Resume: Mots Clés:protection Numerique / Poste Source 60/22Kv / Poste HTA/HTB / Defaut Electrique [PDF]

Zitiervorschau

Resume Les réseaux électriques sont considérés comme des infrastructures hautement critiques pour notre société. Ces réseaux sont conçus traditionnellement d’une manière verticale où les transferts de l’énergie suivent le schéma dit « du haut en bas » : Production - TransportDistribution. Et les lignes de transports subissent plusieurs anomalies (chute de tension, déséquilibre, court-circuit, perturbation atmosphérique …etc.), d’où il faut installer un bon système électrique pour la protection de ce réseau HT. Notre etude insiste sur l’impact de la protection numerique dans le poste source pour remplacer la protection électromécanique et statique. Pour cela notre rapport s’est d’abord attardé sur le fonctionnement des postes HTB/HTA, sur les protections électriques, les defauts de reseau, le plan de protection utilise, les incidents qui affectent le poste source et enfin la mise a niveau des protections. Mots clés :Protection numerique / poste source 60/22Kv / poste HTA/HTB / defaut electrique

Abstract Power grids are considered highly critical infrastructures for our society. These networks are traditionally designed in a vertical way where energy transfers follow the so-called "topdown" pattern: Production - Transport- Distribution. And the lines of transport undergo several anomalies (voltage drop, imbalance, short circuit, atmospheric disturbance ... etc.), from which it is necessary to install a good electrical system for the protection of this HV network. Our study emphasizes the impact of digital protection in the source substation to replace electromechanical and static protection. For this purpose, our report first focused on the operation of HTB / HTA substations, electrical protections, network faults, the protection plan used, incidents affecting the source station and finally the upgrade of protections. Keywords : Digital protection / 60 / 22Kv source substation / HTA / HTB substation / electrical fault

1

Remerciement Ce stage de fin d’etude est bien le labeur d’un modeste effort mais, il est sourtout le fruit d’une vaste contribution, et ce serait vraiment injuste de l’entamer sans rendre aux personnes, grace aux quelles il a ete realise, l’hommage qui leur revient de droit. Pour ce je presente mes remerciments a la direction de CAPING pour son accueil chaleureux et pour m’avoir offert cette occasion de stage. J’exprime egalement ma profonde gratitude a mon encadrant a CAPING M.AMCHARAT yassine, pour ses conseils et sa disponibilite a me faire partager ses connaissances, ses idees, son experiences et son savoir-faire, aussi pour les enormes efforts qu’il a elabore pour nous mettre les pieds sur le chemin professionnel, par les conseils precieux et les recommandations qu’il m’a prodigue durant toute la periode du stage et qui me ont ete d’une grande utilite. Ainsi, j’adresse mes sinceres considerations et immense respect a mon encadrant academique M.SABRI omar pour l’interet avec lequel il a suivi la progression de notre travail, pour ses judicienses directives, ses conseils efficients qui ont mene a la reussite de ce projet. Nous ne saurions de mem, exprimer notre profonde gratitude a M.EL AMRI chef du departement de genie electrique ainsi a tout le personnel de ce departement pour leur sympathie et leur serviabilite. Que le membres du jury trouvent ici l’expression de nos remerciements pour avoir bien voulu examiner et juger mon travail. Enfin, je ne peux pas clore cette page de remerciement sans evoquer MES PARENTS, mes proches et tous celles et ceux qui ont contribue de pres ou loin a l’aboutissement de ce travail, trouvent ici l’expression de ma reconnaisance et de mes remerciements.

2

Table des matières CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE L’ENTREPRISE I.

HISTORIQUE.....................................................................................................................9

II.

Secteurs d’activite..............................................................................................................10 1.

Industrie..........................................................................................................................10

2.

Infrastructure..................................................................................................................10

3.

Energie............................................................................................................................10

III.

Metiers du groupe...........................................................................................................10

1.

Automatismes & SNCC..................................................................................................10

...............................................................................................................................................10 a. Automatisation............................................................................................................10 b.

Regulation...............................................................................................................10

c. Controle commande....................................................................................................10 2.

Tableaux electriques.......................................................................................................10 a. Tableaux electriques basse tension.............................................................................10 b.

3.

Cellule haute tension...............................................................................................11 Installations electriques..................................................................................................11

a. Courant fort.................................................................................................................11 b. 4.

Courant faible..........................................................................................................11 Bureau d’etude & ingenierie...........................................................................................11

a. Accompagnement en amant des projets......................................................................11 b.

Conception et realisation.........................................................................................11

c. Competences sur plusieurs applications:....................................................................12 5.

Fluides............................................................................................................................12

6.

Maintenance & assistance..............................................................................................12

IV. V.

Organigramme................................................................................................................13 Les references....................................................................................................................14

1.

Industrie..........................................................................................................................14

2.

Infrastructure..................................................................................................................14

3.

Energie............................................................................................................................14

VI.

Fiche projet.....................................................................................................................14

1.

Valeo (industrie).............................................................................................................14

2.

Hôpital international Mohamed VI Bouskoura (infrastructure).....................................15

3.

La marine royale (energie).............................................................................................15 3

CHAPITRE II: ETUDE D'UN POSTE SOURCE & DE DEFAUTS SUR RESEAU HTA/HTB I.

Introduction :.....................................................................................................................17

II.

Généralités :.......................................................................................................................17 1.Définition de poste source:.................................................................................................17 2.Nécessité de l’utilisation des postes de transformation :....................................................17

III.

Les Postes HtA/HTB :....................................................................................................18

1.

Les principaux composants électriques d’un poste HTA/HTB.....................................18

2.

Les constituants d’un poste HTA/HTB :........................................................................18 Services auxiliaires :......................................................................................................19

3.

Transformateur de Puissance :........................................................................................20 a. Principe de fonctionnement :......................................................................................20 b.

4.

Constituants d’un Transformateur de puissance :..................................................20 Automatisme du poste HTA/HTB:.................................................................................21

a. Automatisme de délestage :........................................................................................21 b.

Automatisme de régulation de tension :..................................................................21

c. Système de comptage :................................................................................................21 IV. 1.

Typologie des défauts affectant le réseau HTA/HTB :...........................................21

Les courts-circuits :........................................................................................................21 a. Types de courts-circuits :............................................................................................22 b.

Classement des courts-circuits :..............................................................................22

2.

Surcharge :......................................................................................................................23

3.

Surtension :.....................................................................................................................23

V.

Conséquences des défauts :...............................................................................................23 1.

Echauffement :................................................................................................................23

2.

Destructions provoquées par les arcs :...........................................................................23

3.

Vieillissement et destruction des isolants :.....................................................................24

4.

Efforts électrodynamiques :............................................................................................24

5.

Chutes de tension :..........................................................................................................24

6.

Explosions des disjoncteurs :..........................................................................................24

VI.

Conclusion:.....................................................................................................................24

CHAPITRE III: PLAN DE PROTECTION I.

Introduction :.....................................................................................................................26 1.

II.

Objectif du plan de protection :......................................................................................26 Qualités Principales du plan de protection du réseau HTA/HTB :....................................26

1.

La sensibilité :.................................................................................................................26 4

2.

La sélectivité :.................................................................................................................26

3.

La rapidité :.....................................................................................................................26

4.

La fiabilité :....................................................................................................................27

5.

La simplicité :.................................................................................................................27

III.

Rôles des Protections :....................................................................................................27

IV.

Plan de Protections adopté par le réseau de distribution :..............................................27

1.

1.Régime du neutre adopté par l’ONE :.........................................................................27

2.

Critère du choix :............................................................................................................27

3.

Valeur de la résistance de limitation :............................................................................28

V.

Structure d’une protection :...............................................................................................28 1.

Réducteur de mesure :....................................................................................................29

2.

Relais :............................................................................................................................29

1.

Disjoncteur :...................................................................................................................29

2.

Réenclencheur :..............................................................................................................29

VI.

Conclusion......................................................................................................................31

CHAPITRE IV: PROTECTION DE HAUTE ET MOYENNE TENSION AU NIVEAU DE POSTE SOURCE 60/22Kv I. Protections utilisées aux postes sources :..........................................................................33 1.

Protections du Transformateur 60/22KV :.....................................................................33 a. .Protections internes :..................................................................................................33 b.Protections externes :......................................................................................................36

I.

2.

Protections des arrivées HTB :.......................................................................................38

3.

Protections des Lignes HTA (Départs 22 KV) :.............................................................39 Les indicateurs de performance d’un systeme...................................................................41

1. Définition des indicateurs de performance d’un système......................................................41 1.1. Durée Moyenne d’interruption d’un Système (DMS)...............................................41 1.2. Indice de Fréquence d’interruption d’un Système (IFS)............................................41 2. Statistiques des incidents...................................................................................................41 2.1. Statistiques de l’année 2013.......................................................................................42 2.2. Statistiques de l’année 2014.......................................................................................44 3. Explication des phénomènes enregistrés...........................................................................46 3.1. Problème de cumul de temps......................................................................................46 3.3. Défaillances matérielles..............................................................................................49 3.4. Corps étrangers...........................................................................................................49 4. Actions portant sur les types d’incidents enregistrés.........................................................50 Les types d’incidents enregistrés sont les suivants :.............................................................50 4.1. Cumul de temps..........................................................................................................50 5

Arrivée Transformateur.........................................................................................................51 Départs..................................................................................................................................51 Moumen.....................................................................................................................................51 4.2. Recherche de terres résistantes...................................................................................52 4.3. Corps étrangers...........................................................................................................53 4.4. Défaillances matérielles..............................................................................................54 4.4.1. Définitions...................................................................................................................54 CHAPITRE V: ANALYSE DES INCIDENTS DE POSTE SOURCE I.

Introduction:......................................................................................................................57

II.

Types des protections installes dans les postes sources....................................................57 1. Justification technico – économique pour le poste source Daourate.................................58 2. Justification technico – économique pour le poste source MOUMEN SETTAT.............58 3. Etude comparative des protections conventionnelles et numériques................................58 Electromécanique..................................................................................................................59 Statiques.............................................................................................................................59 Avantages..........................................................................................................................59 Inconvénients.........................................................................................................................59 Numérique.............................................................................................................................60 4. Comparaison du Coût entre le conventionnel et le numérique :........................................60

III.

Impact sur la maintenance..............................................................................................61

CHAPITRE VI: MISE A NIVEAU DES PROTECTIONS DANS LES POSTES SOURCE 60/22 Kv I.

La télé conduite :...............................................................................................................64 1. La télésurveillance.............................................................................................................65 2 La télécommande................................................................................................................65

II.

Plan contrôle-commande :.................................................................................................65

III.

Les réseaux de communication :....................................................................................67

1.

L’organisation des télétransmissions..............................................................................67

2.

Les supports matériels de transmission:.........................................................................68

Liste de figure 6

Figura 1 : automatisme & sncc....................................................................................................8 Figura 2 : fornisseurs des composants tableaux electriques........................................................9 Figura 3 : fluides........................................................................................................................10 Figura 4 : orgranigramme..........................................................................................................11 Figura 5 : Valeo.........................................................................................................................12 Figura 6 : hopital international mohamed VI............................................................................13 Figura 7 : marine royale.............................................................................................................13 Figura 8 : Diagramme de classement des protections installées aux postes HTA/HTB...........16 Figura 9 :Automatisme de protection........................................................................................27 Figura 10 Cycle de réenclenchement 1R+2L...........................................................................28 Figura 11 : Zones de protection du réseau de distribution de l’ONEE......................................31 Figura 12 : relais Buchholz régleur...........................................................................................32 Figura 13 : Relais Buchholz transformateur..............................................................................32 Figura 14 : Dispositif de détection de température....................................................................33 Figura 15 : Détecteur d’arrêt pompe..........................................................................................33 Figura 16 : Aéroréfrigérants......................................................................................................33 Figura 17 : Protection Masse cuve............................................................................................34 Figura 18 : Éclateurs placés sur les pôles HT............................................................................34 Figura 19 : Emplacement des TC sur les pôles secondaires du transfo. HTA/HTB.................35 Figura 20 : Emplacement TC spécial 1/1 A..............................................................................36 Figura 21 : Résistance du neutre 42,5 Ω....................................................................................36 Figura 22 : Pourcentages des incidents postes (2013)...............................................................40 Figura 23 : DMS par poste source (2013).................................................................................41 Figura 24 : DMS par cause incident poste (2013......................................................................42 Figura 25 : Pourcentages des incidents postes (2014)...............................................................43 Figura 26 : DMS par poste source (2014).................................................................................43 Figura 27 : DMS par cause incident poste (2014).....................................................................44 Figura 28 : Deux départs en défaut issus de la même arrivée...................................................44 Figura 29 : Logigramme expliquant le problème de cumul de temps.......................................45 Figura 30 : Variantes d'installation des relais phases et terre....................................................51 Figura 31 : Diagramme des temps moyens, établi pour un système ne nécessitant pas d'interruption de fonctionnement pour maintenance préventive...............................................53

INTRODUCTION 7

Les moyens de distribution de l’énergie électrique, la performance et la qualité du service constituent un patrimoine important qu’il faut conserver et protéger contre les défauts et les dangers qui risquent d’endommager le réseau de distribution, surtout que les défauts sont liés à des phénomènes aléatoires et extérieurs aux installations (coup de foudre, orage etc.…). Pour faire face à ces phénomènes, un système de protection est indispensable pour surveiller les grandeurs fondamentales, isoler les parties en défauts et éviter la propagation du défaut dans le reste du réseau sain. Ce rapport s’organise de la manière suivante : dans le premier chapitre, on présentera le lieu de stage l’entreprise CAPING . Dans le deuxième chapitre, on s’intéressera à l’étude des postes sources HTA/HTB, puis on présentera la typologie des défauts affectant le réseau MT, et on finira par citer les conséquences de ces défauts. Ensuite, le troisième chapitre on va définir la protection, sa structure et expliquer les qualités requises pour un bon système de protection et le plan de protection adopté par l’ONEE et donc par tout le groupe EM Energie et CAPING. Puis en quatrieme chapitre nous parlerons du plan de protection de haute et moyenne tension au niveau de poste source 60/22Kv. En detail du protection transformateur 60/22Kv jusqu’a protection des lignes 22kV (depart). Ainsi que les différentes protections adoptées aux postes sources. et nous proposerons des solutions envisageable pour remédier à ces problèmes. Enfin, nous terminerons ce rapport par une conclusion générale

8

CHAPITRE 1: PRESENTATION DE L’ENTREPRISE

I.

HISTORIQUE

En 2000 la creation d’EM ENERGIE TFZ , au service des industriels d’automobile sur les zones franches. 2009 lancement de la filiale “CAPING”, a CASABLANCA pour renforcer la proximite aux clients centre “certification et label Schneider sur les tables HTA/BT. 2010 inauguration du 3éme atelier d’integration HTA/BT EMAI filiale nord à TANGER. 2014 ouverture de la secursale EM energie a NOUAKCHOTT.

II.

Secteurs d’activite 1. -

Industrie Automobile Aeronotique Electronique 9

III.

-

Agroalimentaire

2. -

Infrastructure

3. -

Energie

Hopitaux Enseignement Stades Centres commerciaux Hotels Reseau HT Postes HTA Centrales d’energie Controle commande numerique

Metiers du groupe 1. Automatismes & SNCC a. Automatisation - Des outils de productions. - Telegestion des adductions d’eau. b. Regulation - Du Process industriel. - Telegestion des reseaux.

Figura 1 : automatisme & sncc

c. Controle commande - Des sous-stations Energie. - Des centrales Energie, Postes electriques.

2. Tableaux electriques a. Tableaux electriques basse tension Forme 2,3,4; IS 223; FFF-WWW; IP 66 Conformite normes NF 60-436 TGBT: 4000A/100KA TD: 630°( prisma,pragma,xl, energy) TABLEAU INDUSTRIEL: controle commande moteur et automatisme, variateurs, demarreurs b. Cellule haute tension GIS-AIS; 40kA; 2500° Distribution urbaine, poste de transformation client, poste kiosque tableaux postes sources Sous-stations & systemes de controles commande energie 10 Figura 2 : fornisseurs des composants tableaux electriques

Solutions production energie a base de groupe electrogene diesel.

3. Installations electriques a. Courant fort - Postes de tranformation HTA/BT - Groupes electrogenes & distribution du reseau secours - Tableaux electriques alimentation force et distribution - Alimentation gaines prefabriquees et cables - Distribution eclairage et prises de courant - Eclairage industriel, technique et de securite - Conception, montage, essai et mise en service - Maintenance et assistance b. Courant faible - Systeme de securite incendie - Securite (controle d’acces, surveillance video, detection intrusion) - Precablage informatique, telephonie VDI - Interphonie, sonorisation, teledistribution - Extinction automatique - Gestion technique centralisee GTC - Conception, montage, essai et mise en service - Maintenace et assistance

4. Bureau d’etude & ingenierie a. Accompagnement en amant des projets - Analyse des besoins - Etude de faisabilite et APS - Analyse technico-economique et budgetisation b. Conception et realisation - Cahier des charges - Avants projets detailles - Analyses fonctionnelles - Dossier d’execution - Suivi en execution c. Competences sur plusieurs applications: industrie, tertiaire, agroalimentaire, energie, sante, traitement d’eau.....

5. Fluides -

Traitement d’air comprimé et fluides 11

-

Installations et services de plomberie Systèmes de protection contre l’incendie Climatisation Maintenance des installations fluides

6. Maintenance & assistance Les equipes accompagnent le client durant l’installation, la conception et la mise en service,et assurent également la maintenance de ses équipements. ils sont aussi disponibles en cas de problème technique lié à nos produits afin de garantir l’assistance nécessaire.

12

IV.

Organigramme

Figura 4 : orgranigramme

V.

Les references 13

1. Industrie

2. Infrastructure

3. Energie

VI.

Fiche projet 1. Valeo (industrie)

Figura 5 : Valeo

Projet: Production des optiques automobiles Situation: TANGER AUTOMOTIVE CITY - MAROC Client: VALEO Surface: 34 000 m² Puissance: 4 x 2000 KVA / 6 x 1250 KVA Mt contrat: 4.7 millions € Duree/annee: 9 Mois (2017) - 6 Mois (2019) Objet: Postes HTA, BT • Tableaux HTA/BT • Distribution force et PC • Éclairage intérieur et extérieur • Détection et extinction incendie • VDI • Contrôle d’accès, intrusion et vidéosurveillance

2. Hôpital international Mohamed VI Bouskoura (infrastructure) 14

Projet: Hôpital international Mohamed VI Bouskoura Situation: BOUSKOURA - MAROC Surface: 30 000 m² Puissance: 7000 KVA Mt contrat: 5 millions DHS Duree/annee: 20 mois (2017/2018) Objet: Travaux d’électricité CFO/CFA : Tableaux HTA Transfo HTA/BT Tableaux électriques BT

• • • Figura 6 : hopital international mohamed VI

3. La marine royale (energie) Projet: Sous-stations 60Hz port millitaire Situation: KSAR SGHIR - MAROC Puissance: 6 000 KVA Mt contrat: 45 millions DHS Duree/annee: 24 mois (2014) Objet: Postes HTA, BT • Tableaux HTA/BT • Convertisseurs de fréquence • Prises de quais • GTC

Figura 7 : marine royale

15

CHAPITRE 2: ETUDE D’UN POSTE SOURCE ET DE DEFAUTS SUR RESEAU HTA/HTB

I.

Introduction :

Dans ce chapitre, nous présentons le rôle principal des postes sources, de ces principaux composants, des défauts qui affectent le réseau HTA/HTB, et nous évoquons les différentes conséquences de ces défauts.

16

II.

Généralités :

1.Définition de poste source: Le poste HTA/HTB ou poste 60/22 KV (annexe 1) est une installation constituée par des appareils de transformation. Il est destiné à desservir en énergie électrique une région donnée. L'importance et le dimensionnement de ses installations dépendent de l'énergie appelée ou projetée. Le poste HTA/HTB est généralement télécommandé par un centre de dispatching régional ou télé alarmé vers un poste THT/HT et a pour fonctions :

 Elévation de la tension  Diminution de la tension  Protection (disjoncteurs)  Isolement (sectionneurs)  Sécurité (mise à la terre)  Mesure de courant et tension (réducteurs de mesure). 2.Nécessité de l’utilisation des postes de transformation : Le transport de l’énergie électrique du centre de production jusqu’aux consommateurs se fait sur un réseau électrique. Ce transport d'électricité génère des pertes dues à l’effet Joule, qui dépendent de l'intensité I, de la tension U et de la résistance R de la ligne. En effet on a : Ppertesjoules=RI²

or

Pelectrique=VI

Ppertesjoules=(RP² electrique)/3*U²

Donc pour une même puissance électrique transmise par ligne : plus on augmente la tension plus les pertes Joules diminuent, elles sont divisées par quatre quand la tension double, et par un million lorsque que la tension est multipliée par mille. Ainsi un mètre de câble à 400 V provoque autant de pertes que 1000 km du même câble à 400 kV. En outre, on peut transporter l’énergie électrique avec le minimum de pertes sur une ligne à tension élevée. Cette tension élevée ne peut pas être utilisée directement par le consommateur, ce qui nécessite la transformation vers une tension adéquate pour l’utilisateur, rôle des postes de transformations.

17

Répartitiondestechnologies de protectionsdesdéparts 22KV 19% 25%

Numérique

56%

elec-mecanique statique

Figura 8 : Diagramme de classement des protections installées aux postes HTA/HTB

III.

Les Postes HtA/HTB : 1. Les principaux composants électriques d’un poste HTA/HTB                 

:Un poste source est un élément déterminant dans tout réseau électrique, il est doté des composants suivant: Disjoncteur. Sectionneur sans mise à la terre. Sectionneur avec mise à la terre. Transformateur de courant. Transformateur de tension. Combiné de mesure (courant, tension). Transformateur de puissance. Parafoudre. Sources auxiliaires : courant alternatif. courant continu (batterie chargeur). Système de protection. Comptage de l'énergie électrique. Système de contrôle local. Système de téléconduite : Télécommande. Télémesure. Télésignalisation. Consignation des états.

2. Les constituants d’un poste HTA/HTB : Un poste HTA/HTB est constitué d’un ensemble de tranches électriques. Chaque tranche comprend un ensemble de matériel haute et basse tension et des circuits haute et basse tension relatifs à une fraction déterminée du poste.

18

Cette fraction peut être isolée sans compromettre le fonctionnement et le contrôle des installations HT et BT qui restent en service. Il peut être gardienné, télé-alarmé ou téléconduit. Il est alimenté par un réseau de tension égale à 60KV qui est transformée au moyen de transformateurs de puissance à une tension MT égale à (22kV, 11kV ou 5,5kV) pour usage industriel, agricole, domestique ou autre. En général, le poste HTA/HTB est équipé de deux transformateurs de puissances (de 5, 10, 20 ou 40MVA) qui fonctionnent en parallèle, vu l’augmentation de la demande en énergie électrique. Les postes HTA/HTB sont destinés à la distribution de l’énergie électrique, ils sont composés en général de : Travées haute et moyenne tension : Les travées haute et moyenne tension sont composées par des réducteurs de courant, des réducteurs de tension, des organes de coupure et d’isolement tels que : les disjoncteurs, les sectionneurs, etc. Les différentes travées d’un poste 60/22KV sont :

-

Un ou plusieurs départs 60KV Un jeu de barres 60KV Un à plusieurs transformateurs 60/22KV de puissance Un à plusieurs transformateurs 22/0.4KV des services auxiliaires Un jeu de barres 22KV Une à plusieurs arrivées 22KV Plusieurs départs 22KV - Une à plusieurs arrivées 60KV Tranches basse tension :

Les tranches basse tension sont constituées par un ensemble d’appareillage de mesure, de protection, d’automatisme, et de relayage auxiliaire assurant des fonctions définies en tenant compte des principes retenus dans le plan de protection en vigueur, des particularités de l’installation et des contraintes imposées par l’exploitation du réseau. Les tranches BT qu’on retrouve dans un poste HTA/HTB sont comme suit :

-

Une tranche commune Une ou plusieurs tranches départ 60KV Une Tranche barre 60KV Une ou deux tranches du transformateurs 60/22KV Deux tranches arrivée 22KV - Une tranche générale. Une tranche MT.

Services auxiliaires : Les services auxiliaires sont composés en général comme suit :

-

Un ensemble de batteries 127V avec deux redresseurs chargeurs, dont un est en service en exploitation normale, le deuxième est de secours,

-

Un ensemble de batteries 48V avec redresseur chargeur correspondant, 19

-

Des armoires métalliques pour les services auxiliaires alternatifs et continus qui sont :

•

Armoire de la permutation automatique des transformateurs des services auxiliaires 220/380V

•

Armoire des services auxiliaires 220/380Vca

•

Armoire des services auxiliaires 127Vcc

•

Armoire des services auxiliaires 48V

3. Transformateur de Puissance : Le transformateur HTA/HTB comporte 2 bobines, le primaire (HTB) et le secondaire (HTA), chaque bobine est composée d'un certain nombre de spires selon la puissance de l'appareil. Plus la puissance est élevée plus le nombre de spires est important. C’est un transformateur abaisseur de tension et élévateur de courant qui garde la fréquence et la puissance constante. a. Principe de fonctionnement : Si 2 bobines sont placées sur un circuit magnétique et si l'une d'elles (B 1 de n1 spires) est parcourue par un courant alternatif I 1 sous la tension V1, elle crée dans la deuxième bobine (B2 de n2 spires) Une fém. V2 de même fréquence [2] telle que: V1/V2 = n1/n2 et I1/I2 = n2/n1.

(2)

Figure II.2: Transformateur de puissance

Remarque:V1*I1 = V2*I2, la puissance reçue est transmise aux pertes prés. b. Constituants d’un Transformateur de puissance : -La Cuve: Protection mécanique de la partie active, contient l'huile diélectrique, évacuation de la chaleur de la partie active, manutention de l'appareil. Conservateur d'huile (ballonnet) : Sert à maintenir le niveau d’huile dans la cuve (8 à 12% du volume d'huile Transfo), empêche le vieillissement de l’huile et réduit le taux d’oxydation. Traversées (bornes) HT et MT: Connexion avec le réseau Aéroréfrigérants : refroidissement du Transformateur 20

Dissipateur (assecheur) d'air contenant de l'actigel. La couleur rose de l'actigel est un indicateur sur la présence de l'humidité dans l'huile du transformateur.

4. Automatisme du poste HTA/HTB: En plus des éléments vitaux développés dans les paragraphes précédents, il existe d’autres automatismes et systèmes nécessaires pour assurer le bon fonctionnement du réseau de distribution MT. Parmi ces systèmes, on peut citer : - Automatisme de protection ; - Automatisme de délestage ; - Automatisme de régulation de tension ; - Système de communication (par radio – modem GSM – fibre optique) ; -Système de comptage. a. Automatisme de délestage : Cet automatisme permet d’éviter les conséquences d’un déséquilibre entre la production et la consommation en énergie électrique, caractérisé par une perte de synchronisation (fréquence ≠ 50Hz). b. Automatisme de régulation de tension : Pour adapter au mieux la tension délivrée sur le réseau, un automatisme permet de réguler la tension MT sur les transformateurs HT/MT; le principe est de comparer la tension MT existante par rapport à une tension de consigne représentant le "client moyenne tension". c. Système de comptage : Chaque départ est pourvu d’un compteur numérique de l’énergie consommée. La tension est puisée depuis le transformateur de tension du jeu de barres (TT). Alors que le courant est pris depuis le secondaire des transformateurs de courant de chaque départ (TC).

IV. Typologie des défauts affectant le réseau HTA/HTB : Comme tous les réseaux électriques, les réseaux HTA/HTB sont soumis aux perturbations atmosphériques : foudre, tempête et pollution. Les techniques utilisées dans le réseau MT (aériens) induisent une typologie particulière de défauts dont les plus courants sont les courts-circuits, les surcharges, rupture de conducteurs et les surtensions.

1. Les courts-circuits : Le courant de court-circuit est une surintensité produite par un défaut ayant une impédance négligeable entre des conducteurs actifs présentant une différence de potentiel en service normal. Ces courts-circuits sont causés par une rupture d’un support, d’un conducteur ou d’un isolateur sur une ligne aérienne, un contact d’oiseau ou des branches avec un des conducteurs, ainsi que la mise en contact des conducteurs par le vent ou la neige. a. Types de courts-circuits :  Défaut entre une phase et la terre : 21

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

 Défaut entre phases : Ils regroupent tous les défauts causés par un contact entre conducteurs :

-

Biphasé s’il s’agit d’un contact entre deux conducteurs par l’intermédiaire de la terre ou non. Triphasé si le contact est entre les trois phases par l’intermédiaire de la terre ou non.

La figure suivante présente les différents types de courts circuits entre les phases et la terre [3] : L1 L1 L2

L2

L3

L3

Court-circuittriphasésymétrique

Court-circuitbiphasésymétrique

L1 L2 L3

Court-circuit monophasé à la terre Figure II.3 : Quelques exemples de courts-circuits b. Classement des courts-circuits : On peut regrouper les défauts de court-circuit selon leurs nature en :

-

Auto-extincteurs : qui disparaissent avant la réaction de la protection, durée inférieure à 100 ms. Fugitifs : nécessitent l’intervention de la protection, ils sont éliminés par les automatismes de reprise de service (réenclencheurs), après une ouverture de 0,3s (ou par un disjoncteur shunt s’il s’agit d’un défaut homopolaire). Semi permanents : sont détectés par les protections, ils sont éliminés à l’issue du premier ou le deuxième réenclenchement lent. Permanents : ne sont pas éliminés par les automatismes de reprise de service, ils nécessitent l’intervention directe du l’exploitant. 22

2. Surcharge : Le courant de surcharge est une surintensité se produisant dans un circuit électrique, qui n’est pas due à un défaut électrique. C’est un courant puisé par la charge de valeur supérieure à la valeur assignée de fonctionnement nominale. La norme IEEE donne plusieurs risques pouvant exister si on surcharge le transformateur de puissance au-delà de ses grandeurs nominales. En général, la surcharge des transformateurs peut causer la réduction de l’intégrité des éléments diélectriques, un échauffement excessif, et réduction de la résistance mécanique des isolants des conducteurs et de la structure du transformateur. La surcharge prolongée est traduite par un échauffement excessif produit par effet joule ; directement proportionnelle au carré de l’intensité du courant intégré dans le temps. Donc on peut avoir une image thermique du câble ou de transformateur à partir du courant qui le traverse.

3. Surtension : Le dépassement de la tension assigné de l’installation induit une surtension. Les équipements les plus sensibles aux surtensions sont les transformateurs et les isolants. Origine des surtensions :

-

V.

Coups de foudre directs ou indirects ; La décharge d’un nuage orageux chargé de signe contraire par rapport à la ligne ; Une défaillance de la régulation.

Conséquences des défauts : 1. Echauffement :

D’une part les surcharges induisent un échauffement excessif des enroulements des transformateurs ce qui peut entraîner la détérioration de ceux-ci. D’autre part les courants de court-circuit consécutifs aux défauts peuvent provoquer des échauffements anormaux, particulièrement dans les câbles souterrains MT pour lesquels les échanges calorifiques sont assez limités ce qui diminue leur rigidité mécanique.

2. Destructions provoquées par les arcs : Le contournement des arcs électrique par les chaînes d’isolateurs, dû aux dépôts de poussières ou impuretés sur les isolants ce qui les rend conducteurs ce qui entraîne la destruction de celles-ci. De même lors du claquage d’un câble souterrain, l’arc peut fondre le cuivre et le plomb.

3. Vieillissement et destruction des isolants : Les surtensions augmentent les contraintes diélectriques auxquelles sont soumis les isolants, ce qui a pour conséquence un vieillissement rapide de ceux-ci et éventuellement leur destruction.

23

4. Efforts électrodynamiques : Le matériel qui supporte le passage de courts circuits très intenses est soumis à des efforts électrodynamiques importants, en particulier les jeux de barres, les supports d’isolateurs, les enroulements de transformateurs peuvent être déformés ou avariés si leur rigidité mécanique ne présente pas les garanties nécessaires.

5. Chutes de tension : Les courants de court-circuit provoquent de brusques variations de tension, non seulement sur la ligne en défaut, mais aussi sur les lignes adjacentes et ceci nuit à la stabilité du réseau.

6. Explosions des disjoncteurs : La valeur importante des courants de court-circuit peut provoquer l’explosion des disjoncteurs si le défaut n’est pas éliminé dans le temps réglé.

VI.

Conclusion: Dans ce chapitre, nous avons donné un aperçu général sur les postes HTA/HTB, on constate qu’il y’a plusieurs défauts qui affectent les lignes HTA/HTB et ces défauts peuvent endommager le matériel constituant le réseau HTA/HTB, ce qui nécessite l’élaboration d’un plan de protection.

24

CHAPITRE 3: PLAN DE PROTECTION

I.

Introduction :

La fonction de protection est une des fonctions les plus critiques pour la sûreté du Système. Et dans ce cadre, nul n’ignore les charges auxquelles, les équipes de protection dans les divisions régionales doivent faire face aux exigences quotidiennes pour assurer les responsabilités qui 25

leur incombent surtout que l’environnement dans lequel sont réalisées les tâches qui leurs sont attribuées est contraignant. Dans le souci de garantir la qualité de service afin de satisfaire les clients, il faut réduire les durées des interventions aussi bien pour les dépannages que pour les entretiens ou les contrôles périodiques. Dans les postes de distribution HTA/HTB, les fonctions de détection du défaut et de commande de déclenchement des appareils concernés sont assurées par des dispositifs particuliers : les protections contre les défauts. Dans ce chapitre, on va définir la protection, sa structure et expliquer les qualités requises pour un bon système de protection. .

1. Objectif du plan de protection : Compte tenu de la typologie des défauts affectant les réseaux à moyenne tension (courtcircuit, coupure d’une phase, câble tombé à terre...), le système de protection HTA/HTB doit préserver la sécurité des personnes et des biens (danger d’électrocution par élévation de potentiel), éviter la destruction partielle ou totale du matériel du réseau par élévation dangereuse des températures, incendie ou explosion dus à l’amorçage d’un arc entre phases et assurer la continuité de fourniture en éliminant rapidement l’élément de réseau défectueux.

II.

Qualités Principales du plan de protection du réseau HTA/HTB :

Les caractéristiques principales du plan de protection d’un réseau HTA/HTB sont la Sensibilité, la sélectivité, la rapidité, la fiabilité, la Simplicité et le Coût du système. La conception du plan de protection repose sur la recherche d’un compromis entre les caractéristiques précédentes.

1. La sensibilité : C’est l'aptitude des protections à détecter les défauts, notamment les défauts très résistants qui peuvent mettre en péril la sécurité des tiers.

2. La sélectivité : La sélectivité est une capacité d’un ensemble de protections à faire la distinction entre les conditions pour lesquelles une protection doit fonctionner où ne doit pas fonctionner. Elle doit permettre d’isoler seulement la partie du réseau en défaut. Les différents moyens qui peuvent être mis en œuvre pour assurer une bonne sélectivité dans la protection d’un réseau électrique, les plus importants sont les trois types suivants: - Sélectivité ampérométrique par les courants, - Sélectivité chronométrique par le temps, - Sélectivité par échange d’informations, dite sélectivité logique.

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

4. La fiabilité : L’aptitude des protections à éviter les déclenchements intempestives, tel que le déclenchement d’un départ MT par défaillance de la sélectivité transversale (déclenchement par sympathie).

5. La simplicité : Consiste à avoir une technologie maitrisable pour assurer une meilleure maintenance. 26

III.

Rôles des Protections : L’implantation des protections doit être conçue pour :     

Éliminer les défauts en séparant l’élément défectueux par l’organe de coupure aval (disjoncteur, fusible) le plus proche ; Éliminer un défaut par une protection amont quand une protection ou un organe de coupure aval sont défaillants ; Prévoir éventuellement des protections de secours (redondance des protections) ; Prévoir des protections spécifiques pour certains matériels : transformateurs, tableaux MT, condensateurs... ; Permettre la modification temporaire des fonctionnements (sensibilité, rapidité, etc.), pour effectuer certaines opérations d’exploitation : travaux sous tension, mise en parallèle de transformateurs...

L’ensemble de ces dispositions est appelé plan de protection. Il doit permettre la réalisation des objectifs du système de protection (sécurité des biens et des personnes, continuité de fourniture) au meilleur coût.

IV.

Plan de Protections adopté par le réseau de distribution : 1. 1.Régime du neutre adopté par l’ONE :    

Les neutres des transformateurs de groupe de production sont tous mis directement à la terre Les neutres des transformateurs 225/60 KV, cotés 225 KV et 60 KV sont mis directement à le terre. Le neutre coté 22 KV d’un transformateur 60/22KV est mis à la terre via une résistance de 42.5Ω qui limite le courant de défaut à la terre à 300 A. Sur les réseaux de distribution, la mise à la terre du neutre détermine d'une manière essentielle les caractéristiques des défauts à la terre lorsque ceux-ci se produisent.

2. Critère du choix : Au niveau des postes HTA/HTB, le régime du neutre adopté par l’ONEE est le neutre résistant. Le choix de cette solution remonte aux années 1950 et repose essentiellement sur : - La maîtrise des surtensions pouvant affecter les réseaux moyenne tension, par réduction d’impédance entre le réseau et la terre ; - La limitation des conséquences du courant du défaut ; - Ce régime réalise une bonne sélectivité ; le courant résiduel du défaut homopolaire doit être détecté sans être confondu avec les courants capacitifs des départs sains.

En tenant compte de ces arguments, l’intensité du courant du neutre suite à un court-circuit franc à la terre est limitée à :

o 1000A, pour les réseaux souterrains ; puisque le courant de fuite est important, et que le courant de défaut est important. 27

o 300A pour les autres réseaux (aériens et mixtes). 3. Valeur de la résistance de limitation : Puisque l’impédance propre du transformateur, et de la terre est insuffisante pour limiter les courants des défauts à des valeurs convenables, une résistance RN est intercalée entre le point neutre du transformateur et la terre :

-

Pour un réseau aérien ou mixte :

Rn=(U2n)/( √ 3∗Ineutre)=22000/√ 3∗300 =42.3Ω pour un reseau souterrain: Rn=(U2n)/( √ 3∗Ineutre)=22000/√ 3∗1000 =12.7Ω

Le régime du neutre adopté par l’ONEE pour autres installations : -Les neutres des alternateurs sont tous mis directement à la terre -Le neutre est isolé côte 60 KV.

V.

Structure d’une protection :

Les protections sont des automates qui détectent l'apparition d'une anomalie à partir d'un critère directement mesurable. L’automatisme de protection est composé des relais, des réducteurs de mesure, des disjoncteurs et des réenclencheurs. Le relais détecte l’existence de conditions anormales par la surveillance continue à partir des données qu’il reçoit des transformateurs de courant ou de tension, puis il élabore un ordre de déclenchement au disjoncteur en fonction du type de la protection (seuil de déclenchement, la temporisation, le sens de circulation de courant…).

Figura 9 :Automatisme de protection

1. Réducteur de mesure : Dans le réseau HTA/HTB on peut distinguer deux types de réducteur de mesure : 28

-

Les transformateurs de tension (TT) ;

-

Les transformateurs de courant (TC) ;

Ces transformateurs délivrent sur leurs secondaires des courants (5A ou 1A) et des tensions (100V ou 100/√3V) par transformation des grandeurs primaires correspondantes du réseau. Dans le réglage des protections, on doit tenir compte des caractéristiques des TC, qui présentent certaines limites pour les performances des protections. Pour éviter la saturation du circuit magnétique, le courant primaire de TC ne doit pas dépasser 2 à 3In; In le courant d’emploi de TC. Les TT sont destinés à alimenter les appareils de mesure, de contrôle, et de protection.

2. Relais : Ce sont des dispositifs actionnés par des grandeurs électriques et qui sont destinés à commander des organes de coupure, de signalisation ou d’automatisme. Les technologies utilisées dans les relais ont évolué depuis la technologie électromécanique vers la technologie statique (électronique analogique) et puis actuellement la technologie numérique .

1. Disjoncteur : Ce sont des appareils d’enclenchement et de déclenchement en charge. Ils peuvent utiliser différentes technologies de coupure. Ceux adoptés par l’ONEE fonctionnent à coupure dans le gaz SF6 à commande mécanique par ressort réarmé électriquement. Cette technique est la plus utilisée.

2. Réenclencheur : Le Réenclencheur est un automatisme de reprise de service, il est associé au disjoncteur du départ MT. Il est mis en route par les contacts des relais de protection. On peut distinguer deux types de cycle de réenclenchement :

Cycle de réenclenchement automatique rapide : Il a pour but d’éliminer les défauts fugitifs monophasés ou polyphasés. La technique du réenclenchement rapide implique les opérations suivantes :

-

Ouverture instantanée du disjoncteur du départ en défaut. Fermeture de ce même disjoncteur après un temps d’isolement de l’ordre de

0.3s.

-

Verrouillage du dispositif de réenclenchement rapide en cas de défaut permanent (le temps de verrouillage peut atteindre 40s).

Ce cycle est nécessaire dans les départs aériens ; puisque plus de 65% des défauts sur une ligne aérienne sont de types fugitifs. Cycle de réenclenchement automatique lent : Ce mode de réenclenchement a pour but de réduire, dans la mesure du possible, les répercutions dues aux défauts semi permanents. Ces défauts possèdent la propriété de réapparaître après un cycle de réenclenchement rapide du disjoncteur du départ MT. 29

La technique de réenclenchement lent implique les opérations suivantes :

-

Ouverture temporisée du disjoncteur du départ en défaut. Fermeture de ce même disjoncteur après un temps d’isolement du départ en défaut. Verrouillage du dispositif de réenclenchement lent en cas de défaut permanent.

Dans les réseaux souterrains soit qu’on passe directement à ce cycle ou on peut inhiber le Réenclencheur, puisque la majorité des défauts affectant le réseau souterrain sont des défauts permanents. Simulation d’un cycle de réenclenchement, composé d’un cycle rapide et deux cycles lent (1R+2L), sur un défaut permanent :

Figura 10 Cycle de réenclenchement 1R+2L

In : courant avant défaut.

Id : courant de défaut.

O: ouverture du disjoncteur.

F: fermeture du disjoncteur.

A: courant sur le départ.

D : Déclenchement Définitif.

RL1 : 1er cycle Lent.

RL2 : 2ème cycle Lent.

RR : cycle Rapide.

VI.

Conclusion

Pour assurer la protection des personnes et du matériel, la qualité et la continuité du service, un bon système de protection doit être fiable, sélectif, rapide et sensible. Dans le présent chapitre, on a présenté les différents composants de la chaîne de protection : 

Les organes de coupure



Les automatismes de protection



Les réenclencheurs 30

Et on a présenté aussi la protection moyenne tension adopté par l’ONE, pour protéger les constituants des postes de distribution HT/MT. Mais ce qui nous intéresse c’est l’évolution des technologies des relais de protection qui constituent le principal élément des automatismes de protections, qu’on va présenter dans le dernier chapitre.

CHAPITRE 4: PROTECTION DE HAUTE ET MOYENNE TENSION AU NIVEAU DE POSTE SOURCE 60/22Kv

31

I.

Protections utilisées aux postes sources :

Plusieurs protection contre une défaillance au niveau du transformateur sont installées au poste HTA/HTB. Cette protection consiste à surveiller la grandeur pour laquelle elle est désignée, la mesurer puis comparer la valeur mesurée et celle du réglage et par la suite agir.

 Organisation du plan de protection : Le plan de protection actuel découpe le réseau de distribution HTA/HTB en zones délimitées par les positions des organes de coupure. La figure montre une disposition caractéristique des zones de protection, correspondant respectivement à : •

Des départs ;

•

Tranche arrivée (jeu de barres ) ;

•

Tranche transformateur HTA/HTB ;

32

Figura 11 : Zones de protection du réseau de distribution de l’ONEE.

Ces zones se recouvrent pour ne laisser aucun point de réseau HTA/HTB sans protection. Chaque protection agit en secours sur la défaillance de la protection qui la précède.

1. Protections du Transformateur 60/22KV

:

a. .Protections internes : Protections Buchholz transformateur et Buchholz régleur en charge : Les relais Buchholz régleur et transformateur sont des dispositifs de protection interne des transformateurs de puissance. Ils sont actionnés par une détection de gaz émis à la suite d’un arc électrique. Les relais ont deux seuils :

-

-

Alarme ; Déclenchementinstantané.

Figura 13 : relais Buchholz régleur

Figura 12 : Relais Buchholz transformateur

33

 Protections Température : Une élévation excessive de température d’huile est signe de défauts du transformateur. Des sondes immergées dans l’huile permettent de contrôler la température. Elles sont à deux seuils : alarme et déclenchement. Les seuils utilisés pour les transformateurs sont :

-

Alarme : à une température de 80°C

-

Déclenchement : à une température de 90°C

Figura 14 : Dispositif de détection de température

 Protections arrêt pompe et Aéroréfrigérants : Un arrêt de circulation d’huile ou non fonctionnement d’un Aéroréfrigérants peut entraîner l’échauffement du transformateur. Ce défaut est contrôlé à partir de 20 % de la charge nominale du transformateur provoquant ainsi un déclenchement après une temporisation de 20 minutes.

Figura 16 : Détecteur d’arrêt pompe

Figura 15 : Aéroréfrigérants

 Protection masse-cuve : La protection masse-cuve protège le transformateur HTA/HTB. La cuve est reliée au circuit de terre du poste par une seule connexion sur laquelle est installée un TC 100/1A.

Le relais de protection ampérométrique masse-cuve de réglage, fixé généralement entre 80 et 100A, est à temporisation instantanée sans réglage.

Figura 17 : Protection Masse cuve

b.Protections externes :

 Protection surtension : La protection contre la surtension est assurée par des éclateurs placés sur les pôles primaires HT du transformateur HTA/HTB.

Figura 18 : Éclateurs placés sur les pôles HT

 Protection ampérométrique à maximum d'intensité : La protection à maximum d'intensité protège le transformateur contre les courts circuits polyphasés et contre la surcharge, par l’intermédiaire de deux TC Bushings placés sur deux phases du transformateur côté HTA (annexe 4). Elle est réglée en général à :

-

1.2 In du transformateur s’il n’y a pas de protection de surcharge ;

-

jusqu’à 2 In si le transformateur est équipé de protection de surcharge ;

-

Temporisation réglée en général à 2,5 s ;

Figura 19 : Emplacement des TC sur les pôles secondaires du transfo. HTA/HTB

Protection homopolaire: Elle est réalisée par un relais homopolaire désensibilisé à l’harmonique 3, alimenté par le TC bushing placé sur le neutre du transformateur. Le réglage doit être coordonné avec le réglage du relais homopolaire ampérométrique de l'arrivée MT :

Ir(transformateur)>1.2*Ir(arrivee)MAX La temporisation est celle des arrivées MT augmentée de 0,3 s ; elle est généralement 3s :

T(transformateur)=T(arrivee)+0.3s Un relais à deux seuils permet d’éviter de déclencher le transformateur par des défauts résistants.

 Protection contre les défauts résistants : Les protections à temps constant des départs ne permettent pas de détecter des courants de défaut homopolaire inférieurs à leur seuil de réglage. Ces défauts sont dus essentiellement à :

-

Un conducteur tombé au sol ;

-

Un contact du conducteur avec des branches d’arbres,… -Des défauts d’isolement : neige, givre, isolateur fêlé.

Le principe retenu est la mesure du courant circulant dans la mise à terre du neutre du transformateur HTA/HTB par un Détecteur de Terre Résistante (DTR) alimenté par un tore spécial de rapport 1/1 A, qui est saturé pour une valeur de 10A environ afin de protéger son circuit secondaire.

Figura 20 : Résistance du neutre 42,5 Ω

Figura 21 : Emplacement TC spécial 1/1 A

2. Protections des arrivées HTB :

 Protection contre les surintensités et les courts circuits entre phases : Cette protection est assurée par des relais qui protègent la barre 22Kv contre les courts circuits et contre la surcharge, par l’intermédiaire de deux transformateurs de courant placés sur les phases A et C (annexe 5 et 6). L’intensité de réglage Ir doit satisfaire aux deux conditions suivantes :  Etre assez élevée pour permettre d’utiliser les possibilités de surcharge du transformateur 60/22Kv sans risque de déclenchement intempestif.  Etre aussi faible que possible pour que la protection d’arrivée assure un certain secours des protections des départs. Le réglage doit être calculé par rapport à l’intensité nominale du transformateur Int.

Ir>1,6Int  Protection homopolaire: Réalisée par un relais homopolaire désensibilisé à l’harmonique 3 alimenté par la somme des courants secondaires de trois transformateurs de courant placés sur les phases A, B et C. Le réglage de base est :

I0r=(1.2I0rmax)/β

Où, I0r max est le seuil de réglage du relais homopolaire du départ le plus élevé. β est le rapport entre le courant résiduel du départ (3I0D) et le courant résiduel de l'arrivée (3I0A) :

β=(3*I0D)/(3*I0A)

Le coefficient β est introduit pour effectuer correctement le réglage de l'arrivée.

La temporisation est réglée en général à 2 s.

3. Protections des Lignes HTA (Départs 22 KV) : Le rôle fondamental des protections d’un réseau électrique est de détecter un défaut électrique et de mettre hors tension la portion du réseau qui est le siège de ce défaut - portion la plus limitée possible après l’apparition d’un défaut. Il convient donc de prévoir toujours deux systèmes de protections : l’un pour les défauts entre phases et l’autre pour les défauts à la terre.

 Protection contre les surintensités et les courts circuits entre phases : La protection contre les courts circuits et les surcharges est assurée par deux relais ampérométriques alimentés par les courants secondaires de deux TC placés sur deux phases, A et C, du départ. Un seul seuil est réglé, il assure les deux fonctions surcharge et courtcircuit. Le réglage généralement adopté est le courant maximum de charge majoré de 20%.

 Protection contre les courts - circuits monophasés à la terre : Réalisée par un relais homopolaire alimenté par la somme des trois courants de phase. Le seuil de ce relais devrait être théoriquement nul mais il y a deux phénomènes qui influencent le réglage de ce seuil à savoir :

 L’effet capacitif de la ligne protégée ;  La consommation propre du relais de protection en fonction de la puissance de précision du TC.

Chapitre 5: analyse des incidents de poste source

I.

Les indicateurs de performance d’un systeme 1. Définition des indicateurs de performance d’un système 1.1. Durée Moyenne d’interruption d’un Système (DMS) Cet indicateur représente un indice de continuité de service. Il indique pour une période donnée, et pour chacun des clients connectés de l'ensemble considéré le nombre moyen d’heures d’interruptions subies. La formule de la DMS est donnée par :

DMS=

∑ NCI× DI TCC

(heures)

Avec, NCI : Nombre de Clients Interrompus ; DI : Durée d’Interruption ; TCC : Total des Clients Connectés. 1.2. Indice de Fréquence d’interruption d’un Système (IFS) Cet indicateur représente un indice de continuité de service. Il indique pour une période donnée, et pour chacun des clients connectés de l’ensemble considéré la fréquence moyenne d'interruption subie. La formule de l’IFS est donnée par :

IFS=

∑ NCIF TCC

Avec, NCIF : Nombre de Clients Interrompus autant de Fois ; TCC : Total des Clients Connectés. 2. Statistiques des incidents

2.1. Statistiques de l’année 2013 Pendant l’année 2013, le STR/Settat a connu 8 incidents postes répartis sur 5 postes sources 60 /22 KV comme le montre le tableau qui suit : Poste Source

Incident

Cause

Daourat

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 KV Cumul de temps n°2

Daourat

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 KV Indéterminée n°2

Berrechid I

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 KV Electrocution d’un serpent n°1 entre TC et disjoncteur

Ben Slimane

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 KV Cumul de temps n°1

Ben Slimane

Déclenchement du disjoncteur du départ 22 Relais de protection grillé KV Ben Nabet

Ouled Ayoub

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 KV Electrocution d’un oiseau sur n°1 traversée murale

Moumen

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 KV Terre résistante n°1

Moumen

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 KV Indéterminée n°2 Tableau 1: Incidents postes (2013)

Ce qui donne en pourcentage :

Corps étranger 25%

Terre résistante 13% Défaillance matérielle 13%

Cumul de temps 25%

Figura 22 : Pourcentages des incidents postes (2013)

la

La DMS engendrée par ces incidents

est

d’environ

10

minutes, répartie de manière suivante :

Poste source

Cause

DMS (h)

% DMS

Daourat

Cumul de temps

0,0513

30,9465

Daourat

Indéterminée

0,0118

7,1183

Berrechid I

Corps étranger

0,0007

0,4223

Ben Slimane

Cumul de temps

0,0662

39,9348

Ben Slimane

Défaillance matérielle

0,0014

0,8264

Ouled Ayoub

Corps étranger

0,0116

6,9976

Moumen

Terre résistante

0,0098

5,9118

Moumen

Indéterminée

0,0130

7,8422

Tableau 2: Tableau des DMS par cause (2013)

Le regroupement de la DMS par poste et par cause conduit aux résultats suivants :

Berrechid I

0.42%

38.06%

Ben Slimane

40.77%

Ouled Ayoub Moumen Daourat

13.75%

7.00%

Figura 23 : DMS par poste source (2013)

14.96%

Cumul de temps

7.42% 0.84% 5.91%

Terre résistante Défaillance matérielle

70.87%

Corps étranger Indéterminée

Figura 24 : DMS par cause incident poste (2013

2.2. Statistiques de l’année 2014 Poste Source

Incident

Cause

Berrechid I

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 Cumul de temps KV n°1

Berrechid I

Isolement du disjoncteur du départ 22 Avarie de la commande du KV Sidi El Aïdi disjoncteur pôle ph0

Daourat

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 Cumul de temps KV n°1

El Brouj

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 Défaut masse – cuve (oiseau KV n°1 électrocuté au TSA n°1)

Ouled Ayoub

Déclenchement TR 60/22 KV

Moumen

Déclenchement de l’arrivée TR 60/22 Terre résistante KV n°1

Fonctionnement protection masse – cuve (rat électrocuté au TSA)

Pendant l’année 2014, le STR/Settat a enregistré 6 incidents postes répartis sur 5 postes sources 60 /22 KV comme le montre le tableau qui suit : Tableau 3: Incidents postes (2014)

Ce qui donne en pourcentage :

Corps étranger 33%

Cumul de temps 33%

Terre résistante 17%

Défaillance matérielle 17%

Figura 25 : Pourcentages des incidents postes (2014)

La DMS engendrée par ces incidents est d’environ 30 minutes, répartie de la manière suivante :

Poste source

Cause

DMS (h)

% DMS

Berrechid I

Cumul de temps

0,3397

67,8513

Berrechid I

Défaillance matérielle

0,0000

0,0000

Daourat

Cumul de temps

0,0040

0,8009

El Brouj

Corps étranger

0,0000

0,0000

Ouled Ayoub

Corps étranger

0,1494

29,8444

Moumen

Terre résistante

0,0075

1,5034

Tableau 4: Tableau des DMS par cause (2014)

Le regroupement de la DMS par poste et par cause conduit aux résultats suivants :

29.84%

1.50%

Berrechid I Daourat Ouled Ayoub

67.86%

Moumen

0.80%

Figura 26 : DMS par poste source (2014)

29.84%

1.50% Cumul de temps Corps étranger

68.66%

Terre résistante

Figura 27 : DMS par cause incident poste (2014)

3. Explication des phénomènes enregistrés 3.1. Problème de cumul de temps Lorsque deux départs issus de la même arrivée sont affectés de deux défauts légèrement décalés (quelques centaines de ms), la protection arrivée est activée pendant les temporisations des protections des deux départs.

En effet ces défauts seront vus par la protection arrivée pendant un temps comprenant les cumuls des temporisations des protections départs, augmentés du temps d’extinction de l’arc (100 ms) et du temps de retombée de la protection arrivée (50 ms). Ceci pourrait être suffisant pour donner l’ordre de déclenchement au disjoncteur de l’arrivée. Protection Départ 1

HT/MT Protection Arrivée

Protection Départ 2

Figura 28 : Deux départs en défaut issus de la même arrivée

Courant (A)

IDA

T (défaut) > T (arrivée)

ID2

I1: Courant du départ 1 I2: Courant du départ 2 IA: Courant de l’arrivée transformateur ID1: Courant de défaut du départ 1 ID2: Courant de défaut du départ 2 IDA: Courant de défaut de l’arrivée

ID1 IA I2 I1

Figura 29 : Logigramme expliquant le problème de cumul de temps

Temps (s)

Cas enregistrés Quatre cas de cumul de temps ont été enregistrés pendant les années 2013 et 2014 répartis sur les postes sources Daourat, Ben Slimane et Berrechid I.  Cas du poste source Daourat : 

Le 05 janvier 2013 à 5 h 30 mn le disjoncteur de l’arrivée 22 KV du transformateur n° 2 a déclenché par cumul de temps et la totalité de Daourat était coupée pendant 3 h 20 mn.



Le 12 janvier 2014 à 14 h 58 mn le disjoncteur de l’arrivée 22 KV du transformateur n° 1 a déclenché par cumul de temps causant une coupure à Ouled Abbou, Ouled Saïd et Ouled Frej pendant 8 mn. Temporisations affichées :

Aux dates des déclenchements, le réglage des temporisations au poste source Daourat était comme suit :

T(S)

ARRIVÉE 22 KV

2

DÉPARTS MT

T(S)

Ouled Saïd

1

Pivot

1

Cité

1

Mâachou

0,9

Boulaâouane

1

Ouled Frej

1

Tableau 5: Réglages des temporisations au poste source Daourat le jour du déclenchement

Causes On remarque bien que lorsque deux départs sont en défaut simultanément, il n’ y a pas une marge de temps entre la temporisation de l’arrivée et la somme des temporisations de deux départs (sauf pour le départ Mâachou où il y a un décalage de 100 ms qui n’est pas suffisant).  Cas du poste source Ben Slimane : Le 04 juillet 2013 à 4 h 55 l’arrivée 22 KV du transformateur n° 1 a déclenché par cumul de temps et la totalité de Ben Slimane était coupée pendant 39 mn.

Temporisations affichées : Le jour du déclenchement le réglage des temporisations du poste source Ben Slimane était comme suit : T(S)

ARRIVÉE KV

22 2

DÉPARTS MT

T(S)

Centre I

1,2

Centre II

1,5

Ben Nabet

1,2

Fedalate

1

Tableau 6: Réglages des temporisations au poste source Ben Slimane le jour du déclenchement

Causes On remarque bien qu’avec ces temporisations des départs, il y a un grand risque d’avoir des cumuls de temps, puisque : Somme T (deux départs) > T (Arrivée)

3.2. Problème de recherche de terres résistantes Le dispositif de la recherche de terre résistante installé au niveau des postes sources 60/22 KV (sauf à Berrechid I et Berrechid II) a l’inconvénient de provoquer des coupures plus ou moins brèves successivement sur les départs qui ne sont pas concernés par le défaut, avant la localisation du départ avarié. D’aute part, le dispositif de détection de terres résistantes se trouve incapable de détecter le départ en défaut lorsque deux ou plusieurs départs sont affectés simultanément. En effet, le détecteur étant sollicité par le courant résultant reste excité, même après ouverture des départs en défaut. Cas enregistrés Deux cas ont été enregistrés tous dans le poste source Moumen :  Le 12 septembre 2013 à 7 h 06 mn : o Durée d’interruption : 3 mn o Clients coupés : totalité  Le 15 août 2014 à 2 h 41mn : o Durée d’interruption : 1 mn

o Clients coupés : totalité 3.3. Défaillances matérielles Trois cas de défaillances matérielles ont été enregistrés :  Le 10 mai 2013 à 7h 22 mn, bretelles rompues au niveau du sectionneur général Berrechid I – Deroua : o Durée d’interruption : 48 mn o Clients coupés : partie Berrechid o Cause : mauvais serrage  Le 08 juillet 2013 à 8 h 45 mn, relais de protection grillé au niveau du départ Ben Slimane – Ben Nabet : o Durée d’interruption : 1 h 13 mn o Clients coupés : SP Golf Royal et SCAM o Cause : l’amorçage au niveau du relais de protection Max I a causé la fermeture permanante de ses contacts ce qui a causé le déclenchement du départ  Le 13 avril 2014 à 18 h 45 mn, avarie du disjoncteur du départ Berrechid I – Sidi El Mekki : o Durée d’interruption : --o Clients coupés : néant o Cause : problème au niveau de la commande mécanique du pôle 0 3.4. Corps étrangers Quatre cas de corps étrangers ont été enregistrés :  Le 12 juin 2013 à 20 h 30 mn, électrocution d’un serpent entre TC et disjoncteur du départ Berrechid I – ZI II : o Durée d’interruption : 1 h 20 mn o Clients coupés : ZI Berrechid et El Gara o Cause : amorçge important au niveau du TC causé par l’électrocution du serpent  Le 01 août 2013 à 13 h 06 mn, électrocution d’un oiseau sur traversée murale au poste source Ouled Ayoub : o Durée d’interruption : 3 h 41 mn o Clients coupés : totalité Ouled Fares o Cause : amorçage causé par l’électrocution de l’oiseau  Le 15 mai 2014 à 1 h 00 mn, fonctionnement de la protection masse – cuve du transformateur 60/22 KV au poste source Ouled Ayoub :

o Durée d’interruption : 8 h 40 mn o Clients coupés : totalité Ouled Fares o Cause : amorçge causé par l’électrocution d’un rat au niveau du TSA  Le 17 juin 2014 à 17 h 19 mn, fonctionnment de la protection masse – cuve du transformateur 60/22 KV n° 1 au poste source El Brouj : o Durée d’interruption : --o Clients coupés : néant o Cause : amorçge causé par l’électrocution d’un oiseau au niveau du TSA n° 1

4. Actions portant sur les types d’incidents enregistrés Les actions à entreprendre pour les postes sources 60/22 KV sont divisées en deux groupes :  Actions portant sur les incidents précédemment enregistrés ;  Actions visant la mise à niveau des protections par l’introduction de la technique numérique.

Les types d’incidents enregistrés sont les suivants :  Cumul de temps ;  Recherche de terres résistantes ;  Corps étrangers ;  Défaillances matérielles ;  Indéterminés1. 4.1. Cumul de temps Pour remédier à ce problème, il faut que, lors de l’excitation des protections suite aux défauts décalés d’une centaine de ms sur deux départs 22 KV issus de la même arrivée 22 KV, le cumul des temporisations soit inférieur à la temporisation de l’arrivée 22 KV du transformateur. Le changement du réglage des temporisations portera sur les postes sources qui alimentent plus de deux départs 22 KV et ne possédant pas un double seuil de réglage. Les nouveaux réglages sont donnés dans le tableau suivant :

Postes

sources

1

(60/22

Puissance des

apparente

Arrivée Transformateur

Départs

T

Normalement les événements qui se passent au niveau des postes sources sont enregistrés par le consignateur d’état et une cause de défaillance restant indéterminée relève du manque d’analyse de l’équipe concernée.

KV)

Transformateurs (MVA)

T (s)

(s) Ouled Saïd

0 ,7

Daourat

2 × 10

2

Pivots

0 ,7

Cité

0 ,7

Maâchou

0 ,9

Boulaâouane

0 ,7

Ouled Frej

0 ,7

Centre I Ben Slimane

2 × 10

0 ,6

2 Centre II

0 ,6

Ben Nabet

0 ,6

Fedalate

0 ,6

Koudia

0 ,6

Zone Industrielle

0 ,6

Moumen

2 × 20

2

Centre

0 ,6

Aïn N’zagh

0 ,6

Setafil

0 ,8

Complexe Universitaire

0 ,6

Settavex

1

Khmisset Chaouia

0 ,6

El Brouj

2×5

2

Beni Khloug

0 ,6

Centre

0 ,6

Beni Chegdal

0 ,6

Centre I

0 ,6

Centre II

0 ,8

Ben Ahmed

2 × 10

2

Tlet Loulad

0 ,8

Sidi Hajjaj

0 ,6

Ras El Aïn

0 ,6

Tableau 7: Tableau des nouvelles temporisations pour éviter le cumul de temps

Pour le poste source 60/22 KV de Ben Ahmed, on a une marche en parallèle des transformateurs installés. Il faut prévoir une exploitation avec deux jeux de barres séparés. Dans ce poste, il existe trois jeux de barres 22 KV reliés par deux sectionneurs inter – barres EE1-2 et EE2-3. La configuration proposée est l’exploitation avec EE1-2 ouvert et EE2-3 fermé. Donc, les départs 22 KV seront alimentés de la manière suivante :  Les jeux de barres E2 et E3 reliés alimenteront les départs 22 KV Centre I, Ras El Aïn et Sidi Hajjaj ;  Le jeu de barres E1 alimentera les départs 22 KV Centre II, Tlet Loulad. 4.2. Recherche de terres résistantes Pour remédier au problème de recherche des terres résistantes et la gêne causée aux départs sains, les protections numériques incluent des protections de terre résistante individuelle (pour chaque départ 22 KV). Lors du choix et du réglage de la protection contre les terres résistantes, il faut tenir compte des problèmes de cumul des intensités causé par les légers déséquilibres sur les départs 22 KV. On peut résoudre ce problème en augmentant le réglage de terre résistante du transformateur 60/22 KV de façon à le prendre supérieur à la somme des réglages de deux départs 22 KV mais sans dépasser l’intensité maximale que peut supporter en permanence la résistance de mise à la terre du neutre. Le poste qui a enregistré un problème de déclenchement par terre résistante est Moumen (deux fois), ce poste possède une protection de terre résistante globale réglée à 1,5 A.

Une protection de terre résistante individuelle est proposée pour remédier à ce problème. Les réglages proposés sont résumés dans le tableau suivant : POSTE SOURCE

Moumen

RÉGLAGE TERRE RÉSISTANTE TRANSFORMATEUR 2,2 A

RÉGLAGE TERRE RÉSISTANTE DÉPARTS MT 1A

Tableau 8: Réglage de la protection de terre résistante individuelle pour le poste source Moumen

Figura 30 : Variantes d'installation des relais phases et terre

L’unité de protection terre se raccorde sur les TC de l’unité phases câblés en montage sommateur, ou sur un tore entourant les 3 conducteurs du départ. 4.3. Corps étrangers Les postes sources les plus exposés aux corps étrangers sont ceux de type extérieur. Pour remédier à ce problème, les visites des postes doivent être minutieuses. Nous constatons que les incidents postes des deux dernières années étaient causés par des animaux (serpents et oiseaux), donc lors des visites des postes il faut procéder :  Au « dénichage2 »;  Au désherbage (si c’est nécessaire). 2

Action de débarrasser les installations des nids d’oiseaux causes d’incidents.

4.4. Défaillances matérielles L’action proposée pour les défaillances matérielles est d’effectuer un retour d’expérience du matériel installé au niveau des postes sources afin d’avoir une base de données qui va permettre d’introduire la notion de fiabilité. 4.4.1. Définitions Le MTTF (Mean Time To first Failure) : le temps moyen de bon fonctionnement avant défaillance. Le MTTR (Mean Time To Repair) : le temps moyen de réparation. Le MTBF (Mean Time Between Failure) : le temps moyen entre deux défaillances (pour un système réparable). Le MDT (Mean Down Time) : la durée moyenne de défaillance comprenant la détection de la panne, la durée d’intervention, le temps de la réparation et le temps de remise en service. Le MUT (Mean Up Time) : la durée moyenne de bon fonctionnement après réparation. Le terme de MTBF est traduit à tort comme la moyenne des temps de bon fonctionnement. Cette définition est en fait celle du MTTF ! La confusion vient du fait que souvent le MTTR (de l’ordre de quelques heures) est négligeable devant le MTTF (de l’ordre de plusieurs milliers d’heures). La Fiabilité, R (t) (Reliability) : la probabilité que le système soit non défaillant sur une durée t. La Maintenabilité (Maintenability) : la probabilité que le système soit réparé sur une durée t. La Disponibilité (Availability) : la probabilité que le système fonctionne à une instante t. La Sécurité (Safety) : la probabilité d’éviter un événement catastrophique. En général, on travaille avec une grandeur qui est le taux de défaillance l (t). C’est la probabilité de tomber en panne dans l’instant qui suit sachant que le système n’a pas eu de défaillance. Pour un composant électronique, le taux de défaillance suit une évolution dans le temps appelée la courbe «en baignoire». Pendant la période dite «de vie utile», le composant ne vieillit pas et son taux de défaillance l est constant dans le temps. On a alors les éventuelles relations fondamentales suivantes : Fiabilité R (t) = exp (- lt) et MTTF = 1 / l

Figura 31 : Diagramme des temps moyens, établi pour un système ne nécessitant pas d'interruption de fonctionnement pour maintenance préventive

Chapitre  6: Mise à niveau des protections dans les postes sources 60/22Kv

I.

Introduction: La mise à niveau des protections dans les postes sources 60/22 KV consiste à

l’installation des protections numériques dans les postes où les protections classiques ne remplissent plus, correctement, leurs tâches. Ces protections qui présentent une souplesse dans la configuration ainsi qu’une grande précision dans les réglages.

II.

Types des protections installes dans les postes sources Les types des protections installés dans les postes sources sont résumés dans le tableau

suivant : Poste source

Type de protection

Moumen

Numerique au niveau des départs 22KV

Berrechid I

Numérique au niveau des départs 22 KV et du départ 60 KV vers Berrechid II

Berrechid II

Numérique

Ben Ahmed

Statique (Possibilité de 2 seuils de phase)

Ben Slimane

Electromécanique

Daourat

Electromécanique

El Brouj

Electromécanique

Ouled Ayoub

Electromécanique

Sidi Cheho

Electromécanique

Tableau 9: Types des protections installées au niveau des postes sources 60/22 KV du STR/Settat

Les postes sources qui nécessitent, à court terme, l’installation des protections numériques sont :  Le poste source Daourate ;  Le poste source MOUMEN SETTAT. Parce qu’ils alimentent les centres urbains de Settat et DAOURAT, ce qui nous amènent à avoir des protections à double seuils et des protections individuelles de terre. Le coût global de cette action est donné dans le tableau suivant : Poste Source

Coût Total (Dh)

Daourate

715 142,00

Ben Slimane

510 816,00

Tableau 10: Coût total de l'installation des protections numériques aux postes sources Daourate et MOUMEN SETTAT

1. Justification technico – économique pour le poste source Daourate L’END totalisée par les protections actuelles est de l’ordre de : 20,4 MWh  Gain (END) = 17 Dh/KWh × 20,4 MWh = 346,8 KDh  RBC = 100 × 346,8 / 715,142 = 48,5 %

2. Justification technico – économique pour le poste source MOUMEN SETTAT L’END totalisée par les protections actuelles est de l’ordre de : 4,3 MWh.  Gain (END) = 17 Dh/KWh × 4,3 MWh = 73,1 KDh  RBC = 100 × 73,1 / 510,816 = 14,31 %

3. Etude comparative des protections conventionnelles et numériques  Protections

Avantages

Inconvénients

- Robuste

- Sensibilité aux charges admissibles

- Leur inertie propre constitue un filtre des régimes transitoires rapides du réseau et des perturbations HF - Tenue aux surtensions excellente Electromécanique

(aucune conduction intempestive n’est à craindre)

(la caractéristique de démarrage cercle centré ou décalé). - Dur mécanique des parties mobiles et perte de sensibilité et de précision sur les mesures. - Temps de réponse lent - Forte consomma des relais (30VA et surdimensionnement des TC (80VA) -Dépannage difficile et demande plus de temps .

- Temps de réponse rapide

-Pas - Ne d’auto serventcontrôle pas en cas de lignes

- Moins de sensibilité aux surcharges

longues sujettes à des charges

admissibles (en plus du cercle centré et décalé il y’a la lentille centré, décalée) Statiques

- Faible consommation des modules

admissibles. - Pas d’auto contrôle.

2à3VA (TC : 50VA)

- Sensibles aux perturbations

- Encombrement réduit.

électromagnétiques.

- Dépannage facile par remplacement des cartes ou modules

Protections

Avantages

Inconvénients

- Temps de réponse rapide

- Les protocoles de communication

- Consommation faible (0,3VA)TC : 30VA

Numérique

ne sont pas standards et difficulté d’intégration d’un équipement d’un constructeur dans un système d’un

- Moins d’encombrement

autre constructeur.

- Une grande souplesse d’utilisation en

- Traitement de plusieurs fonctions

matière de réglage

par un seul microcontrôleur, ce

- Stockage (u, i.. instantané pendant plusieurs périodes)

dernier, une fois avarié, toutes ces fonctions se désactives.

- Auto surveillance permet de détecter les défaillances du matériel ou logiciel et d’avertir l’opérateur, ce qui permet une

- Problème de gestion des versions de logiciels.

intervention avant l’apparition d’un défaut sur le réseau et évitant ainsi le dysfonctionnement de la protection ce qui amène un gain en disponibilité.

4. Comparaison du Coût entre le conventionnel et le numérique : Nous allons présenter dans cette partie une étude technico-économique de deux solution de protection : l’une utilisant des relais numérique, l’autre des relais analogiques. Notre étude se porte sur la protection d’un départ MT.

CONVENTIONNEL Désignation

NUMERIQUE Montant HT/KDH

Désignation

Montant HT/KDH



Protection

15,620

ampèremétriques 

Réenclencheur



Détecteur



résistante Relayage

 38,500

de

déclenchement

terre 9,000

 

46,935

Protection ampèremétriques Réenclencheur Détecteur

de

terre

résistante de 10,350 et



de

Relayage Déclenchement



discordance Relayage



télécommande Relayage de delestage- 12,980



relestage Relais auxiliaires

Total

Une unité comprenant :

de 6,000

94,150

et

de

discordance 

Relayage

de

télécommande 

1,700

de

Relayage de delestagerelestage

 Relais auxiliaires Total

46,935

Gain=94,150-46,935=47,21KDH Il en ressort qu’il y a une différence de 50% sur le coût global entre la solution analogique et la solution numérique, et ce, en faveur de cette dernière. A ce gain s’ajoutent la réduction du temps de câblage, le gain de temps lors da la mise en œuvre, une économie significative tant en terme de coût (nombre de pièce de rechange, débrochabilité) qu’en terme de temps en ce qui concerne la maintenance.

III.

Impact sur la maintenance

Deux types de maintenance sont principalement effectués sur les protections numériques: 

Maintenance périodique: tests fonctionnels périodiques pour détecter les défaillances latentes. Ce type de maintenance est indispensable pour les protections électromécaniques et doit se faire avec une périodicité de l'ordre d'un an pour minimiser les risques de non déclenchement de la protection sur défaut du réseau électrique. Pour les protections numériques les actions de maintenance périodique peuvent être beaucoup plus espacées dans le temps (5 ans par exemple). Elles permettent de vérifier certaines parties des protections imparfaitement couverte par les autotests et sont souhaitables pour les protections numériques installées sur les réseaux nécessitant un haut niveau de sûreté (par exemple,

réseau alimentant un process industriel continu n'acceptant aucune indisponibilité de l'énergie électrique). 

Maintenance curative: échange de la protection complète ou d'un de ses sous ensembles après constatation d'une panne (souvent détectée par les autotests). Les données de l'analyse du retour d'expérience peuvent être utilisées pour optimiser ce dernier type de maintenance (Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité). La maintenance curative est directement dépendante d'un lot de pièces de rechange dont le dimensionnement doit être le plus juste pour obtenir un bon compromis entre faible probabilité de rupture de stock et coût minimum

Chapitre 7: Contrôle commande et protection numériques des postes sources HTA/HTB

I. La télé conduite : La télé conduite est le regroupement en un ou quelques points de tout ce qui est nécessaire au contrôle-commande à distance d’un réseau MT, c’est une source d’économies au niveau de l’exploitation du réseau. En effet, sans avoir à se déplacer, l’exploitant peut en permanence contrôler et intervenir sur le fonctionnement de son réseau. Un exemple : suite à un défaut il est possible de changer rapidement le schéma d’exploitation du réseau afin de rendre minimale la partie de réseau non alimentée, et cela en consultant à distance les indicateurs de localisation de défaut (cf. lexique) installés en différents endroits sur le réseau MT, puis en agissant sur les interrupteurs MT télécommandés. Il en résulte une forte réduction de l’énergie non distribuée, mais aussi une optimisation de ce réseau avec les possibilités de gérer au mieux la répartition des charges. La charge du réseau peut aussi faire l’objet d’analyses. En particulier à partir de la consignation de la courbe de charge elles permettent de vérifier et d’optimiser les consommations d’énergie. Enfin, pour une meilleure efficacité, l’opérateur peut disposer rapidement de l’information la plus pertinente par un prétraitement automatique tel une opération de tri, de mise en forme graphique, de calcul. Donc ce terme « télé conduite » englobe les fonctions de télésignalisation, télésurveillance, télémesure, et télécommande. Ces fonctions peuvent se répartir en deux groupes liés au sens de transmission entre l’exploitant et le réseau : Télésurveillance, des appareils vers l’exploitant Télécommande, de l’exploitant vers les appareils.

1. La télésurveillance Pour sa part, elle regroupe les signalisations de position des différents appareils MT, leur déclenchement éventuel sur défaut, la mesure des consommations instantanées ou pondérées dans les différentes parties du réseau électrique, et toute autre information permettant de connaître L’état, à jour, du réseau. Elle permet par exemple, d’imprimer automatiquement et en continu sur occurrence ou temporellement, tous les événements nécessaires pour conduire le réseau en temps réel, ou pour en effectuer une analyse ultérieurement. Toutes ces informations avec leur mode de restitution, sont définies lors de la conception du plan de contrôle commande. En particulier les images synoptiques sont créées en fonction de l’installation réelle et des besoins de l’exploitant. De plus, elles sont animées en temps réel. Ainsi l’exploitant peut visualiser :  Les schémas d’exploitation (réseau électrique, poste, cellule MT) ;  Les états de l’installation (positions des appareils MT, ...) ;  Les valeurs des grandeurs d’exploitation (courants, tensions, puissances, ...) ;  Les valeurs de réglage des protections MT ;  Le contenu détaillé des alarmes, avec leur chronologie d’apparition ;

2 La télécommande La commande à distance de l’ouverture et de la fermeture des appareils de puissance est l’exemple élémentaire de la télécommande. L’application pratique en est les interrupteurs et disjoncteurs MT télécommandés. D’autres actions peuvent être télécommandées : réglages, automatisme, … Les ordres de télécommande doivent être exécutés avec le maximum de Sûreté. Ce qui est obtenu par l’utilisation d’un réseau de communication performant permettant de disposer des informations nécessaires en temps réel. Ainsi un ordre de manœuvre d’un appareil MT est transmis via une télécommande double (TCD), et confirmé par le retour d’une télésignalisation double (TSD). Les procédures de télécommande intègrent également des demandes de validation et de confirmation avant l’exécution d’un ordre de manœuvre.

II.

Plan contrôle-commande :

L’avènement des technologies numériques a considérablement modifié les solutions utilisées pour le contrôle commande on utilise un système dimensionné pour permettre le traitement de toutes les fonctions logicielles et matériels nécessaires à la conduite en local, à la Tél éconduite et à la surveillance déportée du poste. Pour cela le plan (les architectures) d’un système de contrôle commande doit assurer les fonctionnalités suivantes :

• Visualisation de l’état du poste en temps réel, surveillance et modification de tout organe ou fonction configurée du poste. • Acquisition et contrôle de plausibilité de l'état des appareillages de coupure • Commande des appareillages de coupure, des prises régleurs, des organes électriques, etc. • Contrôle des paramètres des différents équipements distants. • Affichage des valeurs mesurées actuelles (U, I, P, Q, F) • Affichage des événements • Affichage des alarmes • Affichage des tendances (tensions barres, comptage etc.) • Affichage de la position des prises régleur en charge • Rapatriement des fichiers de pétrographie et localisation des défauts intégrés. • Consultations de CHM des équipements numériques des tranches • Rapatriement de données avec une station déportée de surveillance • Télé conduite à partir du Dispatching. • Envoi d’une téléalarme vers un lieu défini • Accès à distance à des fins de service et d’entretien par le constructeur. • Hiérarchisation du droit d’accès. • Synchronisation horaire GPS • Impression automatique d'un rapport après l'apparition d'un incident • Auto surveillance du système • Impression copie écran sur papier ("hard copy"). Les différents organes électriques du poste, sont commandés après sélection directe ou via menu ou à partir du poste opérateur. Dans ce cadre le plan du contrôle-commande moyenne tension doit rétablir sur quatre niveaux :  Niveau 0 : appareils MT et capteurs,  Niveau 1 : protection et contrôle-commande d’une cellule MT,  Niveau 2 : conduite locale d’un ouvrage ou poste,  Niveau 3 : télé conduite d’un réseau MT

Les différents niveaux hiérarchiques des fonctions du contrôle-commande MT.

III.

Les réseaux de communication :

L'ensemble qui constitue un plan de contrôle-commande MT, dont le fonctionnement repose sur de nombreux échanges d’informations entre les différents niveaux hiérarchiques. Ces informations sont essentiellement :  Des télésignalisations,  Des télémesures,  Des télécommandes. Leurs échanges peuvent avoir lieu en permanence ou sur événement (Incident en réseau, ordre de manœuvre,) ; ils nécessitent des réseaux de communication performant, regroupant ces derniers dans la fonction de télétransmission qui définit par les paramètres suivants :  Son organisation,  Ses supports matériels, Ces paramètres sont conçus pour permettre de garantir que tout message émis est reçu correctement (sans erreur).

1. L’organisation des télétransmissions La solution la plus simple est de faire communiquer deux émetteurs récepteurs.

Ce système est vite limité dans ses applications car seuls deux Points sont reliés. Lorsque plusieurs unités participent au contrôle-commande, la liaison point à point devient insuffisante, d’où la notion de multipoint. Dans ce cas, deux organisations sont possibles :  Maître-maître : Toutes les unités placées dans cette organisation peuvent prendre l’initiative de communiquer.  Maître-esclave : L’unité de contrôle-commande de niveau le plus élevé dans la hiérarchie de l’architecture est généralement le maître. Il est chargé de gérer toutes les transmissions, pour cela il interroge tous les esclaves à tour de rôle de façon continue ou suite à un événement. Les esclaves répondent aux interrogations et exécutent les instructions fournies par le maître. En ce qui concerne le contrôle-commande des réseaux électriques, l’organisation la plus souvent utilisée et la plus sûre est celle de type maître-esclave. Quant à la transmission des données, elle est de type série. Ceci signifie que les informations codées en binaire (0/1) sont envoyées les unes après les autres sur un même support. Les avantages de cette transmission sont avant tout un câblage très simple et une bonne immunité aux perturbations extérieures.

2. Les supports matériels de transmission: La transmission des informations entre les appareilles de protection et les poste tel éconduite nécessite de disposer d’un ou de plusieurs supports matériels. Pour cela l’ONEE utilise trois supports différents :  Fibre optique.  Courant porteur en ligne.  Liaison louée. Le tableau suivant nous résume les caractérisés de ces supports : FIBRE OPTIQUE

COURANTS PORTEURS

LIAISON LOUEE PLUS

La desserte du quasi totalité

ENLIGNE Le canal de transmission est

Liaison louée d’un opérateur

du

la

territoire national

ligne HT avec son couplage HF

Il offre des débits très

Débit limité à 81 Kbits/s

Il offre des débits allant du

importants

64

allant du 155 Mbits/s (STM-

Kbits/s à 2Mbits/s

1) à 622 Mbits/s (STM-4) Permettra le transport et la

Interfaces d’accès réduites

transmission de flux de

Interfaces d’accès selon le débit demandé

données de sources variées grâce à la diversité d'interfaces d'accès. Permettra une gestion unifiée

La gestion est personnalisée

et sécurisée de l'ensemble

et

des

la sécurité dépend de la

réseaux de

disponibilité de la ligne HT

Sécurisé par une ligne RNS

télécommunications de l'O.N.E.E L'évolutivité vers des débits

Débit limité par la largeur de

plus importants 2,5 Gbits/s

bande: 81Kbit/s/16 KHz = 5

L'intégration de nouveaux

bit/s/Hz Il ne permet pas

permet d'utiliser de

services (IP, Interconnexion

l’interconnexion des réseaux

nombreux services

de

LAN sans router

supplémentaires

Débits plus importants

LAN,... L'amélioration de la qualité

La qualité de service dépend

de

de la qualité du support de

service (Cas de la Téléphonie

transmission

Qualité et débit garantis

Insensible aux bruits

Sensible aux bruits générés

Selon le support utilisé

généréspar la ligne.

par

de sécurité)

la ligne Une facilité d’exploitation

Cette option est limitée

Une facilité d’exploitation

maintenance : des débits

entre deux CPL

maintenance

importants sont réservés à

fonctionnant sur le même

ces

départ

fonctions ; Une interconnexion de

L’interconnexion est

L'adaptation aux besoins et

systèmes à haut débit

impossible

aux

facilitée

entre deux CPL de types

protocoles du client

par la normalisation de la

différents

trame de ligne et des interfaces optiques correspondantes. Des architectures de réseaux assurant la sécurisation contre

Si la ligne HT est

Sécurisée par une ligne RNIS

indisponible les CPL sont hors service

les défauts de ligne ou d’équipements La modularité des équipements SDH est plus adaptée aux progrès de la technologie

Cette possibilité en CPL est limitée par la bande de transmission

adaptée aux progrès de la technologie