pfe amelioration reseau distribution

Département : Génie Electrique

Section : Électrotechnique et Électronique de Puissance

PROJET DE FIN D’ÉTUDES

ETUDE ET AMELIORATION DU PLAN DE PROTECTION DU

RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE L‘ONE CASABLANCA

Réalisé par :

Mr. RIYAHI GHARIB

Mr. BAALI SAID

Devant le jury:

Pr . CHARKAOUI

Pr. SIDKI

Pr. MAAROUFI

Mr. KAROUANE

président (EMI)

rapporteur (EMI)

encadrant (EMI)

encadrant (ONE)

Année Universitaire 2008-2009

ROYAUME DU MAROC

UNIVERSITE MOHAMMED V ÉCOLE MOHAMMADIA

D’INGÉNIEURS

RABAT

Hommage

A la mémoire de Monsieur HIADAR

Abdsamad agent de L’ONE, qui nous a quittés

le dernier jour de notre stage lors d’un

incident. Un homme exceptionnel, exemplaire,

reconnu par son honnêteté et son sérieux vis-à-

vis de son travail.

Que dieu le purifie et le pardonne.

Dédicace

Je remercie Dieu le tout puissant, il était toujours près de moi, il m’a jamais laissé tomber.

A mes très chers parents,

La source de la force, qui m’a permise d’endurer toutes les difficultés, de surmonter tous les défis, et de surpasser soi dans le but de réaliser mon rêve d’enfance.

Cette réussite c’est la vôtre, c’est vous qui méritent d’être félicités, non moi. J’espère être à la hauteur de l’image que vous avez de moi.

A mes sœurs et frères, pour leurs prières et pour leur soutien et confiance.

A ma très chère grande famille, pour leur soutien et encouragement.

A mes très chers professeurs, pour leurs efforts innombrables en notre faveur.

A tous mes amis et collègues.

Gharib

Dédicace

A celle à qui je dois la vie, ma très chère mère, pour son soutien, ses encouragements et ses prières. Sans elle je n’aurais jamais abouti à la réalisation de mes buts. Qu’elle trouve ici l’expression de mes reconnaissances les plus profondes.

A travers ce travail, je veux rendre hommage à mon cher père, que Dieux ait son âme. Un père extraordinaire, je ne vous oublie jamais.

A mes chers frères, Hamid , Mustapha, Jamal et Khalid pour leur soutien et leurs conseils depuis les débuts de mon parcours. J ‘espère avoir concrétisé leurs efforts et être à la hauteur de leurs attentes.

A ma grande famille pour leur soutien.

A tous les enseignants et professeurs qui ont marqué mon cursus scolaire depuis le primaire jusqu’aux études supérieurs. Voilà le fruit de nos efforts déployés pendant ces longues années.

A tous mes amis et collègues.

Saïd

Remerciements

De prime abord, nous adressons nos sincères remerciements à notre encadrant

M. MAAROUFI pour sa disponibilité, ses conseils judicieux, ses critiques constructives, ainsi

que son grand soutien pour pouvoir mener à terme ce travail ;

Nous présentons également l’expression de notre profonde et sincère gratitude à notre

encadrant M. KAROUANE, chef de service de l’Agence de distribution de l’ONE

Casablanca, pour avoir contribué en grande partie à l’élaboration de ce travail ;

Nous remercions chaleureusement tout le personnel de l’AD Casablanca pour leur

hospitalité durant la période de notre projet ;

A l’ensemble du corps professoral du département génie ELECTRIQUE pour leurs

efforts qu’ils ne cessent de déployer afin de nous assurer la meilleure formation ;

Et enfin que Messieurs les membres du jury trouvent ici l’expression de notre

reconnaissance d’avoir bien voulu partager leurs expériences et compétences afin d’évaluer ce

travail.

Les réseaux de distribution d’électricité en moyenne tension (MT) sont exposés à des

perturbations d’origines multiples, qui peuvent mettre en cause la sécurité des personnes, des

matériels ainsi que la qualité de service rendu aux clients.

Dans cette perspective l’ONE, en tant que premier distributeur d’électricité au Maroc, a

mis en place un nouveau plan de protection qui fera l’objet de notre étude.

En effet, notre travail est focalisé sur trois objectifs essentiels :

- L’amélioration du plan de protection du réseau MT en proposant une chaîne de

protection permettant la sauvegarde du réseau MT de l’ONE contre les perturbations

courantes et le réglage de chaque partie de cette chaîne selon les normes et les

réglementations en vigueur.

- L’amélioration de la qualité de fourniture d’électricité aux clients, en proposant la

solution du neutre compensé.

- Le développement d’une application permettant le calcul, la gestion et la

manipulation des réglages des protections du nouveau plan de protection.

Résumé

The electric distribution networks are affected in multiple origins of disturbances

which may endanger safety of persons , equipment and the quality of service for customers.

In this perspective the ONE, as a leading distributor of electricity in Morocco, has set

up a protection plan which will be our project.

Indeed, our work is focused on three main objectives:

- The refinement of the protection plan of MV network by proposing the setting of different

protections that is consistent with applied standards and regulations.

- Improving the quality of supply to customers by adopting solution of compensated neutral.

- Developing an application for calculating the settings of the protections of the new

protection plan.

Abstract

,

-

-

-

Table des matières

1

TABLE DE MATIERES

LISTE DES FIGURES

LISTE DE TABLEAUX

NOTATIONS

INTRODUCTION GENERALE

CHAPITRE I : DESCRIPTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE L’ONE

Introduction

1. Frontières du réseau de distribution

2. Règles adoptées par l’ONE

3. La composition d’un réseau MT de l’ONE

3.1.Structure des postes HT/MT

3.2.Transformateur de puissance

3.3.Les départs MT

3.3.1. Les réseaux souterrains

3.3.2. Les réseaux aériens

3.3.3. La différence entre les réseaux aériens et souterrains

3.4.Le poste MT/BT

4. Automatismes du poste HT/MT

4.1.Automatisme de délestage-relestage

4.2.Automatisme de permutation transformateur HT / MT (APT)

4.3.Automatisme de régulation de tension

4.4. Système de comptage

5. Mode d’exploitation

6. Régime du neutre adopté par l’ONE

6.1.Critères du choix

6.2.La valeur de la résistance de limitation

7. Typologie et analyse des défauts affectant le réseau MT

7.1.Les courts-circuits

7.1.1. Causes des courts-circuits

7.1.1.1.Lignes aériennes

7.1.1.2.Câbles souterrains

7.1.2. Type de court circuit

7.1.2.1.Défaut homopolaire

7.1.2.2.Défaut entre phases

7.1.3. Classement des courts-circuits

7.2.Rupture du conducteur

7.3.Surcharge

7.4.Défauts internes au transformateur

8. Caractéristiques du réseau MT de l’ONE de la région de Casablanca

Conclusion

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Table des matières

2

CHAPITRE II : PLAN DE PROTECTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE

L’ONE

Introduction

1. Objectif du plan de protection

2. Caractéristiques d’un plan de protection

2.1.La sensibilité

2.2.La sélectivité

2.2.1. La sélectivité ampèremétrique

2.2.2. La sélectivité chronométrique

2.3.La Rapidité

2.4.La fiabilité

3. Structure d’une protection

3.1.Réducteur de mesure

3.2.Relais

3.3.Disjoncteur

3.4.Réenclencheur

4. Organisation et principe du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de

l’ONE

4.1.Organisation du plan de protection

4.2.Coordination des protections du plan de protection avec les protections en amont

4.2.1. La protection client

4.2.2. DRR

4.3.Protection départs MT

4.3.1. Protections contre les défauts homopolaires

4.3.2. Protection contre les défauts résistants

4.3.3. Protections contre les surintensités

4.4.Protection tranche arrivée MT


4.4.2. Protection contre les défauts entre phases

4.5.Protection tranche transformateur MT

4.6.Protection transformateur

4.6.1. Protection interne

4.6.1.1.Relais Buchholz (95)

4.6.1.2.Protection différentielle du transformateur (87T)

4.6.2. Protection contre les surcharges thermiques

4.6.3. Protection masse cuve

4.7.Régimes d’exploitation

4.8.Marche parallèle des transformateurs

4.8.1. Condition à vérifier

4.8.2. Régulation de tension

4.8.2.1.Mise en équation

4.8.2.2.Cas de déséquilibre

4.8.2.3.Solution adoptée par l’ONE

4.8.3. Plan de protection

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Table des matières

3


4.8.3.2.Solution actuelle

Conclusion

CHAPITRE III : LIMITES DU PLAN DE PROTECTION ACTUEL DU RESEAU DE

DISTRIBUTION MT DE L’ONE

Introduction

1. Limites du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

1.1. Protections homopolaires

1.1.1. Etat actuel

1.1.2. Conséquences

1.2. Protections contre les défauts entre phases

1.3. Protections contre les surcharges

1.4. Rupture du conducteur

1.5. Protection interne du transformateur

2. Marche parallèle des transformateurs

2.1. Protection homopolaire

2.1.1. Protections homopolaires 2.1.1.1.Déclenchement de transformateur ayant le neutre à la terre

2.1.1.2.Défaut homopolaire sur la tranche de transformateur

2.1.2. Défauts entre phases

2.1.2.1.Défaut entre phase sur un départ

2.1.2.2.Défaut sur Tranche transformateur

3. Limites du plan de protection face aux défauts fugitifs

3.1.Conséquences d’un défaut fugitif

3.2.Statistiques des défauts fugitifs affectant le réseau de distribution MT :

Conclusion

CHAPITRE IV: AMELIORATION DU PLAN DE PROTECTION DU RESEAU MT

Introduction

1. Amélioration du plan de protection

1.1.Protection contre les surcharges

1.1.1. Départs

1.1.2. Transformateur

1.1.2.1.La logique de délestage

1.1.2.2.La logique de relestage

1.2.Protection contre les défauts entres phases

1.2.1. Principe

1.2.2. Méthodologie de réglage

1.3.Protection homopolaire

1.3.1. Caractéristique de défaut homopolaire

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Table des matières

4

1.3.2. Mode de polarisation du relais AVERA P142

1.3.3. Réglage assigné

1.4.Rupture de conducteur

1.4.1. Seuil de déclenchement

1.4.2. Réglage de la temporisation

1.4.3. Réglage de la protection sur le relais AREVA P142

1.5.La protection différentielle du transformateur

2. Amélioration du plan de protection lors de la marche parallèle

2.1. Défauts homopolaire

2.1.1. Automatisation de sectionneur du neutre

2.1.1.1.Logique de commande

2.1.1.2.Schéma de puissance et de commande

2.1.1.3. Rentabilité de la solution

2.1.2. Protection directionnelle de courant résiduel sur les arrivées MT

2.2. Défauts entre phases

2.2.1. Caractéristique de défaut

2.2.2. Mode de polarisation de la 67 sur la tranche arrivée


3. Amélioration de la qualité de service

3.1.Introduction

3.2.Solution1

3.2.1. Description du disjoncteur shunt

3.2.2. Principe de fonctionnement

3.2.3. Les critères de fonctionnement du disjoncteur shunt

3.2.4. Problèmes techniques liés au disjoncteur shunt

3.3.Solution2



3.3.1.2.Système d’accord

3.3.2. Changement au niveau du plan de protection

3.3.3. Etude de la rentabilité du neutre compensé

3.3.3.1.Les investissements nécessaires

3.3.3.2.Le gain estimé

4. Logiciel RNPP

4.1.Les outils de programmation

4.2.L’interface du logiciel

4.3.Les fonctionnalités du logiciel

4.4.Exemple de calcul «Poste NOUACEUR »

Conclusion

CONCLUSION GENERALE

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Table des matières

5

BIBLIOGRAPHIE

ANNEXES

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104

Liste des figures

6

- Figure1-1 : Schéma unifilaire d’un poste HT/MT de l’ONE

- Figure1-2 : Schéma unifilaire d’un réseau MT souterrain de l’ONE

- Figure 1-3 : Schéma unifilaire d’un réseau MT aérien de l’ONE

- Figure 1-4 : Nature et répartition des courants homopolaires lors d’un défaut phase terre.

- Figure 2-1 : Automatisme de protection

- Figure 2-2 : Cycle de réenclenchement

- Figure 2-3 : Zones de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

- Figure 2-4 : Les protections d’un départ aérien MT

- Figure 2-5 : Les protections du transformateur HT/MT

- Figure 2-6 : Montage du relais différentiel sur un transformateur HT/MT [AREVA KBCH]

- Figure 2-7: La protection masse cuve

- Figure 2-8: Modélisation de la marche parallèle des transformateurs

- Figure 2-9: Modélisation d’un défaut homopolaire lors de la marche parallèle des

transformateurs les deux ayant le neutre à la terre

- Figure 3-1 : Montage de simulation d’une rupture du conducteur proche du poste MT/BT.

- Figure 3-2: Les grandeurs électriques du réseau BT de client lors d’une rupture du conducteur

proche du poste MT/BT

- Figure 3-3: Modélisation d’un défaut homopolaire sur la Tranche transformateur

- Figure 3-4: Défaut entre phases sur un départ lors de la marche parallèle des transfos

- Figure 3-5: Modélisation d’un défaut homopolaire sur la Tranche transformateur

- Figure 4-1 : Schéma unifilaire simplifié d’un poste HT/MT

- Figure 4-2: Logique de délestage interne

- Figure 4-3: Liaison entre les relais P142 réalisant la logique de délestage interne

- Figure 4-4 : Ossature d’un réseau MT

- Figure 4-5 : Caractéristique de réglage de la protection directionnelle de courant résiduel

- Figure 4-6 : Modélisation de la circulation du courant capacitif lors d’une rupture de

conducteur

- Figure 4-7 : Caractéristique d’un défaut homopolaire affectant la liaison entre le transfo et le

jeu de barres MT

- Figure 4-8: Modélisation de la circulation du courant lors d’un défaut polyphasés sur la

liaison

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Liste des figures

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- Figure 4-9: Caractéristique de réglage d’une protection 67N utilisée contre les défauts

homopolaires affectant l’amont du jeu de barres MT

- Figure 4-10: Pole d’un Disjoncteur shunt Siemens

- Figure 4-11 : Définition des tensions à la terre de pas et de contact et la répartition du

potentiel selon la norme VDE 0141

- Figure 4-12: disjoncteur shunt monté sur le jeu de barre du poste HT/MT

Introduction générale

RIYAHI&BAALI 10

EEP/EMI

A- PREAMBULE :

La satisfaction de la clientèle et le service public constituent deux axes prioritaires de

l'Office National d’Electricité (ONE) qui œuvre sans cesse pour l'amélioration de la qualité de

service tant au niveau technique que commercial.

Pour desservir sa clientèle répartie à travers tout le pays, l'ONE s'appuie sur un large

réseau moyenne et basse tension de distribution en plein développement qui a connu une

croissance importante grâce notamment au programme de l’électrification rurale. A la fin

2007, la longueur des lignes Moyenne Tension a atteint 56 429 Km et celle des lignes Basse

Tension a attient 109 002 Km.

L’une des caractéristiques principales du réseau de distribution c’est qu’il subit une

multitude d’avaries et de contraintes faisant de lui le responsable d’une grande part de la

qualité de fourniture d’énergie électrique aux divers clients.

Ce réseau nécessite un Plan de Protection qui doit être efficace et en mesure de :

Préserver la sécurité des personnes et des biens.

Eviter la destruction partielle ou totale des matériels (câbles, transformateurs.etc)

Assurer la meilleure continuité de fourniture possible.

Actuellement, l’ONE adopte un plan de protection s’étalant sur huit ans (2002 - 2010), qui

se base sur les protections numériques afin de surmonter les imperfections et les limitations

des protections statiques et électromécaniques, mais le plan de protection appliqué sur le plan

réel n’est pas conforme à 100% à celui décrit par l’ONE, ainsi les relais numériques utilisés

ne sont pas bien exploités.

Introduction générale:

Introduction générale

RIYAHI&BAALI 11

EEP/EMI

B- Objectifs du PFE :

Dans cette perspective notre projet de fin d’étude est focalisé sur les objectifs suivants :

Entrainer des améliorations sur le plan de protection actuel.

Amélioration du plan de protection lors de la marche parallèle.

Proposer des solutions permettant l’amélioration de la continuité de service.

Réalisation d’une application avec une interface graphique permettant la gestion et le

calcul des réglages des protections du plan de protection qu’on modifié.

C- Organisation du travail :

Pour atteindre les objectifs annoncés au paragraphe précèdent, nous avons tracé la

progression suivante :

Dans le premier chapitre, on présente une description du réseau de distribution MT de

l’ONE, ses composantes essentielles depuis le poste de livraison HT/MT jusqu’au poste

MT/BT des clients basse tension. Ce chapitre est nécessaire pour comprendre les

caractéristiques du système concerné, savoir ses limitations, et les contraintes qu’il subit.

Dans un deuxième chapitre, on décrit l’état actuel du plan de protection du réseau de

distribution MT de Casablanca, son objectif, ces caractéristiques, ainsi que son organisation.

La connaissance détaillée de l’état actuel du plan de protection demeure nécessaire, pour

réaliser une étude et analyse critique de ce plan.

Le troisième chapitre mis en évidence les limitations et les imperfections du plan de

protection actuel, en marche normale, et en marche parallèle, ainsi l’impact des fugitifs sur la

qualité de service.

Le quatrième chapitre est consacré à la présentation des solutions proposées pour

surmonter les défauts cités dans le chapitre III. Ainsi il présente le guide utilisateur de

l’application qu’on a développé nommée RNPP (Réglage du Nouveau Plan de Protection)

permettant aux utilisateurs le réglage des protections du réseau de distribution.

Chapitre I :

Description du réseau de

distribution MT de L’ONE

Chapitre 1 Description du réseau de distribution MT de l’ONE

RIYAHI & BAALI EEP/EMI 12

CHAPITRE 1

DESCRIPTION DU RESEAU DE

DISTRIBUTION MT DE L’ONE

Introduction

Dans ce chapitre, on présente le réseau de distribution MT de l’ONE dans la région de

Casablanca. La connaissance des caractéristiques du réseau de distribution MT, des

contraintes qu’il subit, ainsi que les réglementations suivies par l’ONE est nécessaire pour

établir son plan de protection.

On se limitera au réseau qui entre dans la zone d’action de l’agence de distribution de

Casablanca (AD Casa).

1. Frontières du réseau de distribution

La distribution couvre historiquement au Maroc les réseaux à moyenne tension, dits

MT, et les réseaux à basse tension, BT. La frontière avec les réseaux de transport se situe dans

les postes sources au niveau du transformateur HT/MT. La frontière avec les installations

clients se situe en général au niveau de l’appareil de coupure en aval du comptage, par

exemple en aval du disjoncteur BT chez le client.

2. Règles adoptées par l’ONE

Les réseaux de distribution MT obéissent au Maroc à certaines règles générales :

a) Les réseaux sont arborescents, non maillés. Cela signifie que tout point desservi n’est,

à chaque instant, alimenté que par un chemin électrique, venant d’un poste source, passant

successivement par un réseau MT, puis par un poste MT/BT, jusqu’à un réseau BT.

b) Les postes sources disposent en général de deux alimentations et d’un transformateur

de secours pour faire face à la panne d’un des éléments d’alimentation. C’est le principe dit «

du N – 1 » qui prévoit que les clients doivent rester normalement desservis en cas de panne

d’un élément de réseau. [Figure1.1]

c) Le réseau MT est bouclable lorsqu’il est construit en souterrain ou dans les zones de

forte densité, de façon à permettre la réalimentation des clients en cas de panne d’un des

tronçons d’alimentation normale.



d) Les disjoncteurs MT signalent leurs déclenchements de façon automatique à un

opérateur.

3. La composition du réseau MT de l’ONE

Très généralement, le réseau MT de l’ONE est composé, de manière hiérarchisée dans le

sens du transit de l’énergie, des éléments suivants :

- Les postes sources HT/MT, alimentés par le réseau de transport ou de répartition ;

- Le réseau MT, constitué des départs MT issus des sources (en lignes aériennes ou

souterraines) ;

- Les postes MT/BT de distribution basse tension.

3.1. Structure des postes HT/MT :

La figure1-1 présente la structure générale adoptée par l’ONE dans les postes de

livraison HT/MT.

Figure1-1: Schéma unifilaire d’un poste HT/MT de l’ONE.



Les principaux constituants d’un poste HT/MT sont :

- Un ou plusieurs départs HT.

- Un jeu de barres HT.

- Deux transformateurs de puissance.

- Deux transformateurs de services auxiliaires (TSA).

- Un jeu de barres MT.

- Plusieurs départs MT.

Le poste HT/MT peut être gardienné, avec téléalarme ou télé conduit. Il est alimenté par

un réseau de tension 60KV, qui est transformée au moyen du transformateur de puissance à

une tension MT égale à 22kV pour usage industriel, agricole, domestique ou autre.

3.2. Transformateur de puissance

Le transformateur de puissance est l’élément central dans un poste de transformation. En

général, les postes HT/MT sont équipés de deux transformateurs de puissances dont un seul

est en service, le second étant disponible et prêt à être mis en service en cas d’anomalie ou

d’avarie du premier, leur permutation peut se faire, soit manuellement, ou par un dispositif de

permutation automatique [chapitre1§4.2].

Les caractéristiques des transformateurs des postes HT/MT relevant de l’agence de

distribution de Casablanca sont présentées en Annexe [Annexe I-2]. Ils sont de couplage

étoile/étoile (Yyn0), leur neutre du côté MT est relié à la terre à travers une résistance de

limitation.

Remarque :

Vu l’augmentation de la demande en énergie électrique, la plupart des postes relevant de

l’AD Casa sont obligés de fonctionner avec les deux transformateurs en parallèle .C ‘est une

solution palliative dans l’attente de la construction de nouveaux postes HT/MT pour satisfaire

la demande accrue en électricité et respecter la règle « N-1 » déjà énoncée.

3.3. Les départs MT

3.3.1. Les réseaux souterrains

Au Maroc, l’utilisation des réseaux souterrains est réservée aux zones urbaines denses

tendis que les zones rurales sont alimentées en aérien.

Cela se justifie par les coûts importants de mise en œuvre du souterrain (coûts des

câbles et tranchées), mais aussi par la nécessité d’y associer une architecture bouclable ou



maillée, compte tenu des grandes difficultés de localisation de défauts et des réparations ; ces

coûts ne pouvaient être consentis que dans les grandes villes, où les réseaux aériens ne

pouvaient pas être acceptables (encombrement, esthétique, exigence de qualité de service).

Figure 1-2 Schéma unifilaire d’un réseau MT souterrain de l’ONE.

3.3.2. Les réseaux aériens

La structure des réseaux aériens MT est essentiellement arborescente, à une seule voie

d’alimentation des charges, avec possibilités de secours par bouclage (en manipulant des

points de sectionnement(PS)). Les durées de localisation des défauts et de réparation,

relativement modérées en milieu aérien, étant du même ordre de grandeur que les temps de

manouvres nécessaires pour effectuer manuellement sur place des bouclages permettant un

secours éventuel.

Figure 1-3 Schéma unifilaire d’un réseau MT aérien de l’ONE

Poste MT/BT

D Disjoncteur départ

PS Point de sectionnement



3.3.3. La différence entre les réseaux aériens et souterrains :

Les différences de structure entre réseaux aériens et souterrains proviennent

essentiellement, par nature, de la nécessité de faire face à des indisponibilités beaucoup plus

longues en système souterrain, pour localiser une avarie éventuelle et en effectuer la

réparation (10 à 20 h) ou bien pour réaliser des travaux programmés.

De plus, dans les zones urbanisées à forte densité de charge, ces indisponibilités

affectent un nombre important de clients et les exigences de continuité de fourniture sont, en

général, plus fortes que pour des réseaux ruraux aériens. [2]

3.4. Les postes MT/BT

Ils sont localisés entre le réseau de distribution MT et le réseau de distribution BT, ces

ouvrages assurent le passage de la moyenne tension à la basse tension.

Les postes MT/BT de l’ONE sont constitués de quatre parties :

L’équipement MT pour le raccordement au réseau amont.

Le transformateur MT/BT.

Le tableau des départs BT comme points de raccordement du réseau aval de distribution (en

BT).

Une enveloppe extérieure préfabriquée métallique ou de plus en plus souvent en béton, qui

contient les éléments précédents (pour les postes maçonnés).

4. Automatisme du poste HT/MT

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 [chapitre II§3];

- Automatisme de délestage ;

- Automatisme de permutation transformateur HT / MT ;

- Automatisme de régulation de tension ;

- Système de comptage.



4.1. Automatisme de délestage-relestage

Cet automatisme permet d’éviter les conséquences d’un déséquilibre entre la production

et la consommation en énergie électrique, caractérisé par une perte de synchronisme

(fréquence ≠ 50Hz).

Cet automatisme se compose :

- D’un système de mesure de fréquence à quatre échelons qui élabore en sortie des

ordres de délestage d’une durée d’environ 250 ms, distribués par câbles sur tous les départs

MT à condition que la fonction délestage soit en service.

Au niveau de chaque départ, le choix de l’échelon pour lequel le départ devra être délesté

se fait par commutateur.

Echelon1 Echelon2 Echelon3 Echelon4

49,5Hz 49 Hz 48,5 Hz 47,5 Hz

Tableau 1-1 : Echelons de délestage.

- D’un relestage : élaboré soit par télécommande, soit automatiquement au bout d’une

durée réglable (10 minutes environ). lorsque le système de mesure de fréquence à quatre

échelons est retombé.

- Le relestage n’est pris en compte, que si le départ a déclenché sur ordre de délestage. Il

est commun à tous les départs.

4.2. Automatisme de permutation transformateur HT / MT

L'automatisme de permutation transformateur HT/MT vise à reprendre

automatiquement la charge d'un transformateur, lors d'un défaut sur celui-ci ou sur sa liaison,

par l'autre transformateur. La durée de la coupure est ainsi réduite. [Annexe I-3]

4.3. 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

existante par rapport à une tension de référence représentant le "client moyen tension".

La comparaison s'effectue en simulant la chute de tension en fonction de la charge

(compoundage). Le réglage s'effectue à l'aide du régleur en charge du transformateur HT/MT

commandé par l'automatisme de régulation de tension.



4.4. Système de comptage

Chaque départ est pourvu d’un relais de comptage de l’énergie consommée. La tension

est puisée depuis le transformateur de tension du jeu de barres. Alors que le courant est pris

depuis les transformateurs de courant de chaque départ.

5. Mode d’exploitation

Pour définir les grandeurs caractéristiques du réseau MT (courant de pointe, de court

circuit, capacité homopolaire), et par la suite le réglage des protections, le régime

d’exploitation normal est insuffisant. En effet, suit à des contraintes d’exploitation, on a

recours à d’autre régimes :

- Le régime de secours normal ; c’est celui que l’exploitant adopte fréquemment, après

l’avoir prévu, pour rétablir ou maintenir l’alimentation dans des conditions acceptables et

durables d’un élément de réseau. La mise en application de ce régime ne doit pas

s’accompagner d’une modification du réglage des protections.

- Régime de secours exceptionnel, destiné à parer des situations délicates et

imprévisibles, correspond à des indisponibilités simultanées d’éléments de réseau

électriquement voisins.

6. Régime du neutre adopté par l’ONE

Sur les réseaux de distribution, la mise à la terre du neutre MT détermine d'une manière

essentielle les caractéristiques des défauts à la terre lorsque ceux-ci se produisent. L'attention

particulière apportée à ce problème est justifiée par le fait que, sur les réseaux de distribution

MT, 70 à 80 % des défauts sont monophasés.

6.1. Critères du choix

Au niveau des postes HT/MT, le régime du neutre adopté par l’ONE 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 ; les surtensions à fréquence industrielle

devant être inférieures à la tension de tenue des matériels, soit en pratique 24KV pour les

réseaux aériens, et 36KV pour les réseaux souterrains.

- La maîtrise des surtensions en basse tension en cas d’amorçage dans le poste MT/BT;

qui doivent être limitées à 1500V.

- 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 :

- 1000A, pour les réseaux souterrains ; puisque le courant de fuite est important, et que

le courant de défaut est important (les impédances de défauts sont faibles).

- 300A pour les autres réseaux (aériens et mixtes)

6.2. La 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 est intercalée entre le

point neutre du transformateur et la terre :

- Pour un réseau aérien ou mixte :

- Pour un réseau souterrain :

7. Typologie et analyse des défauts affectant le réseau MT

Les techniques utilisées dans le réseau MT (aériennes, souterraines ou mixtes)

induisent une typologie particulière de défauts. Dont les plus courants sont:

- Les courts-circuits ;

- Les surcharges ;

- Rupture de conducteurs ;

- Les surtensions ;

Les surtensions ne feront pas partie de notre étude. En effet, ce type de perturbation est

traité à l’aide des parafoudres qui tendent à remplacer les éclateurs dans les réseaux MT de

l’ONE vu leurs performances satisfaisantes. En plus, elles sont traitées par une protection

réalisée par un relais voltmétrique alimenté par le TT jeu de barres MT.



7.1. 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. (NFC 15 100).

7.1.1. Les causes des courts-circuits

7.1.1.1.Lignes aériennes

Les hauteurs au-dessus du sol, les distances d’isolement entre phases et les lignes de

fuite des isolateurs rendent les lignes aériennes particulièrement sensibles à l’environnement :

végétation, oiseaux et pollution. En plus, les sections des conducteurs utilisés entraînent une

tenue mécanique moindre que pour les ouvrages HT et THT. Il s’ensuit de nombreuses

ruptures de conducteurs. Ces défauts sont très dangereux pour les tiers et doivent être éliminés

rapidement.

7.1.1.2.Câbles souterrains

La cause principale d’incidents est due aux travaux à proximité (terrassement).

7.1.2. Types de court-circuit


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.

La figure 1-4 présente la nature et la répartition des courants lors d'un défaut

monophasé à la terre.



: Courant qui apparait dans le neutre du transformateur lors d’un défaut homopolaire.

: Courant capacitif homopolaire total du réseau.

: Courant capacitif homopolaire dans le départ sain.

Figure 1-4 : Nature et répartition des courants lors d’un défaut homopolaire sur un départ.

Le courant capacitif est définit comme étant le courant dérivé par la réactance

modélisant l’effet capacitif total des lignes, et des câbles du départ lors d’un court-circuit

avec la terre.

La norme CEI 909 précise que les capacités homopolaires doivent être prises en compte

dans les études si le facteur de mise à la terre est égal ou supérieur à 1,4.

Le Facteur de mise à la terre du réseau MT de l’ONE peut être estimé à 6,7. [11]

En effet, le courant du défaut homopolaire Id est composé du capacitif IC du réseau et

du courant dans le neutre IN.

ID = IN + IC

Avec : ;

Et : Vr = V1 + V2 + V3 [Annexe I-4]

7.1.2.2. 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.



7.1.3. 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

100ms.

- 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.


L’ouverture d’une phase (défaut série) produit un déséquilibre sur le réseau qui entraine

un faible courant de défaut qui ne peut pas être détecté par les protections ampéremetriques.

La rupture du conducteur peut être causé soit par :

- Une mauvaise fermeture d’un interrupteur (réseau MT).

- Fonctionnement incorrect d'un pôle de sectionneur.

- Rupture de fusible placé dans les postes maçonnés.

- Rupture d’une bretelle.

Les défauts permanents aériens affectant le réseau de distribution MT relevant de l’AD

Casa, peuvent présenter un risque pour les tiers dans le cas où le conducteur tombe à terre, et

lorsqu'il n'est pas détecté à cause de la faible valeur du courant de défaut.

On peut distinguer deux types de défaut de rupture de conducteur :

- Conducteurs à la terre côté charge.

- Rupture conducteurs sans contact avec la terre côté poste source. [Annexe I-5]

La rupture du conducteur avec contact à la terre coté poste source entre dans le cadre des

défauts homopolaires.

7.3. Surcharge

Le courant de surcharge est une surintensité se produisant dans un circuit électrique, qui

n’est pas due à un défaut électrique (norme NF C 15 100). C’est un courant puisé par la

charge de valeur supérieure à la valeur assignée de fonctionnement nominale.



La norme IEEE donne neuf 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.

Les caractéristiques thermiques d’un câble et d’un transformateur sont données sur

l’annexe I-6.

7.4. Défauts internes au transformateur

Les défauts pouvant se présenter dans les transformateurs sont généralement répartis

en trois catégories :

Défauts dans les enroulements et aux bornes ;

Défauts dans les circuits magnétiques ;

Conditions anormales de fonctionnement tel que surtensions, flux excessif et surcharge ;

8. Caractéristiques du réseau MT de l’ONE de la région de Casablanca

Le réseau de distribution de l’ONE de la région de Casablanca couvre un étendu

territorial relativement important .L’alimentation des postes MT/BT est assurée grâce à des

lignes MT (aériennes et souterraines) d’une longueur totale d’environ 1100 Km. La puissance

totale installée sur l’ensemble du réseau est de 729,7 MVA.

Le tableau 1-2 présente les poste HT/MT relevant de l’AD Casa, les départs MT ainsi

que les postes MT/BT desservies.

POSTE HT/MT Nbr de

départ Souterrain(Km) Aérien (Km) Total (Km)

Nbr de poste

MT/BT

Puissance

Installée

(MVA)

BOUSKOURA 12 46,21 171,15 217,36 478 140,6

OULEDAZZOUZ 12 72,15 233,63 305,78 494 166,5

SIDIMAAROUF 10 89,39 16,35 105,74 317 147

TITMELLIL 7 35,4 261,88 297,28 488 148,8

ZENATA 11 29,3 7,36 36,65 81 53,9

NOUACEUR 12 62,42 75,03 137,45 175 73

TOTAL 64 334,86 765,39 1100,25 2033 729,7

Tableau 1-2 : Caractéristiques du réseau MT de L’ONE de Casablanca [données livrées par l’AD Casablanca

mise à jour Mars2009]



Le réseau présenté ci-dessus est assujetti à des défauts de nature différente. Le tableau1-

3 donne les statistiques concernant les défauts qui ont affectés le réseau MT de l’ONE

relevant de l’AD Casa durant la période 01/2007 jusqu’à 03/2009.

Tableau 1-3 : Statistiques des défauts sur le réseau MT ONE de Casablanca.

Conclusion

Dans ce premier chapitre on a présenté une vue détaillée de toutes les composantes du

réseau de distribution MT de l’ONE depuis le poste HT/MT , en passant par les lignes MT

(aériennes ,souterraines ou mixtes) jusqu’au poste client MT/BT.

Ce réseau subit des contraintes engendrées par sa structure spéciale, à savoir :

- La structure arborescente ;

- La multitude des défauts en nature et en nombre ;

- La proximité des clients qui exige un niveau élevé en qualité de service.

Par conséquent, un tel réseau nécessite la mise en place d’un plan de protection

particulier qui doit prendre ces contraintes en compte.

nombre %

Fugitif 1730 65,54

semi-permanent 345 13,08

Permanent 565 21,38

Total 2643 100

Chapitre II :

Plan de protection du

réseau de distribution MT

de l’ONE

CHAPITRE II Plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

RIYAHI&BAALI EEP/EMI 25

Introduction

Un plan ou un système de protection du réseau MT a pour but de préserver le

matériel constituant le réseau MT contre les perturbations, et les déséquilibres provoquant sa

défaillance. Il participe à la qualité de fourniture de l’énergie électrique. Il consiste à mettre

en œuvre un ensemble de protections distribuées sur le réseau selon ses caractéristiques,

fonctionnant en concordance et en cohérence afin d’éliminer tous les défauts affectant tous les

points du réseau MT, dans le délai le plus court, et par la protection la plus proche.

La nécessité d’avoir une connaissance approfondie sur le principe de fonctionnement

des protections s’avère essentiel dans l’élaboration d’un plan de protection efficace.

Ce chapitre décrit l’organisation et les principes du plan de protection actuel de

l’ONE.

1. Objectif du plan de protection

Un plan de protection doit :

- Préserver la sécurité des personnes et des biens

- Eviter la destruction partielle ou totale du matériel.

- Assurer la meilleure continuité de service.

2. Caractéristiques d’un plan de protection du réseau MT

Les caractéristiques principales du plan de protection d’un réseau MT sont:

- La Sensibilité ;

- La Sélectivité ;

- La Rapidité ;

- La Fiabilité;

- La Simplicité et le Coût du système.

Chapitre II :

Plan de protection du réseau de

distribution MT de l’ONE



La conception du plan de protection repose sur la recherche d’un compromis entre les

caractéristiques précédentes.

2.1. 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. Il dépend de la sensibilité de chaque

protection du plan de protection, et surtout des protections homopolaires, puisque 80% des

défauts de court circuit sont des défauts homopolaires, eux aussi leur sensibilité dépend des

dispositifs de mesure et des critères de détection.

Tableau 2-1 Seuils de détection minimums des TC. [5]

2.2. La sélectivité

Il doit permettre d’isoler seulement l'élément défectueux parmi les éléments du

réseau suivants :

- Départs MT ;

- Jeu de barres MT ;

- Transformateurs HT/MT et leurs liaisons aux jeux de barres MT.

Pour assurer une bonne sélectivité dans un plan de protection d’un réseau électrique,

en général on combine la sélectivité chronométrique avec la sélectivité ampèremétrique.

2.2.1. La sélectivité ampèremétrique

Elle met en œuvre des appareillages de protection instantanés (disjoncteurs rapides).

Elle est basée sur le fait que l’intensité de court-circuit est d’autant plus élevée que le défaut

est proche de la source.

Capteurs de mesure Seuils de détection minimums Montage

Tore homopolaire

spécifique 1A (MT)

3TC sommateur

calculé par relais

10%In : pour un relais à temps

constant.

5%In : pour un relais à temps

inverse.



2.2.2. La sélectivité chronométrique

Elle consiste à retarder le fonctionnement de la protection amont pour que la protection

avale ait le temps d’isoler la partie en défaut. Ce principe est utilisé dans les réseaux en

antenne.

L’écart de temporisation entre deux protections successives correspond au temps de

coupure du disjoncteur aval. Les temporisations sont d’autant plus longues que la protection

est plus proche de la source.

2.3. 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.

D’après la norme NF C 15-100 ce temps est estimé à .

: Section de la canalisation en mm² ;

: Constante en fonction du type d’isolation ; [Annexe II-1]

: Courant de court circuit triphasé calculé au début de la canalisation ; on prend

égal au courant de défaut maximal qui peut affecter le réseau MT, il correspond alors

au défaut triphasé proche du transformateur HT/MT :

Avec : Xj L’impédance équivalente du réseau amont :

XT l’impédance interne du transformateur :

2.4. 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).

3. 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 de:

- Relais ;

- Réducteurs de mesure ;

- Disjoncteur ;

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…).

Figure 2.1 Automatisme de protection.

3.1. Réducteur de mesure :

Dans le réseau MT on peut distinguer deux types de réducteur de mesure :

- Les transformateurs de tension (TT) ;

- Les transformateurs de courant (TC) ;

Dans le réglage des protections on doit tenir compte des caractéristiques des TC, qui

présentent certaines limites pour les performances des protections : (la norme CEI 600444)

Pour éviter la saturation de circuit magnétique le courant primaire de TC ne doit pas

dépasser être de l’ordre de 2 à 3 ; le courant d’emploie de TC.

Le temps d’un ordre de déclenchement ne doit pas être inférieur à ;

est le temps de réponse de TC.



Les TT sont destinés à alimenter les appareils de mesure, de contrôle, et de protection,

leur primaire reçoit la tension du réseau, et le secondaire restitue une tension image égale à

100 V entre phases lorsque la tension primaire est égale à la tension nominale.

La spécification technique appliquée aux transformateurs de courant, et de tension MT

utilisés pour les besoins de protection est décrite dans le document (ST ONE N° C60 - P60).

3.2. 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.

Dans les postes relevant de l’AD Casa ces trois technologies coexistent (tableau2-2). Les

nouveaux postes sont tous équipés par la technologie numérique, et pour les anciens

postes, l’ONE est entrain de les rénover ;

Tableau 2-2 : Les différentes technologies utilisées dans les postes ONE de Casablanca.

Les relais numériques offrent plus de simplicité (affichage facile par utilisation des

logiciels), d’assiduité, de performance, et une large gamme de fonctions de protection. Ils sont

dotés de grandes capacités d’enregistrement d’informations sur l’état et le comportement du

système électrique par l’utilisation d’enregistrements de défauts et de perturbographie.

3.3. Disjoncteur

Ce sont des appareils d’enclenchement et de déclenchement en charge. Ils peuvent

utiliser différentes technologies de coupure. Ceux adoptés par l’ONE fonctionnent par

coupure dans le gaz SF6 à commande mécanique à ressort réarmé électriquement par un



moteur. Cette technique est la plus récentes mais aussi la plus utilisées dans le monde entier.

[Spécification technique ONE : ST ONE N° C61 - P61]

3.4. Réenclencheur

Le réenclencheur est un automatise 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. Il provoque le

réenclenchement rapide du disjoncteur de façon à ce que le temps d’isolement du départ en

défaut soit de 0,3 seconde ; meilleur compromis entre l’intérêt évident d’un réenclenchement

aussi rapide que possible pour l’ensemble des utilisateurs et la nécessité de laisser le réseau

hors tension suffisamment de temps pour que le trajet de l’arc soit déionisé, ce cycle est

nécessaire dans les départs aérien ; puisque plus que 65% [Annexe II-2] des défauts sur une

ligne aérienne sont de type 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. En

pratique, on prend une temporisation de 30 secondes. 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 plus deux lent

(1R+2L), sur un défaut permanent :

In : courant avant défaut ; R : cycle Rapide ;

Ir : courant de réglage du relais ; L1 : 1er

cycle Lent.

Figure 2-2 : Cycle de réenclenchement.



Id : courant de défaut ; L2 : 2ème

cycle Lent

R : cycle Rapide D : Déclenchement Définitif.

4. Organisation du plan de protection actuel du réseau de distribution

MT de l’ONE

Le plan de protection en vigueur (2002-2010) adopté par l’ONE a pour objectif de pallier

aux imperfections de l’ancien plan de protection.

4.1. Organisation du plan de protection

Le plan de protection actuel découpe le réseau de distribution MT en zones délimitées

par les positions des organes de coupure. La figure 2-3 montre une disposition caractéristique

des zones de protection, correspondant respectivement à :

- Des départs MT (lignes MT) ;

- Tranche arrivée MT (jeu de barres MT) ;

- Tranche transformateur HT/MT ;

Figure 2-3 : Zones de protection du réseau de distribution MT de l’ONE.

En plus des protections supplémentaires :

Sous tranche départ MT ; disjoncteur réenclencheur en réseau (DRR)

Contre les défauts résistants ;

Protection internes du transformateur HT/MT ;

Protection masse cuve ;

Tranche arrivée MT Tranche Transformateur Départs MT



Ces zones se recouvrent pour ne laisser aucun point de réseau MT sans protection. Chaque

protection agit en secours sur la défaillance de la protection qui la précède.

La sélectivité utilisée entre les différentes protections est chronométrique avec un

intervalle de sélectivité de :

; entre la protection des clients et le départ MT.

= 0.4s ; entre les DRR et les protections de départ.

0.5s ; entre les protections des départs, arrivées et liaisons.

4.2. Coordination des protections du plan de protection avec les protections en

amont

Les protections du réseau MT doivent être coordonnées avec la protection des clients et

les disjoncteurs réenclencheurs en réseau (DRR).

4.2.1. La protection client

Elle consiste à préserver les transformateurs MT/BT contres les contraintes électriques

externes en provenance de l'amont et de l'aval. Ces défauts sont gérés par la protection BT

concernée (fusibles ou disjoncteur), et coté MT soit par des fusibles ou des disjoncteurs.[6]

Disjoncteurs MT

Ils sont installés dans les postes MT/BT, dont leur puissance installée dépasse

1000KVA. Selon la norme NF 13 100, on peut prendre l’intervalle de sélectivité

chronométrique entre les disjoncteurs MT placés dans les postes clients et les protections du

réseau MT égal à 0.4s.

Fusibles MT

Ils sont des coupe-circuit à poudre à fusible moyenne tension (ST ONE N° C62 P62)

installés à l’intérieur du poste MT/BT en amont du transformateur. D’après la caractéristique

temps/courant des fusibles MT, on remarque que la temporisation de 0.4s assure une bonne

sélectivité entre les fusibles MT et le disjoncteur de tête de ligne moyenne tension.

[Annexe II-3]

4.2.2. DRR

Les DRR sont des disjoncteurs réenclencheur triphasés, aériens, munis d'un coffret de

contrôle commande et protection. Ils sont installés sur les dérivations secondaires importantes,

Ils assurent la protection d’une ligne électrique contre les défauts entre phases, et

homopolaires.



Pour assurer la coordination entre les protections du départ et le DRR, on peut retarder

le cycle rapide de réenclencheur par 0.5s si le relais est numérique, mais pour les relais

statique ou électromagnétique; il faut inhiber le cycle rapide de réenclencheur :

DRR

Cycle rapide

Lent_1 : 15s

Lent_2 : 15s

Départ Lent_1 : 30s

Lent_2 : 30s

4.3. Protection départs MT

La protection du départ MT ou des lignes MT doit permettre la sauvegarde des

équipements du réseau MT contre les courts circuits entre phases, et les défauts homopolaires

le plus tôt possible par coupure de l’alimentation et l’isolement du départ en défaut, afin de

minimiser et d’éviter la défaillance des équipements. Ainsi elle doit permettre la détection

des défauts résistants. Elle commande un disjoncteur à travers un réeclencheur.

Chaque départ MT contient trois types de protection :

Protection ampèremétrique à max d’intensité contres les surintensités (50-51).

Protection ampèremétrique à max d’intensité contres les défauts homopolaires (50-51N).

Terre résistante EPATR (64).

En plus d’un réenclencheur (79) et d’un relais de fréquence

Figure 2-4 : Les protections d’un départ aérien MT.



4.3.1. Protections contre les défauts homopolaires francs

Elle est réalisée par un relais ampèremétrique à temps constant.

Lorsqu’un départ est affecté par un défaut phase-terre, les TC des départs sains affichent

un courant résiduel qui correspond au courant capacitif du départ ; .

[Annexe I-4]

Donc pour éviter les déclenchements intempestifs dus à la défaillance de la sélectivité

transversale (déclenchement par sympathie), le seuil de déclenchement de la protection

homopolaire de chaque départ doit être réglé à une valeur supérieure au courant capacitif

propre du départ.

Cette protection peut être réglée comme suit :

Réglage seuil Temporisation Action

Réseau aérien .

Réseau souterrain .

Aérien : cycle rapide (0.3s)

deux lents (30s).

Souterrain : deux cycles lents (30s)

: La temporisation de la protection homopolaire du départ, en général elle est égale à

s ; l’échelon de 0.4 s est utilisé pour pallier d’éventuelle existence des DRR en

aval.

4.3.2. Protection contre les défauts résistants (EPATR B)

La protection homopolaire du départ, ne permet pas de détecter les défauts monophasés

de forte impédance (au dessous de son seuil de détection), pour cette raison qu’on associe à

cette protection, une autre protection appelée EPATR.

EPATR est une protection à temps inverse assurant l’élimination des défauts résistants

sur les départs MT, elle est alimentée par un TC tore placé à la sortie du départ, qui mesure la

somme des courants des trois phases, l’ONE règle cette protection selon la courbe suivante :

[Annexe II-4]

Tableau 2-3 : Réglage de la protection contre les défauts homopolaires du départ MT.

si

si

Avec :

Courant résiduel détecté par la protection.

Le temps de déclenchement.



Chaque départ a sa propre protection de terre résistante .Cela permet de remédier les

inconvénients de la protection de la terre résistante centralisée de l’ancien plan de protection.

En effet l’ancienne protection est non sélective, elle était alimentée par un TC placé sur le

neutre du transformateur. Une fois elle détecte un défaut résistant, elle démarre un procédé

de « recherche de terre résistante », qui procède au déclenchement successif des disjoncteurs

des départs, suivant un ordre défini au préalable, jusqu'à qu’il trouve le départ en défaut. Ce

fonctionnement engendre des microcoupures au niveau des départs saines à chaque fois

qu’un défaut résistant apparaît, ainsi lors de l’apparition de deux défauts simultanément sur

des départs différents. Le procédé va déclencher le disjoncteur de l’arrivé ; puisque le courant

de défaut persiste même en déclenchant le disjoncteur d’un départ avarié.

Le seuil de déclenchement de l’EPATR est réglable de 0,5 A à 1,5 A ; il doit être le plus

bas possible, mais aussi il ne doit pas être sensible au courant permanent existant en l'absence

de défaut dû :

Aux courants homopolaires harmoniques de rang 3 et supérieurs ;

Aux courants dus au déséquilibre des capacités existant entre chacune des phases et la

terre ;

Au déséquilibre des tensions sur les trois phases.

La protection de terre résistante de chaque départ MT (EPATR individuelle) est réglée

comme suit :

Seuil (A) TMS

0.7 à 1 0.2

TMS : Coefficient multiplicateur du temps [Annexe II-4]

4.3.3. Protections contre les surintensités (Max I)

Elle est réalisée par deux relais ampèremétriques à temps constant, elle combine la

protection contre les courants de surcharge et celle contre les courants de défauts entre

phases :

Défaut Courant de réglage Temps (s) Action

Défauts entre phases

Aérien : cycle rapide (0.3s)

deux lents (30s).

Souterrain : deux cycles lents (30s)

Surcharge 3 //

Tableau 2-4 : Réglage de la protection contre les surintensités du départ MT.



: Le courant nominal du secondaire de TC.

4.4. Protection tranche arrivée MT

La protection de la tranche arrivée MT vient en secours de la protection de départ MT,

ainsi elle permet de détecter les défauts homopolaires et entre phases sur le jeu de barres MT.

Elle commande le disjoncteur d’arrivée MT.

La temporisation de l'arrivée est égale au moins à deux fois la temporisation de

déclenchement des départs ; pour éviter le déclenchement intempestif du au cumul de

temporisation provoqué par la succession des défauts sur les départs.


Le réglage de la protection homopolaire de la tranche arrivée MT se fait en fonction du

coefficient d'amplification du courant résiduel β ; [Annexe I-4]. En effet lorsqu’un défaut à la

terre affecte un départ, l’intensité mesurée par le relais homopolaire de l’arrivée ( est

différente de celle que mesure le départ ( :

Donc le seuil de réglage de cette protection est égal à

Avec : le seuil de réglage le plus élevé des relais homopolaires des départs, et le

coefficient 1.2 permet d’assurer une bonne sélectivité entre les départs et l’arrivée.

Le réglage de cette protection est présenté dans le tableau suivant :

Courant de réglage Temps (s)

Tableau 2-5 : Réglage de la protection homopolaire de la tranche arrivée.

4.4.2. Protection contre les surintensités

Le réglage de cette protection se fait en fonction de la puissance du transformateur

auquel elle est rattachée.

Défaut Courant de réglage Temps (s)


Courants de surcharge 4

Tableau 2-6 : Réglage de la protection contre les surintensités de l’arrivée MT.



: Le courant nominal du secondaire du transformateur ;

NB : les relais associés à la tranche arrivée MT provoque le déclenchement définitif du

disjoncteur de cette tranche [figure 2-3].

4.5. Protection tranche transformateur

Cette protection vient en secours à la protection de d’arrivée et des départs, ainsi pour

détecter les défauts en amont du jeu de barres MT.

La protection de la tranche transformateur est identique à la protection de la tranche

arrivée, elle commande le disjoncteur HT et d'arrivée.

Les relais de phase sont alimentés par deux tores (appelés bushing) placés sur les bornes

MT du transformateur (en général sur les phases A et C). Le relais homopolaire est alimenté

par un TC placé sur le neutre du transformateur.

La protection de la terre résistante est alimentée par un TC tore placé sur le neutre de

transformateur. Elle permet de détecter les défauts résistants en amont et en aval du jeu de

barres MT. En retarde la terre résistante de la tranche Transformateur par un échelon de 0.5s,

par rapport à ceux des départs MT, pour assurer une sélectivité entre la terre résistante de la

tranche Transformateur et des départs MT.

Défaut Courant de réglage Temps (s)


Courants de surcharge 5

Défaut homopolaire +0.5

Défaut résistant 1.5 A 1.5

Tableau 2-7 : Réglage des protections de la tranche transformateur.

NB : les relais de protection de la tranche transformateur provoquent le déclenchement

définitif des deux disjoncteurs (arrivé et liaison) embrassant le transformateur de puissance.

[figure 2-3]



4.6. Protection du transformateur HT/MT

Pour assurer la protection du transformateur HT/MT, on déploie les protections

présentées sur la figure 2-5.

4.6.1. P

r

4.6.2.

Figure 2-5 : Les protections du transformateur HT/MT.

4.6.1. Protection interne

Conformément à l’article 432 de la NFC 13.100, La protection contre les défauts

internes du transformateur de puissance immergé dans un diélectrique est assurée, par des

dispositifs de détection (gaz, température, etc.) agissant sur l’organe de coupure HT.

4.6.1.1. Relais Buchholz (95)

La protection interne du transformateur est régit par un relais Buchholz (95)

[Annexe II-5], Le relais Buchholz est activé par deux types de défauts :

- Une production de gaz, qui donne une alarme. Ce gaz peut être produit par un point chaud

ou des amorçages de très faible énergie. Il peut s'agir aussi non pas de gaz mais d'air

provenant d'une entrée au niveau de la pompe de circulation d'huile ou de poches d'air

emprisonnées dans le circuit magnétique ; dans ce dernier cas, le transformateur peut être

remis en service (après analyse des gaz). Ce fonctionnement intervient également lors

d'une baisse du niveau d'huile.

- Un brusque mouvement d'huile consécutif à un amorçage interne, qui provoque un

déclenchement.



4.6.1.2. Protection différentielle du transformateur (87T)

L’actuel plan de protection recommande l’installation d’une protection

différentielle transformateur, pour les transformateurs HT/MT de 40 MVA ;

La protection différentielle des transformateurs est destinée contre les défauts internes

entre phases, entre spire ou entre phase et terre.

Elle consiste à consiste à contrôler, en permanence, la constance du rapport du courant

primaire au courant secondaire (pour chaque phase) ; et ceci en négligeant le courant de

magnétisation. Ce rapport reste pratiquement constant pendant la condition normale de

fonctionnement et lors des défauts externes. A l’occurrence d’un défaut interne au

transformateur une disproportion entre les deux courants apparait, et engendre un courant

différentiel qui peut être exploité pour la mise hors service du transformateur.

4.6.1.3.

Figure 2- 6 : Montage du relais différentiel sur un transformateur HT/MT [AREVA KBCH]

4.6.2. Protection contre les surcharges thermiques

La détection des surcharges thermiques du transformateur dans les postes HT/MT de

l’ONE est assurée par des sondes de thermostatiques qui contrôlent en permanence la

température de l’huile. On distingue :

Une sonde thermostatique réglée à 80° C, pour les transformateurs HT/ MT, son action

entraîne une signalisation sur l’élévation de la température.

Une sonde thermostatique réglée 90, son action entraîne instantanément le déclenchement

du transformateur.



Deux autres sondes, réglées respectivement à 65°C et 55°C pour le démarrage des

aéroréfrigérants de réserve et la commande de leur arrêt.

4.6.3. Protection masse cuve (51G)

Cette protection permet de protéger le transformateur HT/MT, et celui alimentant les

services auxiliaires (TSA) contre une mise à la masse des enroulements. Cette protection

consiste à relier la cuve des deux transformateurs à la terre par l’intermédiaire d’un TC de

rapport 200/1 A, le TC alimente un relais de calibre 0,5 A.

Figure 2-7: La protection masse cuve [5]

Il faut veiller à ce que la corne coté masse soit reliée directement à la terre et non à la

cuve de façon à éviter le fonctionnement de cette protection sur une décharge due à des

phénomènes atmosphériques écoulée vers la terre par les éclateurs placés sur les bornes du

transformateur HT/MT.

Afin qu’un défaut monophasé ne puisse évoluer en défaut biphasé ou triphasé, la

protection doit avoir un fonctionnement instantané, il provoquera le déclenchement des deux

disjoncteurs (amont et aval) pour isoler le transformateur.

Le seuil de déclenchement est réglé à 60% du courant nominal primaire.

4.7. Régimes d’exploitation

Les dispositifs de protection et les automatismes de mise en service doivent être

modifiés lors des travaux sous tension(TST), afin de mettre hors tension, dans le plus bref

délai, la ligne en défaut suite d’une fausse manœuvre de l'équipe exécutant les travaux sous

tension. Cela permet d’éviter des conséquences tragiques sur le personnel.

Donc, en plus du régime normal, deux autres régimes ont été définis :

- Régime spécial d'exploitation A : Il permet l'intervention par une équipe TST sur un

départ MT ; dans ce régime :

o On inhibe le fonctionnement des réenclencheurs ;

o le déclenchement temporisé en 1,5 s pour les défauts détectés par la protection de

terre résistante centralisée.



- Régime spécial d'exploitation B : Il permet d'effectuer des liaisons entre deux départs

MT issus d'un même transformateur, cela provoque la circulation d’un courant

homopolaire qui peut déclencher intempestif les protections homopolaires, ce régime

entraine :

o Le shuntage des protections homopolaires (forçage des bobines du courant résiduel).

o Inhibition des automatismes de reprise de service (ARS).

Le déclenchement est instantané par la détection de terre résistante.

4.8. Marche parallèle des transformateurs

L’ONE adopte une règle d’or qui consiste à doter chaque poste HT/MT par deux

transformateurs dont l’un est en marche (Tr1), et l’autre en stand-by (Tr2). Cette

configuration permet une continuité de service en cas d’indisponibilité de Tr1 (panne,

maintenance programmé, etc.), avec permutation des rôles chaque mois.

Actuellement, La demande en électricité dans la zone de Casablanca ne cesse pas

d’augmenter, ce qu’a porté les postes de transformation HT/MT à travailler au-delà de leurs

limites. Alors pour subvenir à cette demande, dans l’attente de construction de nouveaux

postes de livraison, l’ONE met les deux transformateurs du poste en marche parallèle.

Malheureusement ce mode d’exploitation pose plusieurs problèmes au niveau :

- Régulation de tension

- Plan de protection.

4.8.1. Condition à vérifier

Avant de mettre les transformateurs du poste en marche parallèle il est nécessaire de

s’assurer que :

- Les transformateurs sont alimentés par le même jeu de barres HT.

- Les liaisons entre les bornes secondaires des transformateurs, les disjoncteurs généraux et

le disjoncteur de couplage ont les mêmes caractéristiques (même longueur, même section,

même cheminement)

- Le couplage (triangle étoile) ainsi que les indices horaires sont compatibles.

- Les tensions de court-circuit sont égales à 10 % près.

- Les tensions au secondaire des transformateurs, entre phases homologues entre ces

phases et le neutre, sont inférieures à 0,4 %. [15]



4.8.2. Régulation de tension


La régulation de la tension permet de garantir le niveau de tension acceptable chez les

divers clients.

Figure 2-8: Modélisation de la marche parallèle des transformateurs.

et sont les tensions à vide mesurées aux bornes secondaires des transformateurs,

et leurs impédances directes de court-circuit.

Si les deux transformateurs sont sur la même prise, et sont connectés au même jeu de

barres. Alors :

D’après la figure 2-6 on a :

Donc :

En plus:

Donc : (*)

Cette tension sera utilisée pour commander le régleur du transfo1, on l’appelle .

De même on déduit que la tension de commande du régleur n°2 s’écrit sous la forme

suivante :

Transfo n°1

Transfo n°2



4.8.2.2.Cas de déséquilibre

S’il y a un déséquilibre (les deux transformateurs ne sont pas sur la même prise).

- la tension au secondaire du transfo n° 1 est supérieure à la tension au

secondaire du transfo n° 2.

- les deux tensions sont en phase.

L’écart entre les deux tensions produit une circulation d'un courant réactif entre les

deux transformateurs (du transformateur ayant la grande FEM vers le transfo ayant la plus

faible FEM) tel que:

Donc : et ; puisque I reste constant (fixé par la charge).

Le régleur n°1 voit que le courant augmente,

D’après la relation établie en 7.2.1 alors diminue, donc la commande du régleur 1

augmente , alors augmente, d’où continu à augmenter le système diverge.

Le régleur n°2 voit que le courant diminue, augmente, donc il diminue ,

augmente, continu à diminuer le système diverge encore.

4.8.2.3.Solution adoptée par l’ONE

Pour éviter la divergence du système de régulation de tension, l’ONE utilise un

équipement de coordination qui fixe la priorité de régulation à un transformateur (système

maitre esclave); tout ordre de passage de prises au transformateur prioritaire doit être suivit

d'un passage de prise au transformateur non prioritaire. Il ne doit normalement y avoir qu’un

automate de régulation en position de mesure (il ne faut pas oublier que les deux régulations

voient la même tension secondaire), le deuxième reçoit les ordres du premier via l’équipement

de coordination, et de cette manière on aura toujours .

Remarque : La régulation de la tension est assuré dans des postes HT/MT relevant de l’AD

Casa par un relais régulateur de tension AREVA KVGC 202.

4.8.3. Plan de protection


Dans le cas où les transformateurs sont en marche parallèles, si on laisse les deux

neutres à la terre ; tous les défauts homopolaires seront alimentés par deux sources

homopolaires.



En effet, lors d’un défaut phase terre dans un départ, le courant de défaut aura comme

expression:

Figure 2-9: Modélisation d’un défaut homopolaire lors de la marche parallèle des

transformateurs les deux ayant le neutre à la terre.

Donc le courant de défaut sera égal à In= In1 + In2 :

un seul transfo deux transfos

Réseau souterrain 1000 2000

Réseau mixte ou aérien 300 600

aérien : 300

souterrain : 1000 1315

Tableau 2-8 : Courant de défaut homopolaire dans les départs MT lors de la marche parallèle

des transformateurs les deux ayant le neutre à la terre

On remarque que cette exploitation n’est pas conforme aux normes.

Ainsi s’il y a un déséquilibre dans les tensions du neutre ( , on aura une

circulation d’un courant homopolaire : . Même si la valeur de est très

faible, il peut déclencher les disjoncteurs des arrivées MT des deux transformateurs, si le

déséquilibre persiste, par terre résistante de la tranche transformateur.



4.8.3.2.Solution actuelle

Une pratique adoptée par l’ONE pour faire face aux problèmes précédents consiste en la

mise d’un seul neutre à la terre, alors que l’autre reste isolé. La détection des défauts à la terre

est assurée uniquement sur le transformateur ayant son neutre relié à la terre.

Conclusion

Un plan de protection d’un réseau de distribution MT doit assurer une synergie entre les

différentes protections, pour assurer un bon fonctionnement face aux perturbations quelque

soit le mode d’exploitation.

L’introduction des protections numériques dans le plan de protection actuel de l’ONE

lui offrent plus d’efficacité et de performance.

Les principes généraux du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de

l’ONE sont :

- La partie du réseau affectée par un défaut ne doit pas être maintenue sous tension,

même s’elle empêche la distribution de l’énergie.

- Le plan de protection contient deux systèmes de protections, un contre les

surintensités, et l’autre contre les défauts homopolaires.

- La détection des défauts d’isolement est basée sur le critère ampèremétrique.

- La sélectivité entre les protections est assurée par une sélectivité chronométrique.

- La protection contre les surintensités utilise deux seuils de déclenchement un contre

les courants de surcharge et l’autre contre les défauts entre phases.

Chapitre III :

Limites du plan de protection

du réseau de distribution MT

de L’ONE

CHAPITRE III Limites du plan de protection actuel du réseau de

distribution MT de l’ONE.


Introduction :

Pendant l’étude du plan de protection actuel adopté par l’ONE pour les réseaux de

distribution MT, on peut constater qu’il présente certaines limites qui diminuent son efficacité

face aux différentes situations.

Le présent chapitre est axé sur :

- Les limites du plan actuel en fonctionnement normal (un seul transformateur en marche) ;

- Les limites du plan actuel en marche parallèle des transformateurs;

- Le plan actuel face aux défauts fugitifs ;

1. Limites du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

1.1. Protections homopolaires

1.1.1. Etat actuel

Dans les réglages actuels adoptés par l’ONE pour les protections homopolaires des

départs, on choisit un seuil de réglage plus grand que celui inscrit dans le tableau 2-3. Cette

pratique permet de tenir compte du régime de secours normal, afin d’éviter un changement de

réglage des protections (suit à un changement de la configuration du réseau).Ceci conduit, pour

certains postes HT/MT dans le réseau MT à des valeurs de réglages correspondant à des défauts

élevés. [Tableau 3-1]

D’après l’annexe III-1, on constate que le seuil de réglage de la protection homopolaire

installée dans 47% départs MT, et 90% Tranche transformateur (relevant de l’AD de

Casablanca) dépasse les valeurs de réglage admissibles ci-dessous : [13]

- 100A à 150A ; si les départs sont purement souterrains.

Chapitre III :

Limites du plan de

protection du réseau de

distribution MT de L’ONE




- 30A, si les départs sont purement aériens.

- 60A à 80A ; si les départs sont mixtes.

Le tableau ci-dessous représente la sensibilité des protections homopolaires installées

dans les départs MT relevant de l’AD Casa par rapport aux défauts homopolaires:

Réglage Départs (%)

100 4,92

60 11,48

50 18,03

40 26,23

Tableau 3-1: La sensibilité des départs aériens par rapport aux défauts homopolaires.

1.1.2. Conséquences

Des réglages élevés risqueraient de diminuer la sensibilité des protections contre les

défauts homopolaires francs, et accroitre le nombre de fonctionnements de la protection de terre

résistante des départs MT, et de la tranche transformateur (EPATR).

D’après les enregistrements de la perturbographie du poste NOUACEUR de 1/02/2009 à

13/02/2009, on remarque que le pourcentage de fonctionnement de EPATR sur les défauts

homopolaires est de 66.25%, par contre celui de la protection homopolaire est de 33.75%

EPATR donne un ordre de déclenchement définitif, ce qui peut nuire à la continuité de

service et engendrer des KWh non vendues. Surtout, s’il s’agit des défauts semi permanents,

qui peuvent être éliminés par un deuxième cycle de réenclencheur [Chapitre II§3.4]. En effet,

l’intensité minimale d’un défaut homopolaire semi permanent est de 15A [10]. Donc ce courant

engendre un temps de déclenchement maximal de la protection terre résistante de 11,8 s

[chapitre II§4.3.2]. En plus, les défauts semi permanents ont une durée qui dépasse cette

temporisation (entre 20s et 60s) [10], par conséquence la terre résistante peut déclencher sur les

défauts homopolaires semi-permanents. La probabilité d’avoir un tel défaut n’est pas nulle, en

effet :

- 75% des défauts sur les réseaux aérien MT sont des défauts phase terre ;

- 13,08% des défauts sont des défauts semi permanent. [Annexe II-2]

Donc 9.81% des défauts sur les réseaux aérien MT sont des défauts homopolaires semi

permanents.




Vu le manque de données permettant d’évaluer les pertes introduites par déclenchement

de la terre résistante sur les défauts semi-permanents, on a procédé à une simulation d’un défaut

homopolaire semi permanent non détecter par la protection homopolaire :

- Données : poste NOUACEUR

o L’ONE évalue le KWh non vendue suite à une coupure de courant par

17DH/KWh.

o Départ NOUACEUR-BOUSKOURA : puissance installée égale à 12.25MVA.

o Le temps d’intervention, pour la remise sous tension d’un départ est estimé à

30min.

- Défaut : déclenchement du départ de poste NOUACEUR par terre résistante, provoqué

par un défaut homopolaire semi permanent.

- Les pertes peuvent être estimées à DH.

1.2. Protections contre les défauts entre phases

Le réglage des protections contre les défauts entre phases, à un seul seuil temporisé

(sélectivité chronométrique) peut conduire à la diminution de la rapidité du plan de protection,

et avoir un temps d’élimination de défaut prohibitif et incompatible avec la tenue des matériels

au courant de court-circuit, surtout pour la protection située le plus en amont (Tranche

transformateur), puisque elle aura la temporisation la plus élevée.

1.3. Protections contre les surcharges

Le réglage de la temporisation de la protection contre les surcharges à un temps

constant, diminue la fiabilité du plan de protection; puisque le temps de déclenchement d’une

telle protection doit être inversement proportionnel au courant de surcharge, ainsi il dépend de

l’état thermique du conducteur avant l’apparition de la surcharge. [Annexe I-6]

Le tableau ci-dessous donne le temps de déclenchement par surcharge d’un départ MT,

calculé à partir de l’image thermique d’un câble aérien, ayant une section de 150mm² [Annexe

I-6]. D’après les valeurs ci-dessous, on remarque clairement que le réglage actuel de la

protection contres la surcharge des départ (déclenchement à 3s si le courant dépasse 300A) peut

occasionner des déclenchements intempestifs.

Energie non vendue :

Cos(φ) Durée de coupure (h)

Coefficient d’utilisation




Charge avant l’apparition

de la surcharge (%)

Courant de

surcharge (A)

Temps

déclenchement

(min)

70 450 4,28

80 450 3,39

80 600 1,48

Tableau 3-2 : Temps de déclenchement d’un départ par surcharge donné par l’image

thermique. [Annexe I-6]

En plus, lors de l’apparition d’une surcharge au niveau du transformateur HT/MT, le plan

actuel procède au déclenchement du transformateur (sauf poste NOUACEUR). Cette pratique

nuit à la continuité de service puisque le jeu de barres MT se trouve sans alimentation. Ce

genre de problème arrive parfois ; exemple :

- Poste SIDI MAAROUF le 22/02/2009 à 11:28:35.397 déclenchement de

transformateur 1 par surcharge, le temps d’intervention de 15min.

- L’ONE évalue le KWh non vendue suite à une coupure de courant par

17DH/KWh.

Le déclenchement du transfo par surcharge suppose que le transfo travail au-delà de

ses limites ).

On peut estimer les pertes à :

A travers cet exemple réel, on peut constater les pertes en énergie non vendue du au

déclenchement du transformateur suite à une surcharge.


Lors d’une rupture de conducteur coté charge, on remarque que le courant de défaut côté

MT est extrêmement faible quelle que soit la résistance du défaut. En effet, le courant de défaut

dépend de la charge avale au transformateur MT/BT. [Annexe I-5]

A titre d'exemple la rupture de la phase 1, en présence d’une charge avale de 50 KVA

sous 22 kV, se traduit par un courant de défaut d'environ 0,6 A.

Energie non vendue (kwh) Cos(φ) prix du kwh non vendu




En effet :

D’après l’annexe I-5 on a : , avec : AN :

Lors d’une rupture du conducteur côté source, le courant de défaut est très faible. Alors

les protections ampèremétriques ne peuvent pas détecter ce défaut.

De même pour les protections homopolaires, puisqu’elles sont réglées sur un seuil au-

delà du capacitif du départ.[Chapitre IV§4.2], seulement la protection de terre résistante qui

peut détecter ce genre de défaut. Mais dans le cas de l’ONE, parfois les protections du réseau

MT ne détectent pas une rupture du conducteur, surtout lorsqu’elle arrive dans une sous

dérivation. Ce sont les clients qui préviennent l’ONE, qu’il y a un défaut dans leur réseau de

distribution MT, puisqu’ils sentent un déséquilibre dans leur réseau BT ; chute de tension et de

courant.

Le montage ci-dessous permet de simuler les déséquilibres affectant le réseau du client,

lors d’une rupture de conducteur.

Figure 3-1: Montage de simulation d’une rupture du conducteur proche du poste MT/BT.




Cette simulation réalisée sur MATLAB/SIMULINKTM,

Données :

- La charge : 400V / 200KW / cosφ = 0.8 AR

- Transformateur : 250KVA ; 22KV/400V

Simulation :

A l’instant t = 0.1s, appariation rupture de la phase A.

Figure 3-2: Les grandeurs électriques du réseau BT de client lors d’une rupture du

conducteur proche du poste MT/BT. [Annexe III-2]

Donc il est nécessaire d’envisager une protection contre la rupture de conducteur dans le

nouveau plan de protection.

1.5. Protection interne du transformateur

Malgré que le plan de protection décrit par l’ONE exige l’utilisation de la protection

différentielle pour les transformateurs ayant une puissance ≥ 40MVA, on trouve un seul poste

(poste NOUACEUR) parmi six postes, qu’est équipé de cette protection, cependant elle reste

encore en veille.




2. Marche parallèle des transformateurs


La solution adoptée par l’ONE (laisser un seul neutre à la terre), pour faire face aux

défauts posés par le courant homopolaire, lors de la marche parallèle des transformateurs

présente encore des faiblesses en cas de :

- Déclenchement du transformateur ayant le neutre à la terre ;

- Défaut homopolaire sur la tranche de transformateur ;

Protection

2.1.1. Déclenchement du transformateur ayant le neutre à la terre

En cas de déclenchement de transformateur ayant le neutre à la terre par un défaut entre

phases ou un défaut interne, le réseau devient à neutre isolé; dans ce cas un défaut homopolaire

ne sera pas détecter, puisque le courant de défaut est faibles, ce qui met la protection et la

sécurité des personnes en péril, ainsi les phases saines se trouvent portées à la tension

composée par rapport à la terre, La non-élimination de ces surtensions transitoires par

écoulement à la terre :

- Renforce la probabilité d’un second défaut survenant sur une autre phase qui va

provoquer un véritable court-circuit biphasé par la terre.

- Peut provoquer l’amorçage des isolants (lignes aériennes et mixtes), ou au niveau des

boites de jonction et de connexion(pour les lignes souterraines).

Même si le transformateur ayant le neutre isolé se déclencher par surcharge, cela ne

permet pas d’éviter ces problèmes ; puisque la protection contre les surcharges est lente.

2.1.2. Défaut homopolaire sur la tranche de transformateur

Un défaut homopolaire survenant sur la liaison entre le transformateur, et le jeu de barres

MT provoque la circulation du courant pouvant déclencher intempestivement la protection

de la tranche transformateur saine, sans couper le défaut. (On a négligé le courant capacitif)




Figure 3-3: Modélisation d’un défaut homopolaire sur la Tranche transformateur.

2.2. Défauts entre phases :

2.2.1. Défaut entre phase sur un départ

Lors d’un défaut entre phases dans un départ (1), le défaut sera alimenté par les deux

transformateurs :

Figure 3-4: Défaut entre phases sur un départ lors de la marche parallèle des transfos.




Donc le temps portant la température des conducteurs à la limite admissible va-t-être

diminué ; en effet :

On a : Iccmax (1transfos) =

Iccmax (2transfos) =

Donc :

Si on suppose que la puissance de court circuit du réseau amont est infinie, on peut

négliger devant , ce qui donne :

.

Dans ce cas on doit augmenter la rapidité du plan de protection (réduire les

temporisations des protections), pour réduire les conséquences des courts circuits dus aux

défauts entre phases.

D’après l’annexe II-1, on remarque que les temporisations utilisées dans les protections

contre les défauts entre phases, reste admissibles lors de la marche parallèle des

transformateurs.

2.2.2. Défaut sur Tranche transformateur :

Un défaut sur l’arrivée d’un transformateur provoque la circulation de deux courants de

défauts et , qui peuvent déclencher intempestivement la tranche saine, par

conséquence les départs MT vont se trouver sans alimentation.




Figure 3-5: Modélisation d’un défaut homopolaire sur la Tranche transformateur.

3. Limites du plan de protection face aux défauts fugitifs:

3.1. Conséquences d’un défaut fugitif

Les coupures brèves sont souvent le résultat du fonctionnement des automatismes de

réseau tels que les réenclencheurs rapides et/ou lents, les permutations de transformateurs ou de

lignes. Les utilisateurs subissent une succession de creux de tension et/ou de coupures brèves

lors de cycles de déclenchement-réenclenchement automatiques permettant l’élimination des

défauts fugitifs. [Chapitre II§3.4]

3.2. Statistiques des défauts fugitifs affectant le réseau de distribution MT

Cette étude est basée sur les enregistrements des réenlencheurs de chaque poste HT/MT

pendant la période entre janvier 2007 et mars 2009. Les enregistrements sont issus soit des

postes asservis (PA) soit des consignateurs d’état.

On se limitera aux départs aériens, puisque ce sont les plus affectés par les avaries dont une

bonne partie de type fugitif.

Les disjoncteurs des départs aériens sont associés à des réenclencheurs réglés sur des

cycles de type Rapide + Lent (R+1L) , ou Rapide + 2 Lents (R +2L). [Chapitre II§3.4]




Quant aux départs souterrains, compte tenue de leur structure les rendant moins exposés

aux défauts fugitifs, leurs réenclencheurs sont réglés sur des cycles soit à un lent (1L) soit

deux lents (2L).

Les postes concernés par cette analyse sont les postes relevant de l’agence de distribution

de Casablanca (AD Casa) :

BOUSKOURA ;

OULED-AZZOUZ ;

SIDI-MAAROUF ;

TITMELLIL ;

ZENATA ;

NOUACEUR (mise en service novembre 2008).

Poste Rapide lent1 lent2 Fugitifs

BOUSKOURA 498 244 82 254

OULED AZZOUZ 785 203 32 582

SIDIMAAROUF 76 55 13 21

TITMELLIL 1222 386 2 836

ZENATA 55 20 0 35

NOUACEUR 7 5 0 2

total 2643 913 129 1730

taux(%) 65,54

Le tableau ci-dessus illustre le taux des défauts fugitifs par rapport au nombre total des

défauts, on remarque que plus de 65% des défauts sont fugitifs.

Tableau 3-3: Statistiques des réenclencheurs des postes HT/MT pendant la période

01/2007 jusqu’au 03/2009




Conclusion

Dans ce chapitre, on a pu tirer les faiblesses et les limitations du plan de protection actuel

du réseau de distribution MT de l’ONE, ainsi que les inconvénients de l’actuelle exploitation

des transformateurs des postes sources (marche parallèle), qui provoque des défaillances dans

le plan de protection, ces défaillances se résument comme suit:

- Déclenchement définitif par protection terre résistante.

- Temps de déclenchement d’élimination des défauts polyphasés pour les protections les

plus en amant.

- Déclenchement inutile du transformateur par surcharge.

- Déclenchement intempestif des départs MT par surcharge.

- Déséquilibre dans les réseaux clients non détecté par le plan de protection, causés par

rupture du conducteur.

- Déclenchement intempestif des arrivées MT par un défaut homopolaire sur la

tranche transformateur, lors de la marche parallèle.

Les limitations développées dans ce chapitre nécessitent des solutions qui soient

réalisable techniquement et économiquement rentables.

Chapitre IV :

Amélioration du plan de

protection du réseau MT

CHAPITRE IV Amélioration du plan de protection du réseau de distribution MT de l’ONE

RIYAHI&BAALI 58

EEP/EMI

Introduction

La présente partie traite des solutions permettant d’améliorer et de renforcer le plan de

protection actuel adopté par l’ONE dans son réseau MT de distribution.les améliorations

proposées sont :

- La mise en place des protections contre les surcharges pour les transformateurs

HT/MT et pour les lignes électriques. Ainsi que l’implantation d’une logique de

délestage basée sur l’image thermique du transformateur HT/MT.

- Combiner la sélectivité chronométrique et ampéremétrique pour les protections

contre les défauts phases en utilisant la courbe CEI à temps inverse (courbe A).

- Prévoir une protection directionnelle homopolaire (67N) au lieu de la protection

ampéremétrique homopolaire classique (50-51N).

- Prévoir une protection contre la rupture du conducteur.

- Etablir le réglage de la protection différentielle du transformateur HT/MT (87T).

En outre, afin de remédier aux imperfections affectant le plan de protection lors de la

marche parallèle des transformateurs HT/MT, on propose les améliorations suivantes :

- Automatisation du sectionneur du neutre.

- Prévoir une protection directionnelle de courant résiduel (67N) sur les arrivées MT.

- Prévoir une protection directionnelle de courant de phase (67) sur les arrivées des

deux transformateurs.

Et finalement, on propose le régime du neutre compensé pour améliorer la qualité de

service.

Chapitre IV :

Amélioration du plan de

protection du réseau MT


RIYAHI&BAALI 59

EEP/EMI

1. Amélioration du plan de protection

Les améliorations proposées dans ce paragraphe concernent en grande partie

l’exploitation des fonctionnalités offertes par les relais numériques AREVA 142 équipant

la plupart des postes HT/MT relevant de l’AD Casa (83% des postes voir chapitre II

Tableau 2-4).

1.1. Protection contre les surcharges

Les relais AREVA P142 intègrent une fonction dite « image thermique » basée sur le

courant [voir annexe IV-1]. Cette fonction peut être exploitée pour contrôler la surcharge du

transformateur et celle de chaque départ.

D’après la norme NF C 15 100, La caractéristique de fonctionnement d'un dispositif

protégeant une canalisation contre les surcharges doit satisfaire aux deux conditions

suivantes :

: Le courant d’emploie de conducteur.

: Le courant admissible sur conducteur ;

: Le courant de réglage

1.1.1. Départs MT

On choisit un seuil de déclenchement égal à du conducteur de la dérivation

principale [voir Annexe I-4 ], de même la constante sera définit en fonction de la nature de

ce conducteur. Le déclenchement sera définitif (pas de réenclenchement), le seuil d’alarme

est réglé à

La valeur du courant admissible sur un conducteur peut se calculer par la formule

suivante : [Formule utilisée par l’ONE]

: Constante ; égal à 12 pour aluminium et 15 pour le cuivre

: Section du conducteur.

Section(mm2)

courant admissible(A)

Al Cu

75 198,59 248,24

120 269,56 336,94

150 311,63 389,54

Tableau 4-1: Les courants admissibles sur les conducteurs.


RIYAHI&BAALI 60

EEP/EMI

Puisque la plupart des dérivations principales sont constituées de conducteur de section

égale à 150 mm ², on peut prendre .

1.1.2. Transformateur

On utilise l’image thermique du relais de la Tranche transformateur pour donner l’ordre

de déclenchement par surcharge, cet élément peut être réglé comme suit :

- Le seuil de déclenchement est réglé à ;

- le seuil d’alarme est réglé à .

avec , , ; le courant nominal du transformateur.

Cet ordre de déclenchement peut être exploité pour réaliser une logique de délestage par

surcharge (application conforme aux recommandations de IEEE C5791-1995) ; qui permet de

surveiller le courant délivré par le transformateur et de fixer, par ordre de priorités, de

multiples valeurs de surcharge commandant le déclenchement des départs MT.

1.1.2.1.La logique de délestage

Cette logique est appliquée à un seul poste HT/MT celui de NOUACEUR [voir Annexe

IV-2]

Les améliorations apportées à la solution existante sont:

- L’exploitation de l’image thermique; ce qui donne plus de précision et de fiabilité au

temps de déclenchement, au lieu d’utiliser un temps de déclenchement fixe.

- L’utilisation de l’image du courant délivré par les TC bushing pour contrôler le

déclenchement de la logique ;

- L’exploitation du réseau K-Bus, pour véhiculer les signaux de délestage interne, au lieu

d’utiliser une logique câblée.

- L’ajout d’une fonction appelée « relestage », (L’ancienne logique réalise seulement le

délestage des départs MT), afin d’améliorer la continuité de service. Cette fonction

permet avant de passer au délestage des départs de mettre le transformateur de secours en

marche s’il est en veille, ou bien de déclencher le disjoncteur de couplage, si chaque

transformateur alimente une partie du réseau séparément de l’autre (cas du poste

NOUACEUR).

Cette logique est programmée en utilisant l'Editeur PSL du logiciel de support

technique des équipements de AREVA [Voir annexe IV-3].


RIYAHI&BAALI 61

EEP/EMI

Figure 4-1 : Schéma unifilaire simplifié d’un poste HT/MT.

Entrée de commande :

On utilise les seuils de déclenchement thermique du transfo 1 et 2 pour démarrer la

logique de délestage interne. Donc pour accéder à ces seuils on associe au niveau de chaque

relais de la Tranche transformateur un conditionneur de contact.

Tranche commune :

Dans la tranche commune, on règle 5 seuils :

Le premier seuil appelé « relestageI » est utilisé pour enclencher le disjoncteur de

liaison (HT) et de l’arrivée MT, ou le disjoncteur de couplage (s’il existe).

Les autres seuils « delestage X ECH » seront temporisés pour commander le délestage

des départs selon leur priorité, la temporisation entre un seuil est un autre sera de 2s.

Si les disjoncteurs sont déjà en marche parallèle, on doit passer directement au délestage

des départs MT.


RIYAHI&BAALI 62

EEP/EMI

1.1.2.2.Logique de relestage

- Table de vérité :

DISJ de couplage (D) DISJ AR1 (Q1) DISJ AR2 (Q2) Relestage

0 0 0 X

0 0 1 1

0 1 0 1

0 1 1 1

1 0 0 X

1 0 1 1

1 1 0 1

1 1 1 0

- Table de Karnaugh :

Q1

D Q2

0

0

&

1

00

X

X

A

1

01

1

1

1

1

11

1

1

0

0

10

1

X

1

1

Donc si l’un des disjoncteurs Q1 ,Q2 ou D est ouvert, on envoie un ordre

d’enclenchement à ces disjoncteurs, dans le cas contraire on passe au délestage des départs

MT.


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EEP/EMI

Figure 4-2: Logique de délestage/relestage interne.

Dans le cas où le jeu de barres est équipé ,au lieu d’un disjoncteur de couplage ,d’un

sectionneur inter-barres (fermé en exploitation normale), on force l’entée donnant l’état de

disjoncteur de couplage à 1.

TRANCHE TR et Arrivée :

Pour mettre en marche le transformateur (qu’était en stand-by), il faut donner un ordre

d’enclenchement aux disjoncteurs (T) et (Q). [Figure 4-1]

L’enclenchement de disjoncteur (Q) doit être retardé par 0.5s, pour laisser le temps au

disjoncteur (T) de se fermer.


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EEP/EMI

Si le jeu de barres est équipé par un disjoncteur de couplage tel que le poste de

NOUACEUR ou de ZENATA, on relie le conditionneur commandant l’enclenchement de

disjoncteur de couplage au « relestageI ».

Départ MT :

Dans chaque relais on associe au conditionneur donnant l’ordre de déclenchement de

disjoncteur de départ MT un seuil de délestage « delestageI ECH X » selon sa priorité.

Liaison entre les relais P142 réalisant la logique de délestage interne :

Dans le poste de NOUACEUR les différentes tranches (Tranche Départ ,

Tranche Commune et Tranche Transformateur) sont équipées de relais P142 assurant

leurs propres protections. L’implantation d’une logique de délestage/relestage intégrant

les améliorations proposées auparavant ,nécessite une coordination entre les différents

relais P142.


RIYAHI&BAALI 65

EEP/EMI

Figure 4-3: Liaison entre les relais P142 réalisant la logique de délestage interne.

1.2. Protection contre les défauts entre phases :

1.2.1. Principe :

On peut combiner la sélectivité chronométrique avec la sélectivité ampèremétrique,

pour éviter les risques posés par l’utilisation de la sélectivité chronométrique toute seule, en

utilisant deux seuils de déclenchement [Chapitre II§4.6.1].

Pour un réseau de distribution, il est difficile d’obtenir les seuils exacts de réglage

assurant la bonne coordination entre les protections utilisées contre les défauts polyphasés,

donc on se trouve dans l’obligation de faire certaines simplifications :

- Pour calculer le 1èr

seuil, on ne considère que les grandes dérivations, pour simplifier le

calcul.

- Le calcul du 2ème

seuil n’est pas évident, vu la complexité du réseau MT, donc comme

solution, on peut utiliser des courbes de fonctionnement à temps inverse (préconisées par

le cahier technique de Schneider N° 174), appelée la courbe A.

1.2.2. Méthodologie de réglage :

La méthode de réglage des protections contres les défauts entre phases peut être décrite

comme suit :

Etape 1 :

On commence par la représentation d’un schéma unifilaire simplifié du réseau, où on

définit l’ossature du réseau :

- Les grandes dérivations.


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EEP/EMI

- Les organes de protections.

- Les points de sectionnement (PS).

Figure 4-4 : Ossature d’un réseau MT.

Etape 2 :

Calcul de de chaque départ MT :

Pour chaque départ on calcul le courant de court circuit biphasé minimal pour chaque

chemin, tout en supposant que les PS sont tous fermés, puis on choisit parmi ces courants le

courant le plus faible (point pour lequel l’impédance de court circuit est la plus

grande).

Calcul de temps de déclenchement de la protection de départ MT ( :

Le temps de déclenchement doit être supérieure à pour coordonner avec

la protection client :

: Le temps de déclenchement de la protection de départ.

0.4s : L’échelon de temporisation entre la protection client et celle de départ.

: Le temps de déclenchement de la protection client ; en général il est de 0.4s.

Remarque : S’il y a des DRR en aval du départ MT, on doit ajouter un échelon de 0.5s

sur la temporisation de la protection de départ ( ).


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EEP/EMI

ne doit pas être supérieur à

, [Chapitre II§2.3]

D’après l’annexe II-1, On remarque que le choix de est admissible, par

rapport au temps portant les conducteurs des dérivations principales à leur tenue maximale

lors d’un court circuit ( ), même pour les sections faibles ; puisque ces conducteurs sont loin

des transformateurs, donc le courant de court circuit maximal qui peut les traverser est

inférieur au courant maximal à partir duquel on a calculé .

Etape 3 : Diagramme de sélectivité

Le réglage de la courbe A nécessite deux paramètres le et [voir annexe II-4].

- Départ MT :

On prend donc :

On doit vérifier que est supérieur au courant de déclenchement de la protection

contres les surcharges, ce qu’est vérifié dans ce cas. [Voir chapitre IV/2.1]

Puis on calcule le rapport ;

Avec :

;

La puissance de court circuit minimale sur le jeu de barres HT

Ensuite en déduit le à partir de la relation suivante :

Bien entendu l’intensité de doit être choisie supérieur à l’intensité du courant de

pointe appelée par le départ MT, compte tenu des régimes de secours.

- Tranche Arrivée MT :

On prend la temporisation de l’arrivée égale à , et

donc :

De même, on doit vérifier que le courant est supérieur au courant de déclenchement

de la protection de surcharge du transformateur. [Voir chapitre IV §2.2.]

Puis on calcule le rapport ;

: L’intensité de courant le plus élevé.


RIYAHI&BAALI 68

EEP/EMI


Mais si le , on prend , et on recalcule ;

.

- Tranche Transformateur:

On prend la temporisation de la protection de la tranche Transformateur égale à

, donc :

On a :


Mais si le , on prend

Et on recalcule

Pour assurer la sélectivité entre ces protections, on doit vérifier que le de

chaque départ est inférieur à , si on trouve le contraire on prend :

, et on recalcule le courant de mise en travail de la

protection de départ à partir de l’expression suivante :


Lorsque le courant de réglage de la protection homopolaire dépasse les seuils de réglage

admissibles [chapitre III§1.1], la protection homopolaire ampèremétrique classique devient

insuffisante. On peut remplacer cette protection par une protection directionnelle de courant

résiduel.

L’utilisation de la protection directionnelle de courant résiduel (67N) sur les départs

MT permet de réduire les seuils de détection des défauts homopolaires, puisqu’elle ne tient

pas compte du capacitif du réseau. Par cette solution, on peut éliminer les déclenchements

inutiles sur les défauts semi permanent, avec un investissement nul, puisque il suffit pour

installer la 67N sur les départs MT, d’activer l’élément directionnel du courant résiduel sur les

relais AREVA P142 déjà existant dans les départs MT.


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EEP/EMI

1.3.1. Caractéristique de défaut homopolaire

Pour déterminer le réglage de la 67N sur les départs, il est nécessaire de déterminer la

caractéristique de défaut ; la position du courant résiduel dans le départ MT en défaut ( ), et

ceux dans les départs MT sains ( ) en fonction de la tension résiduelle ( .

Pour un défaut phase terre, le courant capacitif dans le départ sain s’écrit sous la forme

suivante :

Figure 4-5 : Répartition des courants homopolaires lors d’un défaut phase terre.

D’après l’annexe I-2 :

On pose: ;

Avec : tel que : et

En cas où le capacitif dans la ligne est négligeable on aura :

Donc : d’où

Pour un réseau ayant le neutre résistant, la valeur max que peut atteindre le courant

capacitif total des départs sains est :


RIYAHI&BAALI 70

EEP/EMI

Donc :

En cas où le neutre est isolé on aura :

On a :

Figure 4-6 : Caractéristique de défaut homopolaire.

1.3.2. Mode de polarisation du relais AREVA P142

Le relais directionnel est polarisé par la tension résiduelle du jeu de barre MT, il est

alimenté par un TC tore entourant les trois phases.

Figure 4-7 : Nouveau schema de protection après insertion de la 67N.

Zone de défaut


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EEP/EMI

La tension résiduelle est normalement déphasée de 180° par rapport à l’intensité du

courant résiduel. C’est pourquoi les équipements à maximum de courant terre directionnelle

sont polarisés à partir de la grandeur " ". Ce décalage de phase de 180° est

automatiquement intégré dans l’équipement P142.

Figure 4-8 : Caractéristique de réglage de la protection directionnelle de courant résiduel

RCA est l'angle caractéristique du relais ou l’angle directionnel, c’est l'angle dont il faut

déplacer l’axe caractéristique par rapport à la tension de polarisation du relais pour obtenir la

sensibilité maximale du relais .

1.3.3. Réglages assignés :

Seuil de courant :

On doit choisir le seuil le plus faible possible, puisque le courant capacitif n’est pas pris

en compte par le relais directionnel, mais on doit tenir compte dans ce choix de la sensibilité

et la précision des TC et du relais.

Pour question de fiabilité ; on préfère utiliser cette protection pour détecter les défauts

franc et d’utiliser une autre protection spéciale pour détecter les défauts très résistant.

(EPATR)

On peut choisir un seuil de 6A, ce seuil permet de détecter les défauts résistant de

l’ordre de .

Axe caractéristique

Zone de déclenchement aval

Zone de déclenchement amont


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EEP/EMI

Seuil de tension :

Des tensions résiduelles de faibles valeurs peuvent exister dans des conditions normales

de réseau en raison des déséquilibres de ce réseau, des imprécisions du TT, des tolérances de

l’équipement, etc. pour ces raisons le relais dispose d’un seuil réglable par l’utilisateur,

qui doit être dépassé pour que la fonction à maximum de courant terre directionnelle soit

opérationnelle.

Le réglage du seuil de tension résiduelle doit être cohérent avec le seuil du courant et la

valeur de l’impédance homopolaire du réseau.

On peut choisir : [annexe I-2]

La zone de déclenchement :

Le réglage de l’axe de sensibilité maximale est défini en fonction de l’argument de

l’impédance homopolaire du réseau.

L’angle caractéristique RCA doit être choisit de façon à ce que la zone de défaut soit

contenue dans la zone de déclenchement du relais avec une marge de sécurité. D’après la

caractéristique d’un défaut homopolaire, l’angle caractéristique optimal permettant d’obtenir

la sensibilité maximale du relais est 45°.

Temps de déclenchement :

Courbe de déclenchement à temps constant égal à 0.8s.

La protection directionnelle doit intervenir avant la protection de terre résistante, ce

qu’est bien vérifié, puisque la courbe de déclenchement de la protection 67N se trouve au

dessous de celle de la terre résistante. [Annexe IV-4]

Les autres protections homopolaires du poste HT/MT peuvent être réglées non

directionnelles :

Tableau 4-2 : Le nouveau réglage proposé des protections homopolaire de liaison et de

l’arrivée.

Protection Courant de réglage Temps Action

Arrivée 1.5s Pas de réenclenchement

Liaison 2s Pas de réenclenchement


RIYAHI&BAALI 73

EEP/EMI

1.4. Rupture du conducteur :

Dans cette partie on va déterminer les paramètres de réglage d’une protection contre la

rupture des conducteurs (le seuil de déclenchement, et la temporisation.); afin d’améliorer la

sensibilité du plan de protection.

1.4.1. Seuil de déclenchement :

Les défauts séries (rupture de conducteur) ne créent pas une augmentation de courant

sur le réseau, ils ne peuvent donc pas être détectés par des protections ampèremétriques. Par

contre ils produisent un courant de défaut inverse important qui peut être détecté, et utiliser

pour déclencher une protection à maximum d’intensité. Mais lorsque la ligne est peut chargée

la protection à courant inverse ne peut pas fonctionner correctement, puisque le courant

inverse lors d’un défaut sera très proche et même inférieur au déséquilibre en régime

permanent à pleine charge.

Les relais AREVA P142 permettent de mesurer le rapport qui offre une meilleur

sensibilité et précision que la mesure du courant inverse, puisque ce rapport a l’avantage

d’être constant quelque soit le courant de charge : [annexe1-5]

- Conducteurs à la terre côté charge :

En module :

- Conducteurs sans contact avec la terre côté poste source :

Lors d’un défaut série :

Proche du transformateur : on pose que et que : [12]

Rupture dans le réseau :

On prend : , donc :

Donc pour détecter les deux défauts on peut choisir


RIYAHI&BAALI 74

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1.4.2. Réglage de la temporisation :

Déséquilibre dû au courant de court circuit :

Défaut phase-terre :

Défaut biphasé terre : ; si le défaut est franc

Défaut triphasé terre :

On remarque que lors d’un défaut phase terre ou biphasé le rapport de est supérieur

à 0.5, donc la protection contre les défauts séries (rupture de conducteur) détecte les défauts

d’isolement.

Une rupture d’un conducteur est un défaut permanent qui nécessite un déclenchement

définitif, donc afin d’éviter un déclenchement intempestive de la protection de rupture de

conducteur sur un défaut d’isolement, qui a une forte chance d‘être un défaut fugitif, surtout

dans les réseaux aériens, la temporisation associée à cette protection doit être supérieur au

temps de déclenchement des protections contre les défauts d’isolement ; .

Mais dans le cas d’une rupture de conducteur sans contact avec la terre, la protection de

terre résistante de départ en défaut détecte un courant homopolaire égal au courant capacitif

de départ :

Figure 4-10 : Modélisation de la circulation du courant capacitif lors d’une rupture de

conducteur.

Donc la temporisation doit en même temps être inférieur au temps de déclenchement

de la protection de terre résistante correspond à l’intensité de courant capacitif du départ le


RIYAHI&BAALI 75

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plus élevé. D’après l’annexe IV-5 le courant capacitif du départ le plus élevé est égal à 80A,

pour cette intensité la protection de terre résistante individuelle déclenchera à 3.87s.

Donc on peut prendre , afin d’être plus rapide que la protection de terre

résistante lorsqu’il s’agit d’un défaut série, et en même temps pour laisser le temps aux

protections contres les courant de court circuit d’agir sur un défaut d’isolement.

1.4.3. Réglage de la protection sur le relais AREVA P142 :

Les relais AREVA P142 contient un élément de protection mesurant le rapport entre le

courant inverse et le courant direct ( ) qui permet la détection des défauts séries.

Cette protection sera installée au niveau de chaque départ, elle sera réglée comme suit :

- .

- La temporisation associée au rapport est réglée à 3.5s.

1.5. La protection différentielle du transformateur (87T)

La protection des transformateurs HT/MT est assurée dans la totalité des postes HT/MT

relevant de l’AD Casa par les éléments classiques présentés précédemment. Actuellement le

seul poste HT/MT doté d’une protection différentielle (87T) est le poste NOUACEUR

Cette fonction est assurée grâce au relais numérique AREVA KBCH 120.

Malheureusement, la 87T reste encore en veille à cause des difficultés au niveau de son

réglage. On présente dans ce paragraphe les différents réglages nécessaires pour un bon

fonctionnement de la fonction différentielle.

Le schéma de raccordement du relais est présenté sur l’Annexe IV-5 .

Il est à rappeler que la 87T établie un ordre de déclenchement aux deux disjoncteurs

embrassant le transformateur( T et Q).

1.5.1. Caractéristiques de fonctionnement

La fonction différentielle à pourcentage de la KBCH 120 présente une caractéristique à

pourcentage à deux pentes afin d’assurer une sensibilité aux défauts internes ainsi qu’une

stabilité en condition de défaut traversant important.


RIYAHI&BAALI 76

EEP/EMI

Figure 4-11 : caractéristique à pourcentage du relais KBCH

1.5.2. Les réglages nécessaires

Figure 4-12 : menue réglage du relais KBCH 120

Dans le menu réglage du relais KBCH 120 un ensemble de réglages sont

indispensables pour son bon fonctionnement, à savoir :

[S1 Liaisons Fn] : Activation de la fonction différentielle ;

[S1 Rapport TC HT] : Rapport des TC coté HT ;

[S1 Rapport TC BT1] : Rapport des TC coté MT ;

[S1 Rattr rap HT] : Rattrapage du rapport coté HT ;

[S1 Rattr coupl HT] : Rattrapage du couplage coté HT ;

[S1 Rattr rap BT1] : Rattrapage du rapport coté MT ;


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EEP/EMI

[S1 Rattr coupl MT] : Rattrapage du rapport coté MT ;

[S1 Id>] : seuil bas ;

[S1 Id>>] : seuil haut .

1.5.2.1.Rattrapage de rapport

Pour assurer le bon fonctionnement de l’élément différentiel, il est important qu’en

conditions de charge et de défaut traversant, les courants dans l’élément différentiel du relais

s’équilibrent. Dans de nombreux cas, les valeurs nominales primaires des TC coté HT et MT

ne correspondront pas exactement aux courants nominaux de l’enroulement du

transformateur.

Dans les systèmes traditionnels, ce rattrapage peut être réalisé par l’emploi de TC

intercalaires externes. Pour les protections numériques KBCH 120, on intègre sous forme de

logiciel, des TC intercalaires pour s’assurer que les signaux arrivant dans l’algorithme

différentiel sont corrects.

1.5.2.2.Rattrapage du couplage et filtrage du courant homopolaire

Pour compenser un éventuel décalage de phase entre deux enroulements d’un

transformateur, il faut réaliser un rattrapage de couplage. Habituellement, ce rattrapage est

assuré par des TCs intercalaires physiques externes, convenablement connectés, avec le même

couplage que ceux du transformateur de puissance.

Dans les postes de distribution HT/MT de l’ONE, le couplage des transformateurs de

puissance est de type Yyn0. Alors le déphasage dans le transformateur est de 0o, donc le

rattrapage de couplage n’est plus nécessaire.

Par contre, vue le régime du neutre adopté (neutre à la terre de l’enroulement MT, et

neutre du primaire isolé) , un défaut de terre externe de la zone protégée, engendre la

circulation d’un courant homopolaire dans les TCs de l’enroulement MT, ce qui peut entrainer

le fonctionnement intempestif du relais. Il est indispensable de d’assurer un filtrage du

courant homopolaire au niveau de l’enroulement MT.

En effet, la KBCH 120 assure le filtrage du courant homopolaire en logiciel à l’aide d’un

piège à courant homopolaire appelé Ydy0.


RIYAHI&BAALI 78

EEP/EMI

Figure 4-12 : rattrapage de couplage pour un transformateur HT/MT Yyn0 [

Document constructeur AREVA KBCH 120-130-140]

1.5.2.3.Les réglages préconisés pour le cas de NOUACEUR :

Les données sur les Transformateurs du poste NOUACEUR nécessaires pour le réglage sont :

S = 40 MVA , U1n= 63KV , U2n = 24KV , couplage : Yyn0

Rapport TC coté HT : 400/5A

Rapport TC coté MT : 1200/5A

I1n = = 366,6 A

I2n = = 962,3A

Rattrapage rapport coté HT : = 1,091

Rattrapage rapport MT : = 1,247

Rattrapage de couplage coté HT : Yy0

Rattrapage de couplage coté MT : Ydy0

1.5.2.4.Réglage du seuil bas (Id>):

Le réglage choisi dépend de la valeur du courant différentiel qui peut exister dans les

conditions normales de fonctionnement du au :

courant de magnétisation des transformateurs (TCs et transformateur de puissance).

Changement de prise du transformateur de puissance.


RIYAHI&BAALI 79

EEP/EMI

On choisi le réglage préconisé par le constructeur : Id> = 0,2 p.u

1.5.2.5.Réglage du seuil haut (Id>>):

Le seuil haut instantané (Id>>) permet une élimination plus rapide pour les défauts

internes séveres.

fonction Plage de réglage Réglage recommandé

Id > 0,1 à 0,5 p.u 0,2 p.u

Id > > 5 à 20 p.u 10 p.u

2. Amélioration du plan de protection lors de la marche parallèle

2.1. Défauts homopolaire

2.1.1. Automatisation de sectionneur du neutre

Comme indiqué dans le chapitre 3, si le transformateur ayant le neutre à la terre

déclenche .Il est nécessaire de fermer le sectionneur du neutre de l’autre transformateur afin

de détecter les défauts homopolaires.

L’automatisation du sectionneur du neutre permet de résoudre ce problème en fermant

le sectionneur du neutre du transformateur qu’était isolé d’une manière systématique.

2.1.1.1.Logique de commande

La commande des sectionneurs est réalisée à base de l’état des disjoncteurs de l’arrivée

et , puisque tout déclenchement du transformateur Tr1 (respectivement Tr2) est réalisé

à l’aide de (respectivement )

Si on donne la priorité au sectionneur S1 du neutre du Tr1, en disant que si les deux

transformateurs fonctionnent en parallèle alors S1 est fermé, S2 est ouvert.

Table de vérité : Table de Karnaugh :

Donc si on adopte cette solution, un seul sectionneur sera automatisé ( ) ce qui

représente un gain économique. Mais cela signifie que Tr1 sera le plus sollicité par les défauts

homopolaires, ce qui peut diminuer considérablement sa durée de vie .Cela est prouvé par une

0 0 X X

0 1 X 1

1 0 1 X

1 1 1 0

0

1

1

0 X 1

1 X 1

0 1

0 X X 1 1 0


RIYAHI&BAALI 80

EEP/EMI

analyse de l’huile des transformateurs d’un poste HT/MT de l’ONE qui a montré que la durée

de vie du transformateur ayant le neutre à la terre est plus faible que celui ayant le neutre

isolé. Donc on doit prévoir un commutateur qui permet de choisir le sectionneur qui doit

rester fermé si les deux transformateurs marchent en parallèle, afin de repartir les

sollicitations dues aux défauts homopolaires sur les deux transformateurs.

Table de vérité : Table de Karnaugh :

0 0 0 X X

0 0 1 X 1

0 1 0 1 X

0 1 1 0 1

1 0 0 X X

1 0 1 X 1

1 1 0 1 X

1 1 1 1 0

2.1.1.2.Schéma de puissance et de commande

Le Schéma de puissance et de commande des moteurs commandant les sectionneurs des

neutres est présenté sur l’Annexe IV-6.

Un catalogue constructeur présentant les caractéristiques d’un sectionneur motorisé

Est sur l’Annexe IV-7

2.1.1.3.Rentabilité de la solution :

Actuellement ,les sectionneurs des neutres sont manipulés manuellement par les agents

de l’ONE .Donc il y a un temps mort ou le réseau se trouve à neutre isolé ,la détection des

défauts monophasé n’est plus assuré. Donc le réseau fonctionne en présence du défaut. Cette

situation s’aggrave encore dans le cas des postes non gardiennés ou un agent doit se déplacer

pour revenir à la situation normale.

Les dangers probables lorsque le neutre est isolé sont liés à la sécurité des personnes et du

matériel.

- La non détection des défauts monophasé peut mettre en péril des vies humaines.

- Le transformateur se trouve assujetti à des contraintes électrodynamiques qui risque de

mettre en danger ce composant vital du poste HT/MT.

0 1

00 X X

01 X X

11 0 1

10 1 1

0 1

00 X X

01 1 1

11 1 0

10 X X


RIYAHI&BAALI 81

EEP/EMI

- La surtension qui apparait sur le réseau se trouve assujetti à des surtensions qui risquent

de mettre en danger les composantes du réseau MT.

L’automatisation du sectionneur du neutre nécessite un investissement lié au :

- Prix des deux sectionneurs motorisés ;

- Prix d’installation de maintenance;

2.1.2. Protection directionnelle de courant résiduel sur les arrivées MT :

Pour compléter cette solution on doit mettre une protection directionnelle de courant

résiduel sur les arrivées MT, pour couper le courant de défaut provoqué par un défaut sur la

liaison entre le transformateur est le jeu de barres MT. [Figure 3-3]

On a et

Or: et

Donc : ) et

Soit ; déphasage entre le courant résiduel de la tranche en défaut

et la tension résiduelle, et donc :

Cas extrême :

Si on néglige l’effet capacitif du réseau :

Si :

Donc l’angle optimal entre la tension de polarisation et l’axe caractéristique est

Figure 4-13 : Caractéristique d’un défaut homopolaire affectant la liaison entre le transfo et le

jeu de barres MT.


RIYAHI&BAALI 82

EEP/EMI

Consigne de réglage :

- RCA=45° ;

- Seuil de courant : 1.2*6A ;

- Seuil de tension : (voir annexe impédance homopolaire de défaut)

- Zone de déclenchement amont.

2.2. Défauts entre phases :

Un défaut sur l’arrivée d’un transformateur provoque la circulation de deux courants de

défauts et , qui peuvent déclencher intempestivement la tranche saine, par

conséquence les départs vont se trouver sans alimentation.

Figure 4-14: Modélisation de la circulation du courant lors d’un défaut polyphasés sur la

liaison.

Donc pour éviter cela, seulement les disjoncteurs et qui doivent déclencher. Pour

réaliser cela, on ajoute aux arrivées MT une protection directionnelle phase (67) réglée pour

'regarder vers' l’amont du jeu de barres MT.

2.2.1. Caractéristique de défaut

La figure ci-dessous représente, la zone des courants (phase 2) de courant de courts

circuits triphasés et biphasés par rapport d’après l’annexe IV-8


RIYAHI&BAALI 83

EEP/EMI

Figure 4-15 : Caractéristique du courant la phase 2 de la tranche transfo sain lors d’un

défaut polyphasés sur la tranche transfo.

2.2.2. Mode de polarisation de la 67 sur la tranche arrivée

Le relais directionnel est polarisé par les tensions composées du jeu de barre MT , il

est alimenté par les trois TC de calibre 1200/5 placé sur l’arrivée MT.

Figure 4-16 : Polarisation de la 67.

Phase de protection Courant de fonctionnement Tension de polarisation

Phase 1

Phase 2

Phase 3

Tableau 4-3: Tension de polarisation d’une protection de courant de phase directionnel.

La protection 67 est activée si les deux conditions suivantes sont réalisées :

- Le courant de phase est supérieur au seuil de réglage ;


RIYAHI&BAALI 84

EEP/EMI

- La phase du courant par rapport à la tension de polarisation est dans la zone de

déclenchement.

Figure 4-17 : Caractéristique de réglage de la 67. (Relais P124)


- Le seuil de déclenchement : puisque le relais ne voit pas le courant de charge, on peut

régler à 87% de .

- L’angle caractéristique : ; on peut prendre

- Zone de déclenchement : le relais est réglé sur la zone de déclenchement amont.

- Temporisation : Le temps de déclenchement de cette protection doit être inferieur à

celui de la protection ampèremétrique de l’arrivée MT (utilisée contre les défauts avals)

correspond au courant :

, Afin d’éviter un déclenchement intempestive de cette dernière sur un

défaut amont. Donc : ;

Axe caractéristique

Zone de déclenchement aval

Zone de déclenchement amont


RIYAHI&BAALI 85

EEP/EMI

Figure 4-18: Caractéristique de réglage la 67 installée dans la tranche arrivée contre les

défauts polyphasés affectant l’amont du jeu de barres MT.

3. Amélioration de la qualité de service

3.1. Introduction

Les clients sont devenus de plus en plus exigeants concernant la qualité de l’énergie

électrique. Dans cette optique, l’ONE doit mener des actions permettant la réduction des coûts

liés à la perte de continuité de service et à la non qualité.

Pour résoudre les problèmes causés par le taux élevé des défauts fugitifs

[chapitre III§3.2], deux solutions actuellement préconisé par les distributeurs d’énergie

mondiaux (par exemple l’EDF) :

- Solution1 : Le disjoncteur shunt ;

- Solution 2 : Le neutre compensé.

Par la suite ,on étudiera les deux variétés pour en tirer la mieux adaptée au réseau de

distribution MT de l’ONE. Une étude de rentabilité s’avère nécessaire pour appuyer l’étude

technique de la solution retenue.

3.2. Solution1

3.2.1. Description du disjoncteur shunt

Le disjoncteur Shunt est un disjoncteur qu’on dispose sur le jeu de barres, il est

commun à tous les départs du poste source. Il est constitué de trois éléments unipolaires

indépendants. Quand un défaut homopolaire apparaît, le pôle correspondant du disjoncteur

shunt court-circuite la phase en défaut et la terre pendant un temps très bref (0,15 seconde).


RIYAHI&BAALI 86

EEP/EMI

L’ensemble est piloté par un automatisme coordonné avec les réenclencheurs des départs MT.

Ses caractéristiques électriques sont celles des disjoncteurs de ligne MT.


Normalement ouvert, le disjoncteur shunt fonctionne à pôles séparés de la manière

suivante :

A l’apparition d’un défaut phase-terre, le sélecteur de phase identifie la phase en

défaut ; si ce défaut donne lieu à la circulation d’un courant supérieur à une limite réglable

(courant de démarrage In) , le sélecteur donne l’ordre au disjoncteur-shunt de fermer le pole

correspondant à la phase en défaut. Celle-ci est alors à potentielle nul par rapport à la terre

pendant 0.15 s environ, temps suffisant pour éteindre les défauts monophasés fugitifs.

Figure 4-19: Pole d’un Disjoncteur shunt Siemens. [9]


RIYAHI&BAALI 87

EEP/EMI

3.2.3. Les critères de fonctionnement du disjoncteur shunt

Pour détecter un défaut monophasé sur un réseau dont le neutre est mis à la terre par

une impédance, on peut surveiller le courant ou la tension homopolaire.

En pratique, la détection des défauts est réalisée par une mesure du courant dans le

circuit de mise à la terre du neutre MT. La phase en défaut est déterminée par un système de

balance voltmétrique alimentée par les tensions du transformateur correspondant.

En effet, le réseau de distribution peut être sollicité à plusieurs types de défaut. Des

règles générales doivent être respectées par le disjoncteur shunt pour assurer un bon

fonctionnement :

-Un défaut monophasé provoque le fonctionnement d’une seule balance. Le pôle

correspondant peut shunter le défaut.

-Un défaut biphasé à la terre provoque le fonctionnement de deux balances. Le

disjoncteur shunt est verrouillé.

-Un défaut triphasé à la terre ne provoque aucun fonctionnement de balance. Le

disjoncteur shunt est verrouillé.

-Lorsqu’un défaut polyphasé isolé de la terre affecte le réseau, le disjoncteur shunt est

verrouillé.

3.2.4. Problèmes techniques liés à la solution1

La solution du disjoncteur shunt présente des inconvénients sérieux au point de vue

technique.

Figure 4-20: disjoncteur shunt monté sur le jeu de barre du poste HT/MT. [4]


RIYAHI&BAALI 88

EEP/EMI

En effet, Lors du shuntage de la phase avariée, les phases saines sont portés à la tension

composée, augmentant ainsi le risque d’amorçage à la terre de l’une entre-elles. Ce qui

engendre des frais supplémentaires liés à la maintenance du réseau.

En plus, On peut rencontrer des cas où le disjoncteur shunt participe à la création d’un

court-circuit polyphasé .Ils sont dus essentiellement à un disfonctionnement au niveau du

matériel :

L’automatisme de commande détecte un défaut sur la mauvaise phase et donne l’ordre de

fermeture au pôle qui n’est pas concerné par le défaut.

Fermeture simultanées de deux ou trois pôles par la défaillance du dispositif de

commande.

Durant la fermeture du pôle apparaît un deuxième défaut sur une autre phase.

En plus des problèmes précédents, d’autres contraintes liées au fonctionnement normal

peuvent avoir lieu.

D’après son principe de fonctionnement, le disjoncteur shunt crée un court-circuit franc

au niveau du jeu de barre lors de l’apparition de tous défauts monophasés. le transformateur

et le jeu de barre se trouvent assujetti à des efforts électrodynamiques pouvant mettre en péril

ces deux composants central du poste HT/MT .

Pour toutes ces raisons ,on a jugé que la solution du disjoncteur shunt n’est pas rentable

comme solution face au défauts fugitifs .

3.3.Solution 2


Le neutre est relié à la terre via une inductance LD ,le courant inductif de la bobine ID

passe à travers cette dernière et peut compenser la contribution du courant capacitif du réseau

dans le courant de défaut à la terre.


RIYAHI&BAALI 89

EEP/EMI


D’ après la figure precedent, l’expression du courant du défaut:

IF = I1 + I2 + I3 + ID

= j[ωCE (-2E1 + E2 + E3) + ]

IF = 3j E1 [ωCE - ]

Cette relation montre que le courant de défaut est égale à zéro, quand la bobine

d’extinction d’arc est exactement égale à :

Ceci est justifié par la figure, qui représente un circuit schématique en composantes

symétriques et qui est utilisé dans l’analyse des procédés pour les structures asymétriques ou

pour le fonctionnement d’un réseau triphasé.

Jusqu‘à présent, il a été supposé que les équipements sont sans pertes. Mais le courant

de défaut contient un courant résiduel actif déterminé par les pertes ohmiques de la bobine et

les dérivations transversales des circuits du réseau.

Donc même lorsque la bobine de Peterson réalise l’accord avec le capacitif du réseau ,il y a

une composante active qui circule dans le défaut.

3.3.1.2.Système d’accord

Autrefois, pour accorder la bobine d’extinction, les exploitants mesuraient la tension

homopolaire à l’aide d’un voltmètre raccordé sur un enroulement auxiliaire de la bobine. Par

des manœuvres successives, ils recherchaient la prise qui leur donnait la tension la plus

grande.

Figure 4-21 : Schéma d’un défaut monophasé dans un réseau compensé. [12]


RIYAHI&BAALI 90

EEP/EMI

Les caractéristiques électriques du réseau dépendant de la topologie du réseau, toute

manœuvre d’exploitation était alors suivie d’un réglage de la bobine sur site par un agent

d’exploitation.

Aujourd’hui, les dispositifs modernes utilisent un artifice automatique qui permet

d’exciter l’impédance homopolaire du réseau en injectant un courant à partir d’un générateur

appartenant à l’équipement. Par réglage de l’inductance de l’Injecteur de Courant (IC), il

permet d’effectuer d’une manière autonome les corrections nécessaires au désaccord éventuel

de l’impédance homopolaire du réseau.

Périodiquement le dispositif manoeuvre l’IC et observe la manière dont varie la

tension homopolaire. Il comporte donc un étage de mesure accordé à la fréquence industrielle.

L’excursion de réglage prend fin lorsque les conditions d’un compromis sont réunies. Ces

fonctions sont assurées par une liaison série analogique reliant l’IC au dispositif d’accord

[11].

3.3.2. Changement au niveau du plan de protection :

3.3.2.1. Relais de protection :

Le passage au régime du neutre compensé sur les réseaux MT rend inefficaces les

protections homopolaire ampèremétriques actuelles.

D’où la nécessité d’utiliser une protection wattmétrique homopolaire (PWH), qui offre

plus de sensibilité.

3.3.2.2.Caractéristique de défaut

Caractéristique de défaut :

D’après la partie du Chapitre IV§1.3.1 on a :

Figure 4-22 : Puissance résiduelle lors d’un défaut homopolaire.


RIYAHI&BAALI 91

EEP/EMI

On a:

On remarque dans le cas d’un défaut homopolaire, la puissance homopolaire dans le

départ en défaut est négative ( ), par contre pour le départ sain elle est presque

nulle.

3.3.2.3.Consignes de réglages de la PWH: P142

PWH déclenchement sur seuil de puissance résiduelle, elle mesure la puissance

résiduelle à partir de courant résiduel et de la tension résiduelle.

Si on suppose que le relais est polarisé par la tension (– . Le réglage de la puissance

correspond au : –

Où :

: Angle entre la tension de polarisation (Vr) et le courant résiduel.

: Angle caractéristique du relais ( )

Seuil de courant :

Si le réseau est parfaitement compensé, le courant de défaut dépend seulement

de la résistance de défaut, puisque l’équipement est alimenté par un TC tore, on peut prendre

un seuil égal à 1A. Mais il convient de remarquer que dans la plupart des situations, le réseau

n’est pas parfaitement compensé et un faible niveau de courant de défaut peut alors circuler,

ainsi si on tient compte du courant de déséquilibre, un réglage typique peut donc être de

l’ordre de 5A.

Seuil de puissance:

D’après le chapitre 3.4 du B 61-22, On retient en moyenne un réglage de la

PWH à 0,4 W (BT), qui correspond à une sensibilité de l'ordre de 5 A à 10 A.

L’angle caractéristique :

L’équipement doit être appliqué de telle sorte que sa direction avale soit orientée vers le

départ de ligne à protéger, donc

La temporisation :

La courbe de déclenchement à temps constant.


RIYAHI&BAALI 92

EEP/EMI

Figure 4-23: Caractéristique de réglage la PWH sur les départs MT.

3.3.3. Etude de rentabilité du neutre compensé :

3.3.3.1. Les postes concernes :

On recommande le remplacement de la résistance de limitation par la bobine de

Peterson pour les postes dont on a jugé prioritaire. Les postes concernés sont :

- Tit Mellil

- Ouled Azzouz.

- Bouskoura

Ces postes sont marqués par l’ampleur des défauts fugitifs qui ont affecté leurs réseaux

aériens, et aussi par la présence des clients industriels sur le territoire desservie par eux.

3.3.3.2. Les investissements nécessaires :

La mise en place du neutre compensé sur les postes précédent nécessite les ressources

suivantes :

Une bobine de Peterson [Annexe IV-9] :

Le prix d’une bobine de Peterson marque 2H Energy = 120KDH

Chaque poste sera équipé de deux bobine de Peterson, donc un prix globale de :

120*6 = 720 KDH

La protection wattmétrique homopolaire peut est assurée par le relais AREVA P142.

Ce relais est déjà installé sur les postes Ouled Azzouz et Bouskoura . Quant au poste

Tit Mellil, étant équipé par une technologie statique, on doit prévoir une protection

wattmétrique pour chaque départ (7) et chaque tranche arrivée (2).


RIYAHI&BAALI 93

EEP/EMI

Le prix de chaque équipement est estimé à : 50 KDH (frais d’installation inclus)

Pour les TC alimentant les relais, on exploite les TC tore de la protection contre les défaut

résistant déjà installé .

Les frais total sont estimés alors de : 50 * ( 7 + 2) = 450 KDH

On estime la durée de vie du matériel s’étale sur 10 ans.

Investissement total (annuel) = ( 720 + 450 )/10 = 117 KDH

3.3.3.3. Le gain estimé

Le gain estimé suite à l’application du neutre compensé est la somme de plusieurs

facteurs, à savoir :

Elimination des défauts fugitifs : le neutre compensé permet de transformer les défauts

monophasés en défaut auto extincteur. Cela diminue le nombre de fonctionnement du

réenclencheur surtout pour les défauts fugitifs.

Parmi les industries les plus influencées par les microcoupures on trouve les chaînes

complètes de fabrication en continu dont le procédé ne tolère aucun arrêt temporaire d’un

élément de la chaîne (imprimerie, sidérurgie, papeterie, pétrochimie…), L’impact financier

(par ex. sur la productivité) est plus difficilement quantifiable.

Les clients MT sont gérés par l’Agence de Distribution de Casa, le nombre des clients

MT relevant de l’AD/CASA a atteint 1174 à fin février 2007.

Durant l’an 2007, l’AD Casa à reçu 10 réclamations dont 9 concernant les microcoupures.

Les dégats sont estimés de : 1800 KDH

Cette somme est remboursée par l’ONE ( via l’assurance).

Sécurité des personnes : la vie des personnes n’a pas de prix.

La résistance du neutre remplacée retournera au stock .Elle sera montée dans un poste

HT/MT où la qualité de fourniture ne représente pas un souci majeur (zone ou il n’y a

pas d’activité industrielle).

3.3.3.4. Le bénéfice total par poste :

Bénéfice total = Gain total - Investissement total

= 1800 - 117

= 1783 KDH

Le neutre compensé s’avère donc potentiellement rentable.


RIYAHI&BAALI 94

EEP/EMI

4. Logiciel RNPP :

Afin de faciliter la manipulation, la gestion, ainsi que le réglage des protections du plan

de protection des réseaux MT de l’ONE, dont on a apporté des améliorations, on a développé

une application appelé « RNPP », permettant le calcul des Réglages des protections du

Nouveau Plan de Protection.

4.1. Les outils de programmation

La réalisation de cette application a nécessité la combinaison de deux logiciels : le

Visuel Basic 6.0 et l’Access. On a utilisé le Visuel Basic pour programmer une interface

graphique qui permet une utilisation simple et fluide du programme, ainsi on a utilisé l’Access

comme base de données pour stocker et gérer les données et les résultats des réglages.

4.2. L’interface du logiciel

L’interface du logiciel présente une image simplifiée d’un nouveau poste 60/22KV

ONE, elle est composée :

- D’un schéma détaillé d’un poste HT/MT.

- D’un menu général permettant l’accès à chaque poste HT/MT du réseau MT.

- Indicateur de l’état des disjoncteurs du poste en exploitation actuelle.

- Blocs :

o TC & TT

o Protection.

o Transformateur.

o Régime du neutre.


RIYAHI&BAALI 95

EEP/EMI

Figure 4-24 : Interface graphique du logiciel R


RIYAHI&BAALI 96

EEP/EMI

4.3. Les fonctionnalités du logiciel

Le logiciel RNPP propose à l’utilisateur une interface graphique assurant plusieurs

fonctions lui permettent la gestion et le stockage des :

- Réglages des protections du réseau MT.

- Rapports des TC et TT

- Caractéristiques des câbles MT.

- La structure et les caractéristiques des postes HT/MT installés dans le réseau de

distribution MT.

Ainsi le logiciel permet le calcul du :

- Réglage de certaines protections.

- L’impédance homopolaire de défaut homopolaire, et le courant capacitif propre de

chaque départ MT.

- Le courant de court circuit minimal de chaque départ MT.

4.4. Exemple de calcul « Poste NOUACEUR »

On calcul les réglages des protections de la tranche du poste NOUACEUR, qui alimente

le réseau souterrain. [Annexe IV-10]

4.4.1. Préparation de base de données

Jeu de barres HT Transformateur Nombre

de départs

MT Tension

(KV) Pccmin (MVA) ucc (%) RT (Ω) Sn (MVA) (KVA)

60 333,33 12,08 0,01 40 24 4

4.4.2. Calcul préliminaire

Calcul du capacitif :

Départ longueur

(m) Type

SAPINO1 10862 PRC-AL-R150

SAPINO2 23902 PRC-AL-R150

TECHNOP-1

105 PRC-AL-R120

2552 PRC-AL-R150

5946 PRC-CU-R120

TECHNOP-2

1920 PRC-AL-R120

2604 PRC-AL-R150

3598 PRC-CU-R120


RIYAHI&BAALI 97

EEP/EMI

En utilisant le bloc « Capacitif du départ » on trouve les résultats suivants :

Départ (A) ca ( ) Zh (Ω)

SAPINO1 29,90 2,50 36,3 SAPINO2 65,81 5,5 37

TECHNOP-1 22,23 1,86 36,2

TECHNOP-2 13,87 1,16 36

Calcul de :

Pour calculer le courant de court circuit minimal de chaque départ MT, on utilise

l’ossature du réseau souterrain représentée dans l’annexe IV-11.

DEPART (A) TMS Courant de mise en travail

(A)

NOUACEUR-SAPINO 1 821,706 0,086 390,000

NOUACEUR-SAPINO 2 821,706 0,086 390,000

NOUACEUR TECHNOPOLE 1 2515,458 0,145 718,589

NOUACEUR TECHNOPOLE 2 3222,966 0,145 718,589

Arrivée MT 3867,559 0,170 1561,298

Tranche Transformateur 4641,071 0,283 1560,000

4.4.3. Réglage des protections

4.4.3.1.Protection départs MT

Ces réglages sont communs entre tous les départs.


RIYAHI&BAALI 98

EEP/EMI

Défauts entre phases :

DEPART Courbe seuil (A) TMS

NOUACEUR-SAPINO 1 CEI Inv Normale 0,086 390,000

NOUACEUR-SAPINO 2 CEI Inv Normale 0,086 390,000

NOUACEUR TECHNOPOLE 1 CEI Inv Normale 0,145 718,589

NOUACEUR TECHNOPOLE 2 CEI Inv Normale 0,145 718,589

4.4.3.2.Protection Arrivée MT :

4.4.3.3.Protection Tranche transformateur :

4.4.3.4.Protection Transformateur


RIYAHI&BAALI 99

EEP/EMI


RIYAHI&BAALI 100

EEP/EMI

Conclusion :

A travers cette partie on a proposé des solutions permettant d’améliorer et de renforcer

l’actuel plan de protection du réseau MT de distribution relevant de l’AD Casa, tout en

essayant de montrer leur rentabilité et justifier l’investissement dans ces solutions.

Les solutions qu’on a proposé pour l’amélioration du plan de protection, ne demande

pas un investissement, puisque les équipements de protection actuels installés dans la plupart

des postes HT/MT intègrent des fonctionnalités permettant la mise en place de ces solutions

telles que :

- L’image thermique.

- Directionnel de courant résiduel.

- Directionnel de courant de phase.

- Rupture du conducteur.

L’investissement dans l’automatisation du sectionneur du neutre est justifiable par

rapport au gain qu’elle va apporter, puisque un défaut homopolaire non détecté présente un

danger pour les personnes (en cas de déclenchement de transformateur ayant le neutre à la

terre). Ainsi les surtensions non écoulées vers la terre peuvent détruire les matériels MT, et

renforcer la probabilité d’un second défaut.

La protection différentielle représente un intérêt majeur pour la protection du

transformateur de puissance contre les défauts internes. En plus son prix ne représente que 1%

du prix du transformateur de puissance ( ≥ 40 MVA) .

Une étude technico-économique indique que l’adoption d’un neutre compensé apporte un gain

considérable en matière d’élimination des microcoupures et la sécurité des personnes.

Conclusion générale

102

Dans le cadre de ce projet de fin d’études, notre travail consiste en l’étude et la

détermination des limitations du plan de protection actuel du réseau de distribution MT de

l’ONE Casablanca. Pour aboutir à des solutions permettant d’améliorer sa fiabilité et son

efficacité face aux limitations détectées.

Une analyse de l’état actuel du plan de protection de distribution MT de l’ONE

Casablanca montre que la technologie numérique est la plus utilisée (83% de poste HT/MT) ,

par contre les fonctionnalités offertes par les protections numériques ne sont pas bien

exploitées et cause des limitations dans le plan de protection.

Des nouvelles fonctions de protection sont alors proposées pour renforcer le plan de

protection actuel. Ce tableau résume les solutions proposées.

La marche parallèle des transformateurs impose au plan de protection de faire face à des

situations délicates à savoir :

- Déclenchement du transformateur ayant le neutre à la terre, le réseau devient sans protection

homopolaire.

- Défaut homopolaire sur les arrivées MT ; peut engendrer le déclenchement de la tranche saine.

- Défauts entre phases sur la tranche transformateur cause un déclenchement intempestif

des arrivées MT.

Défaut Problématique Conséquences Solution

monophasé Seuil élevé Déclenchement définitif par

protection terre résistante

Protection directionnelle

homopolaire sur les départs MT

Entre phase Sélectivité

chronométrique

Temps de déclenchement élevé

(rapidité) Courbe à temps inverse (type A)

Surcharge

Temps de

déclenchement

constant

Déclenchement intempestif

-Image thermique.

-Logique de délestage pour

transformateur.

Rupture

conducteur

Non détecté par les

protections installées

-Déséquilibre dans les réseaux

clients.

-La sécurité des personnes.

Mise en place d’une protection

contre la rupture du conducteur.

Conclusion générale

102

Grâce à des solutions techniques, on a pu surmonter les problèmes que pose ce type de

fonctionnement au plan de protection à travers:

- L’automatisation de sectionneur du neutre.

- L’utilisation d’une protection directionnelle homopolaire (67N) sur les arrivées MT.

- L’utilisation d’une protection directionnelle de courant de phase (67) sur les arrivées

MT.

L’amélioration de la qualité de service a fait l’objet de notre réflexion. De ce fait, après

une étude statistique sur les défauts fugitifs affectant le réseau de distribution MT et ces

conséquences. On a jugé nécessaire de traiter ce problème par l’utilisation du neutre

compensé.

Une étude technico-économique montre la rentabilité et la faisabilité des solutions proposées.

Le gain apporté concerne :

- le renforcement du niveau de sécurité des personnes et des biens;

- la diminution de l’énergie non vendue.

Notre travail a aboutis à la réalisation d’une application informatique (logiciel RNPP)

permettant la gestion et le calcul des réglages des nouvelles protections introduites dans le

cadre de l’amélioration du plan de protection actuel.

Finalement, nous recommandons la mise en application des améliorations proposées

dans notre projet. Ils doivent être accompagnés d’un suivi pour évaluer leur impact sur le

plan de protection .

109

[1] Site officiel de l’ONE www.one.org.ma

[2] Réseaux de distribution Structure et planification Philippe CARRIVE techniques de

l’ingénieur D4210.

[3] Réseaux de distribution Introduction Alain DOULET techniques de l’ingénieur

D4200.

[4] Plan de protection des réseaux HTA B61.21 document réalisé par STE d'EDF GDF

SERVICES Edition 1994.

[5] Guide de la protection MERLIN GERIN

[6] Protection des réseaux par le système de sélectivité logique F.Sautriau Cahiers

techniques. .

[7] Protection des réseaux HTA industriels et tertiaires André SASTRE Cahier

technique 174.

[8] Guide des protections des réseaux industriels DESA/RSE 02 888 608/B

[9] Site officiel de Siemens www.siemens.com

[10] Réglage du dispositif de commande d’un disjoncteur shunt B61.22 EDF

[11] La pratique du régime de neutre Michel LAMBERT

[12] Le traitement du point neutre dans les réseaux MT Pr. Edmund HANDSCHIN et

Dieter KONIG Revue REE N°2 Février 1996.

[13] Réglage des protections « Protection des réseaux MT » Guide technique de la

distribution B.61-25 E.D.F.

[14] Protections de Départ Ligne & Câble Guide Technique MiCOM P142/P142/P143

[15] Cours académique « machines électriques » Dr. CHERKAOUI EMI/EEP/2007.

Bibliographie :

http://www.siemens.com/

ANNEXES

ANNEXE I-1

1. L'ONE, premier distributeur du pays :

Actuellement, l'organisation du secteur de l'énergie électrique s'articule autour de

l'ONE qui en est le principal opérateur.

En effet, l'Office se positionne en tant qu'unique acheteur d'énergie électrique auprès

des divers producteurs et il assure également le dispatching de l'énergie produite au niveau

des distributeurs nationaux (figure 1-1).

Quant à la distribution, elle est caractérisée par une organisation partagée. En effet, les

grandes agglomérations telles que Rabat, Casablanca, Tanger, Tétouan, Fès, Marrakech,

Meknès, El Jadida, Safi, Larache ou encore Kénitra sont desservies par des opérateurs locaux

de distribution. Dans la plupart des cas, il s'agit de régies autonomes intercommunales de

distribution d'eau et d'électricité, mais aussi d'opérateurs privés.

Donc la distribution de l'énergie électrique est assurée :

Soit directement par l'ONE, notamment en zones rurales et dans quelques centres

urbains ;

Soit par des Régies de Distribution qui sont au nombre de 7 Régies, placées sous la

tutelle du Ministère de l'Intérieur ;

soit en gestion déléguée dans les villes de Casablanca, Rabat, Tanger et Tétouan qui

est assurée par des opérateurs privés (Lydec, Redal et Amendis).

Pour desservir sa clientèle répartie à travers tout le pays, l'ONE s'appuie sur un large

réseau de distribution en plein développement qui connaît une croissance importante grâce

notamment au programme de généralisation de l'accès à l'électricité au monde rural

(programme PERG).en effet, dans son périmètre d'intervention, l'ONE dispose d'un réseau

d'une longueur totale de plus de 182 300 km de lignes MT/BT [1].

Description de l’unité

d’accueil

ANNEXE I-1

2. les ventes de l’énergie électrique :

A fin décembre 2007, les ventes d’énergie électrique se sont élevées à 20540 GWh, soit

une évolution de l’ordre de 6,7% par rapport à 2006 due essentiellement à l’accroissement des

ventes de la clientèle basse tension.

Cette croissance est particulièrement marquée dans les zones où la distribution est

assurée par l’ONE qui ont enregistré une augmentation de la demande de 10% .

La progression commerciale se reflète aussi au niveau du portefeuille clients de l’ONE

qui a connu durant la même année, toutes catégories confondues, une augmentation du

nombre de clients de 8,9%, due principalement à l’augmentation des clients ruraux. Ce qui

porte le nombre total des clients de l’ONE à plus de 3,5 millions à fin 2007.

Les ventes d’énergie sont réparties à hauteur de 46% aux distributeurs, 38,3% aux ventes

directes de l’ONE et 16,6% aux clients grands comptes de l’Office alimentés en très haute

tension et haute tension.

Figure 1-1 L’énergie électrique au Maroc

ANNEXE I-1 Le chiffre d’affaires de l’ONE au titre de l’année 2007, s’est élevé à 17milliards de

dirhams, soit une hausse de 8,9% par rapport à 2006.

Figure 1-2 :Distribution des ventes d’électricité de l’ONE année 2007 [1]

ANNEXE I-2

Poste S(MVA) ucc(%) couplage Nbr prise Rn(Ω) Marque

Année de

fabrication

BOUSKOURA 40 12,15 Ynyn0 21 42,5 NEXANS 2001

40 11,68 Ynyn0 21 42,5 NEXANS 1995

TIT MELLIL 40 11,7 Ynyn0 21 42,5 NEXANS 2006

40 11,81 Ynyn0 23 42,5 NEXANS 2006

SIDI MAAROUF 40 12,26 Ynyn0 21 12,8 NEXANS 2001

40 11,74 Ynyn0 21 12,8 NEXANS 2001

ZENATA 40 11,86 Ynyn0 21 12,7 NEXANS 2003

40 12,36 Ynyn0 21 12,7 NEXANS 2004

NOUACEUR 40 12,08 Ynyn0 21 12,7 GETRA 2005

40 12,08 Ynyn0 21 42,5 GETRA 2005

OULED AZZOUZ 40 12,45 Ynyn0 21 42,5 NEXANS 2004

40 12,1 Ynyn0 21 42,5 NEXANS 2004

Caractéristiques des transformateurs de puissance des

postes HT/MT de L’AD Casa

ANNEXE I-3

Fonctionnement normal

Lors d'un défaut dans la zone du transformateur HT/MT n° 1 et après fonctionnement des

protections correspondantes, qui mettent hors tension le transformateur, l'APT n° 1 va

successivement provoquer les actions suivantes :

- Envoi à l'APT n° 2 de l'ordre de fermeture du disjoncteur HT transformateur n° 2 ;

- Après une temporisation (environ 10 s), envoi à l'APT n° 2 de l'ordre de fermeture de

l'arrivée MT n° 2 et de fermeture du disjoncteur de couplage (s’il existe).

Ces séquences permettent de couvrir les différentes configurations du poste, selon que

l'alimentation du poste au moment du défaut se fait par un ou deux transformateurs

fonctionnant séparément.

NB : L’APT est verrouillé par les défauts de terre résistante et par le fonctionnement de la

protection ampèremétrique au niveau de l’arrivée MT du transformateur. [4]

Schéma type d’un automatisme de permutation [4]

ANNEXE I-4

Calcul de :

On pose:

On a :

=

=

Donc :

est la somme des trois courant de phase du départ en défaut.

On sait que :

Avec : ID courant de défaut

ICD courant capacitif résiduel du départ en défaut

Donc : =

En plus : =

Avec : IC Le courant capacitif résiduel total :

ANNEXE I-4

Alors : =

Or : donc : =

Donc :

On pose :

Calcul de :

est la somme des trois courant de phase de départ sain.

On a :

Calcul du courant de défaut ID:

On a : ID = IN + IC

Avec : et

Le courant de défaut est alors composé du capacitif du réseau et du courant dans le neutre.

Calcul de :

On a :

On sait que = donc : =

Donc :

Alors :

ANNEXE I-4

Exemple poste NOUACEUR :

DEPART

NOUACEUR-BOUSKOURA 1,00118182

NOUACEUR-TIT MELLIL 1,0024651

NOUACEUR-MEDIOUNA 1,00110796

NOUACEUR-SAPINO 1 1,00123992

NOUACEUR-SAPINO 2 1,00314314

NOUACEUR TECHNOPOLE 1 1,00744253

NOUACEUR TECHNOPOLE 2 1,00758585

NOUACEUR-POLE URBAIN 1 1,0094269

NOUACEUR-POLE URBAIN 2 1,01022232

ANNEXE I-5

On distingue deux types de défaut de rupture de conducteur :

- Conducteurs à la terre côté charge :

Soit un réseau MT avec conducteur à la terre du coté de poste MT/BT. On suppose que

la valeur de la capacité homopolaire soit négligeable, ce défaut peut être modélisé par le

schéma suivant :

On suppose que l’impédance de défaut est nulle.

D’après Les composantes symétriques :

V1= + +

V2=a² + a +

V3=a + a² +

On a :

V1= E

V3 = aE

V2=0 (coté charge)

On a: , ,

On néglige l’impédance de transformateur MT/BT devant celle de la charge Z, on pose

z l’impédance de la charge ramenée coté MT.

(V1 + aV2+a²V3)

= (V1 + a²V2+aV3)

= (V1 + V2+V3)

V1

= (1+ a²) V1

= (1+ a) V1

ANNEXE I-5

Donc les impédances directe, inverse et homopolaire coté charge sont :

; le neutre MT du transformateur est isolé de la terre.

Donc : , ,

Or: I1= + +

I2=a² + a +

I3=a + a² +

- Conducteurs sans contact avec la terre côté poste source :

Soit un réseau MT avec une rupture d’une ligne aérien (phase1) sans contact avec la

terre. On suppose que la valeur de la capacité homopolaire soit négligeable, et que la source

est symétrique ; Ei = E

h =0.

Ce défaut peut être modélisé par le schéma suivant :

On déduit que :

ANNEXE I-5

Exemple : ouverture de la phase 1 du sectionneur tête de ligne ; on prend : et

(Courant de court circuit biphasé)

Courant de court circuit biphasé

ANNEXE I-6

La caractéristique thermique d’un câble :

Elle définit le temps pour lequel le câble peut supporter le courant de surcharge sans

détérioration, elle peut être approchée par la formule suivante :

Guide Technique P14x/FR M/A44

: Temps admissible de la surcharge.

: Constante de temps d’échauffement.

: Courant de phase le plus élevé ; courant admissible.

: Valeur nominale du courant à pleine charge ; courant de déclenchement.

: Constante

: Courant de régime avant l’application de la surcharge.

(min) Limite

Câble aérien 10 section ≥ 100 mm² (Cu)

ou 150mm² (Al)

Jeu de barres 60

Câble

souterrain

25-50 10

22KV

70-120 15

150 25

185 25

240 40

300 40

Les valeurs de la constante τ.

La caractéristique thermique du transformateur :

Pour les transformateurs immergés dans l’huile on utilise une caractéristique thermique

à deux constantes de temps, définit comme suit :

Avec :

Constante de temps d’échauffement et de refroidissement des

enroulements du transformateur.

: Constante de temps d’échauffement et de refroidissement de l’huile

isolante.

ANNEXE I-6

La courbe de surcharge d’un transformateur immergé pour une surcharge journalière

d’après CEI 76 est donnée par la figure suivante :

La courbe de surcharge d’un transformateur immergé (CEI 60076)

Exemple : Pour un transformateur immergé chargé toute l'année à 80 % on lit sur la courbe

correspondant au coefficient 0,8 une surcharge journalière admissible d'environ 120 %

pendant 4 heures ou encore, 135 % pendant 2 heures.

ANNEXE I-7

Code ANSI:

49- Protection de surcharge ou relais thermique

50- Protection à maximum de courant instantanée

50N - Protection à maximum de courant instantanée de neutre

51- Protection à maximum de courant temporisée ( à temps constant ou inverse )

51N - Protection à maximum de courant de neutre temporisée ( à temps constant ou inverse )

59- Protection à maximum de tension de phases

64- Protection contre les défauts à la masse ( masse cuve , terre résistante )

67- Protection à maximum de courant directionnelle de phases temporisée

67N- Protection à maximum de courant directionnelle de neutre temporisée

79- Réenclencheur monophasé ou triphasé

81- Relais de fréquence ( à minimum ou à maximum )

87 T- Protection différentielle transformateur

95- Relais Buchholz

ANNEXE II-1

Tableau : Les valeurs de la constante K. [NF C 15 100]

Tableau : Temps portant le conducteur à sa température admissible (s)

Poste Section

Temps portant le conducteur à sa température admissible (s)

1 transfo 2 transfos

Cu Al Cu Al

Bouskoura

75 1,75 0,76 1,63 0,70

120 5,05 1,94 4,16 1,80

150 8,15 3,03 6,50 2,81

sidi Maarouf

75 1,97 0,85 1,73 0,75

120 5,05 2,18 4,43 1,91

150 7,90 3,41 6,92 2,99

Oulad azzouz

75 2,04 0,88 1,76 0,76

120 5,22 2,25 4,51 1,95

150 8,15 3,52 7,04 3,04

Tit mellil

75 1,57 0,68 1,54 0,66

120 4,02 1,74 3,93 1,70

150 6,28 2,71 6,14 2,65

Zenata

75 1,68 0,73 1,59 0,69

120 4,31 1,86 4,08 1,76

150 6,74 2,91 6,37 2,75

Nouaceur

75 2,11 0,91 1,80 0,78

120 5,41 2,34 4,60 1,99

150 8,46 3,65 7,18 3,10

ANNEXE II-2

Poste rapide lent1 lent2 fugitifs

BOUSKOURA 498 244 82 254

OULED AZZOUZ 785 203 32 582

SIDIMAAROUF 76 55 13 21

TITMELLIL 1222 386 2 836

ZENATA 55 20 0 35

NOUACEUR 7 5 0 2

total 2643 913 129 1730

taux(%) 65,54

nombre %

fugitif 1730 65,54

semi-permanent 345 13,08

permanent 565 21,38

total 2643 100

Statistique des défauts fugitifs entre le 1/1/2007 et 1/3/2009 des

lignes aériennes

ANNEXE II-3

ANNEXE II-4

Courbe A selon CEI :

La courbe CEI à temps inverse (courbe A), il représente la caractéristique temporelle de

déclenchement d’une protection à maximum de courant à temps dépendant.

(s)

: Coefficient multiplicateur du temps. (Pour la P142 entre 0.025 et 1.2)

: Courant mesuré

: Courant de mise de mise en travail.

Cette courbe passe à temps constant à des courants supérieurs à .

La caractéristique de réinitialisation est seulement à temps indépendant (tRESET), Le

temps indépendant peut être réglé à zéro (comme spécifié dans la norme CEI).

ANNEXE II-4

Courbe TR (EPATR B) :

Cette représente la caractéristique temporelle de déclenchement d’une protection contre

les défauts homopolaires très résistants.

Equation :

multiplicateur de temps réglables de 0.025 à 1.2 avec un pas de 0.025.

(TMS = 0.2 correspond à la courbe ONE EPATR B)

Courant (en A MT)

432 800

0.655 1

Pour I allant de 0.5A à 200A (MT).

Pour I supérieur à 200A (MT)

ANNEXE II-5

Le corps du renferme

deux flotteurs qui peuvent

pivoter et commander ainsi

les contacts à mercure c1 et

c2. Ces deux contacts

ferment (ou ouvrent sur

demande) chacun un circuit.

Le circuit du contact c1

actionne un signal d'alarme.

Le circuit du contact c2

actionne le dispositif de

déclenchement.

Le relais « Buchholz » protège toujours le transformateur en cas de fuite du

diélectrique à condition toutefois qu'elle se manifeste au-dessous du relais.

Les Mesures à prendre en cas de fonctionnement du relais « Buchholz » :

Premier cas : Le signal d'alarme a fonctionné seul, dans ce cas, il convient d’éliminer le

transformateur en passant sa charge sur une autre unité. Le diélectrique étant de l'huile, il est

nécessaire de déterminer la nature des gaz enfermés dans le petit récipient au-dessus du relais:

Si les gaz dans le relais sont ininflammables, on peut remettre en service l’unité après les

avoir expulsé à l'aide du robinet purgeur.

Si les gaz sont inflammables. Cela peut provenir d'un défaut interne grave. Le

transformateur ne doit pas alors être remis en service. Les gaz recueillis doivent alors

être analysés. L’analyse des gaz dissous dans l'huile ou recueillis au « Buchholz »

permet de préciser le diagnostic à porter sur le transformateur.

Deuxième cas : Le signal déclenchement a fonctionné : Dans ce cas le transformateur doit

rester isolé car un défaut grave s’est produit à l’intérieur et les dispositions doivent être prises

pour le localiser.

Figure : Schéma de principe du relais Buchholz

ANNEXE III-1

Courant de réglage des protections homopolaires

Poste Tranche Nature de réseau Courant de réglage Nombre de

départs

NOUACEUR

BOUSKOURA aérien 36

10

DEROUA aérien 60

Mediouna aérien 40

TIT MELLIL aérien 36

OULED AZZOUZ

AL KHOUZAMA aérien 100

DOMAINE ROYAL aérien 100

12

NASSIM aérien 110

BOUSKOURA aérien 40

ZONE INDUSTRIELLE

aérien 100

SIDI MAAROUF Y2 RMEL LAHLAL aérien 40

9 Y6 NASSIM Souterrain 110

BOUSKOURA

Y7 JOUALLA aérien 36

12

Y10 DAR BOUAZZA aérien 40

Y12 SIDI MAAROUF aérien 100

Y3 NOUACEUR aérien 36

Y4 ILOT CIVIL aérien 36

Y6 SOTHEMA aérien 40

Y9 PIB 2 Souterrain 36

Y2 DAR SRIDJ aérien 36

TIT MELLIL

Y9 NOUACEUR aérien 40

9

Y4 AV TIT MELLIL aérien 55

Y7 EL GARA aérien 55

Y6 MEDIOUNA aérien 40

Y10 DAR SRIDJ aérien 36

Y8 Z. INDUSTRIELLE

aérien 60

Y2 ANASSI aérien 36

ZENATA

Y11 AV TIT MELLIL aérien 55

9 SALAM 1 aérien 36

SALAM 2 aérien 36

ANNEXE III-2

ANNEXE IV-1

Les relais MiCOM P142 disposent de multiples fonctions permettant une adaptation facile, ils

conviennent aux applications nécessitant une protection à maximum de courant phase et terre.

Figure : Vue de face du relais P142

Parmi les fonctions de protection assurées par le Les relais MiCOM P142, on trouve :

Fonction Code AINSI

Protection triphasée à maximum de courant non-

directionnelle/directionnelle 67/50/51

Protection contre les défauts à la terre, gammes standard et sensible (50N/51N)

(67N) (64)

Maximum de courant inverse 46

Protection à minimum de tension 27

Protection à maximum de tension 59

Maximum de tension résiduelle 59N

Protection à minimum de fréquence

Protection à maximum de fréquence

Logique de rupture de conducteur

Surcharge thermique 49

Maximum de courant à régulation de tension

Protection à maximum de tension inverse

Réenclencheur (4 cycles) 79

Défaillance de disjoncteur 50BF

ANNEXE IV-2

Cette logique est utilisée uniquement dans le poste NOUACEUR :

Elle exploite le 1er

seuil de l’élément MAX I, pour délester les départs MT en fonction

de leur priorité, l’élément MAX I est alimenté par le courant de l’arrivée du transformateur

par l’intermédiaire d’un TC.

Commande Arrivée MT :

La sortie est connectée à chaque départ.

Délestage départ:

On réserve une entrée pour recevoir le signal de délestage interne, ce signal est

temporisé selon la priorité du départ ; plus que le départ est important (alimente des clients

importants) plus que la temporisation est grande.

Sortie Seuil de déclenchement

Signalisation Temporisation

Relais donnant au

disjoncteur départ

Signal : seuil de déclenchement

par surcharge

ANNEXE IV-2

Réglage :

Seuil de déclenchement égal à (1200A); le courant nominal du

transformateur.

Priorité (temporisation en s) Départ Puissance

installée

Réseau souterrain

30 1. SAPINO1 6.613

60 2. POLE URBAIN1 1.385

60 6. TECHNOPOLE 2 19.73

180 4. POLE URBAIN2 0.4

210 3.TECHNOPOLE 1 12.805

240 5. SAPINO2 10.455

Réseau aérien

90 TIT MELLIL 2.12

120 DEROUA

150 MEDIOUNA 7.28

210 BOUSKOURA 12.25

ANNEXE IV-2

L’Editeur PSL (Schémas Logiques Programmables) est un outil graphique de

visualisation et d'édition d'équations booléennes, il permet de se raccorder au port en face

avant du périphérique MiCOM P142, de rapatrier et d'éditer ses fichiers de schémas logiques

programmables et de lui renvoyer le fichier modifié.

Symboles logiques :

La barre d'outils ci-dessous fournit des icônes permettant de positionner chaque type

d'élément logique dans le schéma PSL.

Crée une liaison entre deux symboles logiques.

Crée un signal d'entrée logique.

Crée un signal d'entrée.

Crée un signal de sortie.

Crée un signal d'entrée vers la logique devant recevoir un message GOOSE UCA 2.0

émis par un autre IED.

Crée un signal de sortie depuis la logique devant émettre un message GOOSE UCA 2.0

vers un autre IED.

Crée un signal d'entrée vers la logique devant recevoir un message InterMiCOM émis par

un autre IED.

Crée un signal de sortie depuis la logique devant émettre un message InterMiCOM vers

un autre IED.

Crée un signal d'entrée vers la logique pouvant être actionnée par un ordre externe.

Crée un signal de contact :

A travers ces sorties que le relais P142 donne les ordres de déclenchement aux

disjoncteurs.

Crée un conditionneur de contact.

Crée un opérateur ET.

Crée un opérateur OU.

Crée une temporisation.

Pick-up : retarder le signal pour réaliser la logique (temporisation)

Pick-Up

120000

0

ANNEXE IV-6

ANNEXE IV-5

Administrateur

Zone de texte

ANNEXE IV-6

ANNEXE IV-7

Caractéristiques techniques :

- Conforme à la norme CEI 62271-102

- Ur = 24 kV , Ir =1250 A

- Commande manuelle et motorisée.

- Sectionneur à ouverture verticale à

coupure dans l'air.

- Pression des contacts assurée par

ressorts.

- Bras constitués de couteaux en cuivre,

continus et entretoisés.

- Châssis en tôle acier pliée et galvanisée.

Sectionneur unipolaire basculant d’extérieur SBE

pour mise à la terre du neutre (marque CDCEM)

Plan d'installation horizontale du sectionneur

ANNEXE IV-8

Figure : Les défauts polyphasés.

Défaut polyphasé proche de la source : (A)

Pour un défaut proche de la source les tensions mesurées seront affectées par le défaut.

Cas d’un défaut biphasé : entre les phases 3 et 2.

Les courants de défauts :

I1=0

I2=

I3=

Si on prend :

Alors: I2= - I3= et V1= , V3 = V2

Donc : V23 =0 , V31 = -V12

D’où : I2 avec :

Et : I3 tel que

Les tensions de défauts :

V1=

V2=

V3=

ANNEXE IV-8

Figure : Caractéristique d’un défaut biphasé.

Défaut triphasé : (C)

Les courants de défaut triphasé ont les expressions suivantes :

Figure : Caractéristique d’un défaut triphasé.

Les vecteurs des tensions représentent les tensions avant défaut.

I1=

I2=

I3=

I1=

I2=

I3=

ANNEXE IV-8

Donc le déphasage entre et est égale à

Défaut polyphasé éloigné de la source :

Lorsque le défaut est très éloigné du disjoncteur et des dispositifs de mesure de tension ;

l’impédance du réseau amont est négligeable devant l’impédance de réseau aval, (

.

Figure : Défaut biphasé éloigné de la source.

On a : (théorème de Millman) or donc :

De même on trouve que : V3 = et V2

On pose :

On a : or :

Donc: et

On a : donc :

ANNEXE IV-8

Figure : Zones des courants de courant de courts circuits triphasés et biphasés par rapport

ANNEXE IV-9

Bobine de Peterson ( Transfix groupe cahors) :

Montage interne :

Caractéristiques :

Impédance de compensation à

gradins, réglée au moyen

d’interrupteurs sous vide, actionnés

par un contrôle commande relié à un

système d’auscultation permanent du

réseau.

Fonctions :

- Créer un point neutre artificiel indépendant du transformateur HT/MT.

- Compenser grâce à un accord automatique le courant capacitif résiduel du réseau.

- Permettre le fonctionnement des protections homopolaires, en assurant une

valeur de courant actif suffisante dans le défaut monophasé.

Administrateur

Zone de texte

Annexe IV-10

Administrateur

Zone de texte

Annexe V-2

pfe amelioration reseau distribution

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