure minimal sur court-circuit Pouvoir de coupure maximal sur court-circuit

Page 67

Annexes

5.4 Choix des appareils de coupure Pour choisir convenablement les appareils de coupure (disjoncteurs ou fusibles) et régler les fonctions de protection, trois valeurs du courant de court-circuit doivent être connues : ➢ La valeur efficace du courant de court-circuit maximal (court-circuit triphasé) Elle détermine : • •

Le pouvoir de coupure des disjoncteurs et fusibles La contrainte thermique que doivent supporter les matériels. Il correspond à un court-circuit à proximité immédiate des bornes aval de l'appareil de coupure.

➢ La valeur crête du courant de court-circuit maximal (valeur de la première crête de la période transitoire) Elle détermine : • •

Le pouvoir de fermeture des disjoncteurs et des interrupteurs La tenue électrodynamique des canalisations et de l'appareillage.

➢ Le courant de court-circuit minimal (court-circuit biphasé) Il est indispensable au choix de la courbe de déclenchement des disjoncteurs et des fusibles ou au réglage des seuils des protections à maximum de courant. 5.4.1 Choix d'un disjoncteur MT ➢ Les caractéristiques principales : • • • • •

La tension assignée Fréquence de fonctionnement du système Pouvoir de coupure sur court-circuit Pouvoir de fermeture sur court-circuit Conditions de service : température ambiante humidité

➢ Les choses à tenir pour faire le choix : •

Le courant de court-circuit nominal du disjoncteur, en kA, doit être égal ou supérieur au courant de défaut disponible au temps d'interruption nominal du disjoncteur (3 cycles/5 cycles, ou 50ms/83,3ms, selon les normes en vigueur).

Page 68

Annexes

•

•

•

•

Selon les normes ANSI, le courant de courte durée nominal est égal à le pouvoir de coupure symétrique maximal Le temps est de 2 secondes pour les appareillages de commutation à enveloppe métallique et de 3 secondes pour les disjoncteurs. Le relais doit s'assurer que le disjoncteur de secours est déclenché avant que le disjoncteur de première ligne ne dépasse son courant de courte durée.) Le courant nominal doit dépasser le courant maximal disponible sur le système

5.4.2 Choix des fusibles Les fusibles moyenne tension utilisés dans les postes MT/BT sont coordonnés avec la puissance du transformateur. Leur caractéristique temps/courant est déterminée de façon à protéger les réseaux de distribution moyenne tension contre les avaries survenant au transformateur et contre les défauts basse tension situés en amont de la protection BT. Les fusibles peuvent être simplement associés à l’interrupteur-sectionneur ou bien équipés de percuteurs pour assurer après le fonctionnement du fusible, l’ouverture automatique de l’interrupteur et empêchant ainsi la marche en biphasé ou monophasé. ➢ La détermination du fusible se fera en respectant les conditions suivantes : •

La tension assignée du fusible Urf (en kV) doit être supérieure ou égale à la tension du réseau par ce qu’il faut : Elle doit respecter les limites de tension de service données par le constructeur du fusible (un fusible de tension assignée trop élevée donnera en cas de fusion des surtensions excessives sur le réseau).

•

Le pouvoir de coupure en court-circuit du fusible I1 (en kA) doit être supérieur ou égal au courant de court-circuit Ikr du réseau.

•

Le courant de défaut au secondaire du transformateur à interrompre doit être supérieur ou égal à I3.

•

La résistance à froid du fusible doit être affectée d’un coefficient pour tenir compte de son installation en cellule. Pour tenir compte de l’augmentation de la résistance du fusible lorsqu’il chauffe et de l’installation des fusibles en cellule SM6 (température de l’air plus élevée), la résistance à froid du fusible est affectée d’un coefficient prenant en compte les caractéristiques de la cellule.

Page 69

Annexes

P = 1,9 Rf x Irt 2 ✓ Rf = résistance à froid du fusible. ✓ 1,9 = coefficient obtenu après essais ➢ Les conditions d’exploitation doivent être prises en compte : ▪

Les surcharges brèves

Pour tenir compte des surcharges de brève durée du transformateur, on affecte le courant nominal du transformateur d’un coefficient. Irf ≥ 1,4 I rt ▪

Les surcharges permanentes

En cas de surcharge permanente, la valeur du calibre du fusible doit être majorée. Si le transformateur est prévu pour fonctionner avec une surcharge permanente, c’est-à-dire, pendant plusieurs heures, la valeur du calibre du fusible doit être supérieure ou égale à 1,3 Isurcharge. On choisit : Irf ≥ 1,3 Isurcharge 5.4.3 Le choix des cellules interrupteur-fusibles

Le choix dépend du courant de transition I40 et du courant de c/c vu du primaire. La norme CEI 62 271-105 définit les conditions qui permettent de garantir la coordination des performances du fusible et de l’interrupteur du combiné. ▪

Le courant de transition d’un combiné dépend à la fois de la caractéristique temps/courant des fusibles et de la durée d’ouverture de l’interrupteur. Cette ouverture est provoquée par les fusibles près du point de transition lors d’un défaut triphasé. Le fusible le plus rapide fond, coupant ainsi la première phase, puis son percuteur donne l’ordre d’ouverture à l’interrupteur. Les deux autres phases voient alors un courant réduit (87 %) qui sera interrompu, soit par l’interrupteur soit par les deux derniers fusibles. Le point de transition est obtenu lorsque l’ouverture de l’interrupteur et la fusion de ces deux derniers fusibles se produisent simultanément. C’est ici que l’interrupteur prend la relève des fusibles, ce qui définit son pouvoir de coupure minimal nécessaire.

Page 70

Annexes

D’un point de vue pratique, le courant de transition est déterminé en portant sur la caractéristique minimale temps/courant (sur la base d’une tolérance sur le courant de - 6,5 %) du fusible, un temps égal à 0,9 fois la durée d’ouverture de l’interrupteur provoquée par les fusibles.

Figure 31 : Le courant de transition et la durée d'ouverture de l'interrupteur.

Le courant associé au point de transition est le courant triphasé de transition (I40) Ce courant ne doit pas être supérieur au courant de transition assigné qui est le courant triphasé annoncé par le constructeur du combiné. I40 < I4ass Avec I4ass est le courant de transition assigné correspond au pouvoir de coupure (P de C) de l’interrupteur. Les courants se répartissent de la façon suivante dans les différents composants de l’installation :

Page 71

Annexes

Figure 32 : Répartition des courants de l'installation.

☞ Remarque : les valeurs des courants sont données en efficace sauf pour le courant Ie dont la valeur est donnée en crête. Exemple d’utilisation de l’interrupteur-sectionneur :

Pouvoir de coupure de l’interrupteur du SM6 en fonction de la tension de service I4ass = P de C

Page 72

Annexes

Figure 33 : Pouvoir de coupure de l’interrupteur du SM6.

➢ Clarification : Le courant de transition du combiné (I40) doit être inférieur au défaut vu du primaire lors d’un court-circuit franc aux bornes secondaires d’un transformateur. Lors d’un court-circuit franc aux bornes secondaires d’un transformateur, le défaut entraîne des valeurs de Tension Transitoire de Rétablissement élevées vis-à-vis desquelles l’interrupteur pourrait ne pas être capable de faire face. Les fusibles, de ce fait, doivent être choisis de telle sorte qu’ils éliminent seuls un tel défaut sans faire intervenir l’interrupteur. En pratique, cette condition oblige à s’assurer que le courant de transition du combiné, déterminé selon la méthode de calcul du courant de transition (CEI 62 271-105 ) est inférieur au courant vu du primaire. I40 < Ik

5.5 Choix de la puissance nominale du transformateur Quand une installation doit être alimentée par un transformateur MT/BT et que la puissance d'utilisation de l'installation a été déterminée. 5.5.1 Méthode de détermination de la puissance :

1. Bilan de puissance 2. On ajoute 20%

Page 73

Annexes

3. On choisit la Sn la plus grand et la plus proche des valeurs normalisées En tenant compte : ▪ ▪ ▪

Des possibilités d'amélioration du facteur de puissance de l'installation. Des contraintes d'installation (température...), Des puissances nominales existantes

5.5.2 Calcul de courant de court-circuit d’un transformateur : Pour déterminer l’intensité de court-circuit aux bornes d’un transformateur, nous avons besoin de connaitre la tension de court-circuit (Ucc %) qui se trouve dans la plaque signalétique. I𝐜𝐜 = 𝐈𝐫/𝐔𝐜 ➢ Calcul de Ucc : 1. Le transformateur est non alimenté : U=0 V 2. Mettre le secondaire en court-circuit 3. Monter progressivement la tension U au primaire jusqu'à avoir l’intensité nominale assignée Ir du transformateur

Figure 34 : Essai en courte circuit.

Page 74

Annexes

Conclusion générale : Travailler sur ce projet de fin d’année a été pour nous un plaisir total car nous avons eu l’opportunité dans un premier temps de se familiariser avec le monde industriel et professionnel, ensuite d’accroitre nos connaissances dans le domaine des postes électrique HTA/BT. Notre projet a fait une étude sur les postes MT/BT. On a présenté en premier lieu les différents types des postes MT/BT, en suite, on a décrit les différents éléments constituant un poste de transformation à comptage moyenne tension, sans oublier les différentes protections dans un poste MT/BT.

Page 75

Annexes

Référence : http://lt.ma/lt/#profil

https://sitelec.org/download_page.php?filename=schneider/guide_conception_mt.pdf http://ebiblio.univmosta.dz/bitstream/handle/123456789/13018/combinepdf.pdf?sequ ence=1&isAllowed=y https://engineering.electrical-equipment.org/medium-voltage-guide-abb https://www.academia.edu/7911875/Medium_Voltage_technical_guide_Technical_colle ction_Basics_for_MV_cubicle_design https://www.automation-sense.com/medias/files/guide-de-conception-des-reseauxelectrique-industriels-by-genie-electromcanique-com.pdf https://docplayer.fr/4024232-Memoire-magistere-etude-des-protections-des-reseauxelectriques-mt-30-10-kv.html https://dumas.ccsd.cnrs.fr/dumas-01677485 https://www.cjoint.com/doc/17_02/GBBafyKPKLd_choix-fusibles-protectiontransformateurs.pdf

Page 76