94951637 PFE IEEA Etude Sur Protections Numeriques

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MST IEEA-Projet de Fin d’Etude

SSOOMMMMAAIIRREE

INTRODUCTION

1ERE PARTIE:

PRESENTATION D’OFFICE NATIONNAL DE L’ELECTRICITE

I.HISTORIQUE…………………………………………………………………………………... 4 II.PROCEDE DE L’ENERGIE ELECTRIQUE……………………………………………….. 5 1.La Production De l’Electricité…………………………………………………………... 6 2.Le transport De l’Electricité……………………………………………………………. 7 3.La Distribution De l’Electricité………………………………………………………… 8 2EME PARTIE :

DESCRIPTION DES POSTES

I.DEFINITION…………………………………………………………………………………… 16 II.LA TRAVEE…………………………………………………………………………………… 16 1.Travée d’un départ HTou MT…………………………………………………………... 16 2.Travée d’un transformateur…………………………………………………………… .. 17

3.Les auxiliaires a courant alternatif……………………………………………………… 22 4.Les auxiliaires a courant continu…………………………………………………………

25

3EME PARTIE :

ETUDE DE SYSTEME DE PROTECTION

I.GENERALITE

1. Rôle et fonctionnement de la protection dans le réseaux électrique ………... 29 2. Conditions que doit remplir un système de protection ……………………... 29 3. Structure d’une protection……………………………………………………... 29 4. Schéma de principe d’une protection …………………………………………. 30

II.RELAIS………………………………………………………………………………………... 31

1. Définition……………………………………………………………………… 2. Désignation d’un relais…………………………………………………………

3131

III.TECHNOLOGIE A RELAIS ELECTROMECANIQUE………………………………….. 32 1. Définition……………………………………………………………………...

2. Principe de fonctionnement………………………………………………….. 3. Avantage et limites de la protection électromécanique …………………….

323333

IV.TECHNOLOGIE A RELAIS STATIQUE………………………………………………….. 33 1. Définition…………………………………………………………………… 33

CHAPITRE I : Généralités sur les protections

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2. Principe de fonctionnement…………………………………………………. 3. Avantage et limites de la protection statique……………………………….

3333

V.TECHNOLOGIE A RELAIS NUMERIQUE……………………………………………….. 34 1. Définition………………………………………………………………..........

2. Principe de fonctionnement………………………………………………….. . 3. Avantage et limites de la protection numérique……………………………

343536

. 1.Introduction……………………………………………………………………. . 2.Etude de système existant………………………………………………........... . 3.Les types de défauts……………………………………………………............ . 4 .Les caractéristiques de défaut………………………………………………… . 5. Les conséquences de défaut………………………………………………….. . 6. Les différents types des protections………………………………………….. . 7. Les protection contre les défauts interne…………………………………….. . 8. Les Protections contre les défauts externe…………………………………… . 9. Recherche de terre résistante…………………………………………………. . 10. Automatisme………………………………………………………………… . 11. Protection au niveau des postes répartiteurs et de sectionnement……........... . 12. Protection au niveau des postes clients. …………………………………….. . 13. Prottection directionnelle…………………………………………………….

. 1. Introduction …………………………………………………………………….

. 2.Etude et choix de la technologie ………………………………………………..

. 3.Technologie analogique…………………………………………………………

. 4.Technologie numérique …………………………………………………...........

. 5.Choix de la solution …………………………………………………………….

37373839394041434546474748

4949495050

4EME PARTIE Spécification Des Réglages Des Protections Des Postes Sources

. 1. Description…………………………………………………………………..….

. 2. Fonction……………………………………………………………………........

. 3. Méthode de calcul du réglage des protections…………………………….…….

. 4. Réglage d’un départ……………………………………………………………..

. 5. Calcul d’impédance………………………………………………………….….

5253555556

5EME PARTIE

I.INTRODUCTION………………………………………………………………………………... 61

CHAPITRE II : Étude du système de protection existant

CHAPITRE III : Rénovation des protections électriques

CHAPITRE I : ETUDE DES INCIDENTS

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II.ETUDE STATISTIQUE DES INCIDENTS……………………………………………………

. 1. Etude des postes critiques……………………………………………………….

. 2. Incident par départ déclenché ………………………………………………….

61

6263

I.PROBLEMATIQUE……………………………………………………………………………... 66

1.objectifs escomptes ……………………………………………………………… 66

II.ELEMENT D’ETUDE TECHNICO-ECONOMIQUE…………………………………………. 66

. 1. Coût de matériel de protection……………………………………………………. . 2. Pertes en énergie non distribuée………………………………………………… . 3. Critères technico-économique…………………………………………………….

666972

CONCLUSION…………………………………………………………………………….. 72

CHAPITRE II : ETUDE TECHNICO-ECONOMIQUE

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INTRODUCTION

Les réseaux électriques représentent des investissements considérables consentis par les compagnies d’électricité pour alimenter leurs clients aux meilleures conditions de coût et de qualité de service.

Pour des raisons techniques et économiques évidentes , il n’est pas possible de construire des réseaux exempts de défauts de fonctionnement.ils sont en particulier exposés aux agressions naturelles comme la foudre et aux défauts d’isolement.les réseaux sont donc affectés de perturbations qui peuvent mettre en cause la pérennité du matériel et la qualité du service rendu .Afin de minimiser ce risque , on a affaire a un système de protection visant à effectuer des taches avec un minimum d’efforts, un maximum de précision et un temps réduit, épargnant ainsi à l’homme l’effort de taches pénibles toute en assurant la fiabilité et la disponibilité des équipements du distribution de l’énergie électrique.

La technologie de ces systèmes de protection et automatismes de l’ONE a évolué ,depuis quelques années, de l’électromécanique à l’électronique analogique ( statique) et enfin au numérique dans le souci primordial est de réduire le coût des équipements de contrôle commande tout en améliorant la qualité et la disponibilité de l’énergie électrique.

Dans ce cadre, le projet de la rénovation des protections et automatisation des réseaux électriques a été proposé pour optimiser l’exploitation et la gestion des moyens de production.

Pour atteindre les objectifs désirés nous étions amenés dans un premier temps à étudier les schémas et les plans techniques pour déterminer les besoins du système afin de l'adapter aux matériels existants et dans un deuxième temps à proposer les solutions de la rénovation des protections, en tenant compte de la sûreté de fonctionnement exigée et des contraintes d’exploitation.

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I.L’HISTORIQUE :

L’Office National d’Electricité (ONE) est placé sous la tutelle du ministère de l’énergie et des mines. Il a été créé en 1963 par dahir lui réservant tous les droits de production et de distribution de l’électricité dans le royaume. Ainsi, l’ONE est un établissement public à caractère industriel et commercial doté de l’autonomie financière. Il est chargé de gérer la production, le transport et la distribution de l’électricité au Maroc.

La distribution de l'énergie électrique est assurée:

§ Soit directement par l'ONE, notamment en zone rurale et dans plusieurs centres urbains. § Soit par des Régies Municipales ou Intercommunales, placées sous la tutelle du Ministère de

l'Intérieur pour les grands centres urbains.

Les réseaux de distribution de l'ONE sont constitués de près de 15 000 km en moyenne tension et de 22 000 km en basse tension.

Le réseau de distribution des régies et des opérateurs privés est de la même importance que celui de l'ONE d'un point de vue commercial.

La coordination de gestion de l'ensemble du réseau de l'ONE est assurée à partir du Dispatching National, implanté à CASABLANCA et doté de moyens modernes permettant une surveillance permanente et une exploitation optimale.

Les principales missions de l'ONE consistent à:

§ Répondre aux besoins du pays en énergie électrique.

Présentation de l’ONE

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§ Gérer et développer le réseau du transport. § Planifier, intensifier et généraliser l'extension de l'électrification rurale. § Œuvrer pour la promotion et le développement des énergies renouvelables. § Et, d'une façon plus générale, gérer la demande globale de l'énergie électrique.

Toutefois, compte tenu d'une part des objectifs de l'ONE:

§ de satisfaire dans les meilleures conditions techniques et économiques la progression de la demande en énergie, sans cesse croissante,

§ de baisser les tarifs Moyenne tension et Haute tension pour atteindre des prix de l'énergie électrique compatibles avec les marchés concurrentiels du Maroc,

§ d'assurer au meilleur coût directement ou indirectement la couverture financière de programmes d'investissements de plus en plus lourds et indispensables au développement de l'économie du pays.

Devant la volonté de désengagement de l'état d'autre part, l'ONE s'oriente vers l'approche qui consiste à avoir recours :

§ aux producteurs concessionnaires privés. § à la coopération par les interconnexions des réseaux électriques avec des puissance garanties.

. § à ce qu'on appelle le financement des programmes d'économies d'électricité consistant à opter

pour une politique plus vigoureuse et plus volontariste au niveau de la demande finale de la consommation et la promotion de la cogénération, tout en mobilisant, le plus possible, les consommateurs pour le financement des projets qui sont intéressants sur le plan des économies d'énergie.

§ après appel à la concurrence, § la production doit être destinée exclusivement à la satisfaction des besoins de l'ONE, § les conditions d'équilibre économique initiales doivent être maintenues pendant la durée de la

dite convention.

II. PROCEDE DE L'ENERGIE ELECTRIQUE

1.LA PRODUCTION DE L’ELECTRICITE

1.1. Le principe de production

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§ Toutes les centrales électriques produisent de l’électricité grâce à des systèmes

turboalternateur

§ L’énergie utilisée dans les centrales électriques est destinée à la mise en mouvement des

turbines.

§ À la sortie de la centrale, l’énergie est transporte sous haute tension.

1.2. Les différents types de centrale

Les centrales électriques tirent leur énergie de diverses sources :

§ la combustion de matériaux organiques fossiles (pétrole, charbon, gaz) dans les centrales

thermiques classiques ou de matériaux nucléaires pour les centrales thermiques nucléaires

(Cette combustion sert à vaporiser de l’eau ; la pression de la vapeur met en mouvement la

turbine.).

§ la force de l’eau dans les centrales hydrauliques.

§ la force du vent dans les centrales éoliennes.

§ la force de la mer dans les centrales marémotrices.

2.LE TRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ

2.1. Pourquoi transporter l’electricite sous haute tension ?

§ À la sortie des centrales, la tension est élevée de 10.5 kV à une très haute tension de

225 000 V à l’aide de transformateurs élévateurs de tension.

§ Dans les lignes électriques, ONE perd 5 p.100 de l’énergie électrique produite : dans les

fils électriques qui possèdent une résistance non négligeable (de l’ordre de 1 ohm par

kilomètre), une partie de l’énergie électrique se transforme en chaleur par effet Joule.

§ Cette perte d’énergie serait encore plus importante si la tension n’était pas transformée en

une très haute tension.

2.2. Les lignes électriques

§ Plus d’un million de kilomètres de lignes assurent le transport de l’électricité des zones de

production aux zones de consommation.

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§ Une ligne électrique très haute tension pèse 48 tonnes au kilomètre ; les lignes sont

supportées par des pylônes espacés d’environ 500 m.

§ Le matériau qui compose les lignes est en général l’aluminium : un bon conducteur et un

matériau léger.

3.LA DISTRIBUTION DE L’ELECTRICITE

3.1. Une distribution adaptee aux besoins de chacun

§ Selon les besoins, ONE fournit une tension plus ou moins élevée Soit en:

§ Basse tension : 400V/230 V.

§ Moyenne tension : 22 000 V/5500V.

§ Haut tension 60 KV/150KV.

§ THT 225KV/400KV.

3.2 Une distribution adaptée selon les événements

§ L’électricité ne peut être stockée massivement ; il faut donc prévoir les consommations

d’électricité des usagers. D’où des plans de prévisions de consommation à 5 ans, 1 an,

1 semaine et à 1 jour.

§ ONE doit être capable de faire face rapidement à tous les événements imprévisibles :

défaillance d’une centrale, foudre sur les lignes, tempête, etc.

§ Les prévisions climatiques sont très importantes.

§ En cas de catastrophes majeures, ONE peut se connecter à des réseaux d’électricité

étrangers. Il existe par ailleurs un marché de l’énergie électrique, un pays pouvant vendre à

un pays voisin ses surplus de production.

4. Présentation de la division exploitation distribution de Béni Méllal :

4.1.La réorganisation et l’organigramme de l’one :

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Réorganisation ONE :

Aujourd’hui, le paysage énergétique national est pleine mutation pour y faire face, L’ONE se doit

de faire preuve de vigilance stratégique et donc réajuster ses choix et options en fonction des données,

constamment changeantes.

L’ONE a mis en place une stratégie fondée sur quatre axes principaux à savoir :

§ La recherche du kilowattheure le moins cher.

§ La diversification des sources d’approvisionnement.

§ L’accès universel à l’électricité.

§ L’ouverture à l’international.

Afin d’atteindre les objectifs escomptés et accomplir ses missions, l’ONE a choisi la mise en place

d’une nouvelle organisation basée sur la décentralisation et la responsabilisation.

Cette organisation qui a été mise en place le 27 Février 2007, vient pour donner à l’ONE, les

structures susceptibles de lui permettre de répondre aux mieux à ses missions techniques,

commerciales et administratives.

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Organigramme de l’ONE :

C’est une organisation qui réhabilite le terrain, source de la création de valeur, en lui accordant

plus d’autonomie par la création de dix Directions Régionales rattachées au pôle Réseaux et en leur

4.2.Organisation du pôle réseaux

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Dans le cadre de la décentralisation territoriale le royaume a été subdivisé en dix Directions

Régionales :

§ Direction Régionale de Tanger.

§ Direction Régionale de Rabat.

§ Direction Régionale d’Oujda.

§ Direction Régionale de Mekhnès.

§ Direction Régionale de Fès.

§ Direction Régionale de Casablanca.

§ Direction Régionale de Béni Méllal.

§ Direction Régionale de Marrakech.

§ Direction Régionale d’Agadir.

§ Direction Régionale de Lâayoune.

Et quatre Directions sièges :

§ Direction Projets et Réseaux .

§ Direction Ingénierie Réseaux .

§ Direction Opérateur Système .

§ Direction VEP.

4.3.Direction régionale de béni mellal :

Présentation de la Direction Régionale de Béni Méllal

La Direction Régionale de Béni Méllal est une Direction opérationnelle du pôle Réseaux, elle est

responsable du transport, de la distribution et de la commercialisation de l’énergie électrique, de

l’étude, de la réalisation et de l’exploitation des ouvrages HT, MT et BT dans la Wilaya de Tadla –

Azilal et les provinces Khouribga et El Kalaa.

La spécificité socio-économique de cette région, exige de la Direction, de satisfaire les attentes

grandissantes de la clientèle, et participer activement aux grands chantiers mis en œuvre par l’ONE.

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Elle comprend quatre Divisions opérationnelles :

§ Division Exploitation Distribution.

§ Division Exploitation Transport.

§ Division Technique.

§ Division Commerciale.

Présentation de la Division Exploitation Distribution de Béni Méllal

La Division Exploitation Distribution rattachée à la Direction Régionale de Béni Méllal comporte

deux Agences de Distribution : Béni Méllal et El Kalaa et un service de conduite Régional, ainsi que

l’appui maintenance.

L’Agence de Distribution est un prestataire de service pour les Agences de Services. L’AD est

géré par un Chef de Service qui a pour missions principales la gestion de la maintenance et

l’exploitation des réseaux électriques moyenne tension, basse tension, postes sources 60/22 KV et

postes MT/BT, la gestion des activités de comptage et relevé en plus de l’éclairage public des

municipalités de Béni Méllal et Khouribga.

5. Organigramme de la division exploitation distribution Béni Méllal :

6. Mission du département exploitation :

Les missions confiées au DEX Béni Méllal sont :

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• La maintenance des réseaux moyenne tension des provinces Béni Méllal, Khouribga et

Azilal.

• La maintenance des postes sources 60/22 KV et des postes de sectionnement provinces

Béni Méllal, Khouribga et Azilal.

• La maintenance des postes de transformation et de livraison province Béni Méllal et

Khouribga.

• Réception et mise sous tension des nouveaux ouvrages PERG, tiers et aménagement.

Pour assurer ces missions, l ‘exploitation dispose du bureau technique et un ensemble d’équipes :

• Cinq équipes LMT (lignes moyennes tension) chargées de l’entretien préventif et curatif

du réseau MT : Béni Méllal, Fkih Ben Salh, Kasba Tadla, Khouribga et Azilal.

• Une équipe TST/MT chargée de la maintenance sous tension du réseau MT.

• Une équipe contrôle commande et une équipe poste qui sont chargées de l’entretien

préventif et curatif des postes sources 60/22 KV et postes de sectionnement.

• Une équipe postes MT/BT chargée de l’entretien préventif et curatif des postes MT/BT

Bureau technique chargé de :

§ L'analyse des incidents survenus sur le réseau .

§ Approbation des plans des postes clients et distribution .

§ La mise à jour des schémas de réseau .

§ L'établissement des programmes des travaux le réseau MT .

§ L'assistance technique des entreprises .

§ La gestion technique d'ouvrages .

§ Elaboration des appels d’offre et examen technique.

§ Elaboration des projets de consigne d’exploitation.

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7.Données géographiques :

La zone d’action de l’AD Béni Méllal est très étendue est couvre le territoire des provinces :

Béni Méllal, Khouribga et Azilal, s’étendent, ainsi, sur une Superficie de 21 375 km2.

Les activités agricoles y compris l’élevage constituent l’ensemble de l’activité économique, de ce

fait, les terres cultivables et les zones d’élevage représentent une grande partie des superficies totales

des provinces.

Le niveau d’industrialisation reste faible par rapport aux villes industrielles, hormis l’implantation

de l’OCP à Khouribga vu l’importance minière de la région en gisement de phosphate.

Ainsi, le réseau moyenne desserve en majorité des régions à dominance rurale et se trouve par

conséquent exposé aux actes de vandalisme : casses d’isolateurs, jets de fils de fer et de corps

étrangers sur les lignes MT aériennes.

8.Données techniques :

Les réseaux moyenne tension de l’AD Béni Méllal est alimenté par 11 postes sources 60/22 KV

par le biais de 48 départs d’une longueur totale de 3 586 Km environ.

Province Poste source 60/22 kV

Puissance en MVA Nombre de départ Longueur en Km

Béni Méllal

Béni Méllal 2x40 6

1 798

Souk Sebt 2x20 5

Fkih ben Salah 2x20 5

Kasba Zidania 2x10 3

Kasba Tadla 2x20 6

Khouribga

Boujaad 2x05 3 798

Oued Zem 2x20 4

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Khouribga I 2x20 3

Azilal

Afourer 2x10 7

990 Ait Ouarda 2 x 5 3

Démnate 2x20 3

Total STR 380 MVA 48 3 586

Evolution des réseaux moyenne tension sur les trois dernières années :

Année

2004 2005 2006

Longueur Longueur Taux d’évolution Longueur Taux

d’évolution

Réseaux aériens 2 982 3 081 3.21 % 3 471 11.23 %

Souterrains 105 108 2.77 % 115 6.08 %

Total 3 087 3 189 3.20 % 3 586 11.07 %

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I.DEFINITION :

Le poste HT/MT est une installation comportant de l’appareillage électrique et de transformation. Il est destiné à desservir en énergie électrique une région donnée.

L’importance et le dimensionnement de ses installations dépendent de l’énergie appelée ou projetée dans un futur proche. On distingue plusieurs types de postes :

Le poste HT/MT est généralement télécommandé par un centre de dispatching régional ou télé alarmé vers un poste THT/HT.

• Poste d’interconnexion (ou de coupure) : alimenté par au moins deux lignes HT, il comprend en général deux transformateurs HT/MT et au moins deux départs MT.

• Poste simplifié : poste destiné seulement à alimenter des abonnés, alimenté par une seule ligne HT (en antenne) sans disjoncteur, peut avoir deux transformateurs HT/MT et un ou plusieurs départs MT.

• Poste de livraison ou poste de répartition : poste sans transformation, alimenté par un départ MT, il dessert des abonnées par d’autres départs MT.

• Poste mobile : poste conçu pour être transporté et raccordé au réseau pour une utilisation normalement provisoire. Il est alimenté par une ligne HT (en piqûre ou en antenne) et il alimente un réseau MT par une seule ligne.

• Poste de coupure ou de sectionnement : poste auquel sont raccordées plusieurs lignes et comportant des sectionneurs, des interrupteurs ou des disjoncteurs ainsi que des transformateurs.

• Poste de couplage : poste de coupure équipe de dispositifs permettant la reprise de la parallèle de deux parties d’un réseau.

• Poste de distribution : les transformateurs servent à alimenter un réseau de distribution (HT, MT ou BT).

• Poste blindé : poste ou les appareillages les barres et parfois le transformateur sont entièrement enfermées dans des enveloppes robustes.

• Poste aérien : poste dont le transformateur est installé sur un ou plusieurs poteaux.

(exemple voir annexe n°1).

II.LA TRAVEE :

1. Travée d’un départ HT ou MT :

C’est l’ensemble de l’appareillage HT ou MT compris entre le jeu de barres et la ligne.

Elle commence depuis la liaison avec le jeu de barres et se termine à l’aval du sectionneur général.

2. Travée d’un transformateur :

C’est l’ensemble de l’appareillage compris entre le jeu de barres HT et le jeu de barres MT.

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2.1.Equipement d’une travée :

§ Equipement d’une travée de départ HT :(figure1)

La travée de départ HT comprend :

ü Un jeu d’éclateur ü Diviseur de tension capacitif ü Circuit bouchon ü Sectionneur de neutre ü Un sectionneur d’aiguillage ü Un jeu combiné de mesure ü Un disjoncteur ü Un sectionneur général, équipé généralement d’un sectionneur de mise

à la terre.

Figure n°1

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§ Equipement d’une travée de transformateur HT/MT : (Figure 2)

La travée de transformateur comprend :

ü Un sectionneur d’aiguillage HT. ü Un disjoncteur HT. ü Un jeu d’éclateurs. ü Un transformateur de puissance. ü Un circuit de neutre comportant :

§ Un sectionneur. § Une résistance et un transformateur de courant.

ü Un jeu de transformateur de courant pour l’alimentation de la protection principale du transformateur.

ü Un transformateur auxiliaire (22000/380V) pour l’alimentation des services auxiliaires.

ü Un jeu de transformateur de courant pour l’alimentation de la protection arrivée MT.

ü Un disjoncteur MT. ü Un sectionneur d ü ’aiguillage MT

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§ Equipement d’un jeu de barres HT ou MT :

Le jeu de barres est composé d’un, de deux ou trois tronçons. Il est :

§ Soit en tubes aluminium posés sur des isolateurs support (colonnes ou pillards).

§ Soit en câbles suspendus par chaînes d’isolateurs lignes.

Le jeu de barres comporte un ou deux sectionneurs inter -barres suivant le nombre de tronçons installés.

Ces sectionneurs se manœuvrent hors charge et permettent de tronçonner le jeu de barres et de faciliter l’entretien des ouvrages HT par partie.

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§ Equipement d’une travée de départ Mt :

La travée de départ MT comprend :

ü Deux sectionneurs MT. ü Un disjoncteur MT. ü Un jeu de TC. ü Un jeu d’éclateurs.

2.2.Les transformateurs:

2.2.1.principaux types :

Ø Transformateur de puissance :

C’est un appareil abaisseur de tension et élévateur de courant qui garde constantes la fréquence et la puissance (cette dernière aux pertes prés).Comportant deux bobines. Un côté HT (primaire) et l’autre côté MT (secondaire), chaque bobine est composée d’un certain nombre de spires selon la puissance de l’appareil.

Ø Transformateur de courant (tc) :

Les transformateurs de courant sont constitués d’un enroulement primaire isolé au papier imprégné suivant les techniques les plus récentes. Les extrémités de cet enroulement primaire sont raccordées à la partie supérieure du transformateur.

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Ces transformateurs, sont destinés à l’alimentation des compteurs, wattmètres, enroulement de courant de relais secondaires et autres appareils de mesure et de contrôle.

Ø Transformateur de tension (TT):

Les transformateurs de tension sont généralement monophasés. Plusieurs pôles indépendants peuvent être regroupés en montage divers, deux types de branchement parallèle sur le réseau sont possibles :

Les TT avec les bobinages HT raccordés entre phase et terre : le TT a un seul pole isolé, l’autre étant mis à la terre, l’isolation est graduelle. Ce type est conçu pour des tensions jusqu’à 800kv.

Les TT avec le bobinage HT raccordé entre deux phases : le TT a deux pôles isolés. Ce type est conçu pour des tensions faibles jusqu’à 36kv.

Ø Transformateur diviseur de tension :

Les transformateurs condensateurs de tension « TCT » jouent le même rôle de réducteur de tension pour la mesure et la protection que les TT.

Leur différence par rapport aux TT est le remplacement de la bobine HT par une colonne de condensateurs en série raccordés entre phase et la terre. Les éléments de condensateurs sont enfermés dans un isolateur en porcelaine rempli d’huile isolante. La baisse définitive de tension se fait par un TT électromagnétique bobiné avec un pôle isolé et une bobine HT.

Ils sont utilisés pour l’alimentation de l’appareillage de télécommunication dans la télétransmission par ondes porteuses, avec possibilité de supporter à la partie supérieure un circuit bouchon d’une masse et de poids important.

2.3. Le combine de mesure de courant et de tension :

Les transformateurs combinés (TCTT) sont le regroupement dans la même enveloppe d’un TT et d’un TC. En pratique, cette opération est économique et matériellement réalisable dans la gamme des tensions 72.5 à 245kv pour montage extérieur.

2.3.1.Constitution :

Ils sont constitués essentiellement de :

§ Des enroulements : un transformateur possède au moins deux enroulements (bobines) en fil de cuivre (ou l’aluminium) l’une dite « primaire » d’autre dite « secondaire » en filées sur le noyau.

Remarque : un transformateur peut être utilisé en différemment des deux côtés.

L’énergie prenant du réseau est appliquée au primaire d’enroulement secondaire est destiné pour la charge des tensions aux bornes du primaire et au secondaire sont toujours différentes.

§ Organes mécaniques : Ø la cuve :

- protection mécanique de la partie active

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- contenance de l’huile diélectrique

- support de la partie active

- évacuation de la chaleur de la partie active

- manutention de l’appareil

Ø conservateur d’huile (ballonnet). Ø réservoir d’huile (8 à 12% du volume d’huile du transformateur). Ø traversées (bornes) HT et MT. Ø Aéroréfrigérants . Ø Dissipateur (assecheur) d’air contenant de l’actigel. La couleur rosâtre de l’actigel est un

indicateur sur la présence de l’humidité dans l’huile du transformateur.

2.5.Les appareils de coupure :

2.5.1.Le disjoncteur :

Ø DÉFINITION:

C’est un appareil mécanique de connexion capable d’établir, de supporter et d’interrompre des courants dans les conditions normales du circuit, ainsi que d’établir, de supporter pendant une durée spécifiée et d’interrompre des courants dans des conditions anormales spécifiées telles que celles du court-circuit. Le disjoncteur permet la protection contre les surcharges ; c’est le rôle du déclencheur thermique qui peut détecter de faibles surcharges.

Ø LES PRINCIPAUX TYPES SONT (pour plus de detail voir annexe n°1 différents types de disjoncteurs) :

• Disjoncteurs à gros volume d’huile. • Disjoncteurs à petit volume d’huile. • Disjoncteurs à coupure d’air comprimé. • Disjoncteur à coupure par procédé ortho fluor (SF6).

Pour les mêmes raisons que les disjoncteurs, les commandes également sont de plusieurs types :

• Commandes classiques à ressort. • Commandes pneumatiques • Commande oléopneumatique.

2.5.2.Le sectionneur:

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Ø DÉFINITION :

Le sectionneur est un appareil de sectionnement, de séparation et d’isolement. Sa fonction principale est l’ouverture visible, permettant la possibilité de verrouillage matériel dans une position déterminée (ouverture ou fermeture).

Les sectionneurs sont d’une grande variété pour une utilisation extérieure et intérieure. Le principe de fonctionnement et le mode de séparation diffèrent d’une marque à l’autre.

La commande est généralement manuelle ; Cependant, elle peut être motorisée (pour les sectionneurs THT et HT).

Ø LE MODE DE SÉPARATION : § Mouvement vertical § Mouvement par rotation latérale d’une colonne § Mouvement par rotation latérale de deux colonnes § Mouvement par rotation latérale de trois colonnes § Mouvement rectiligne

Ø LES ÉCLATEURS :

Dispositif constitué de deux électrodes dont l’écartement peut varier et entre lesquelles s’amorce une étincelle lorsqu’elles sont portées à une différence de potentiel indéterminée, qui est fonction de leur écartement et du milieu les séparant.

2.5.3.Circuit bouchon :

C’est un circuit comportant une bobine et un condensateur branché en parallèle, accorder à une fréquence bien déterminé de telle sorte que cette impédance est faible pour cette fréquence on dit que ce circuit est passant par cette fréquence. Par contre son impédance devient très grande pour autre fréquence d’intensité est maxi pour qu’il y a résonance .

2.5.4.Diviseur de tension capacitif :

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Réducteur capacitif sert à fractionner une haute tension pour alimenter les appareils de mesure. Il joue le rôle d’un transformateur de tension.

3. Les auxiliaires a courant alternatif :

3.1. Au niveau des postes HT/MT :

La source d’alimentation est assurée par un ou deux transformateurs MT/BT, appelé transformateur des services auxiliaires ou TSA en règle générale chacun des TSA est raccordé aux bornes MT d’un transformateur de puissance.

L’automatisme « permutation automatique » des auxiliaires permet l’aiguillage de l’alimentation des services auxiliaires sur le transformateur en service.

N.B : les TSA ne fonctionnent jamais en parallèle. Un verrouillage électrique et mécanique est prévu entre les contacteurs de la permutation automatique.

Pour les postes équipés d’un seul transformateur de puissance HT/MT, un seul TSA est utilisé.

Les circuits pouvant admettre un temps de coupure réduit. Sans répercussion sur le fonctionnement correct des installations, par contre le mangue d’alimentation prolongée sur ces circuits est susceptible de provoquer des perturbations dans l’exploitation du poste.

Ces circuits comprennent :

§ Les redresseurs qui assurent l’alimentation des circuits continus et la charge des batteries d’accumulateurs.

§ Les moteurs des aéroréfrigerants, il est à noter que les circuits d’alimentation des aéroréfrigerants des transformateurs doivent impérativement être alimentés lorsque le transformateur correspondant est en service.

§ Les moteurs des disjoncteurs et sectionneurs, si ces derniers sont motorisés. § Les circuits d’éclairage du poste extérieur et des locaux industriels.

Les circuits dont la perte, bien que gênante, ne compromettent pas dans l’immédiat l’exploitation de l’ouvrage.

Ces circuits comprennent :

§ Le chauffage des bâtiments. § Les circuits dit force (ou circuit de puissance). § Le chauffage de l’appareillage HT et MT.

3.2.Distribution des auxiliaires alternatifs :

La distribution de cette source alternative est assurée de la façon suivante :

§ Un disjoncteur général est raccordé aux bornes BT de chaque transformateur des services auxiliaires.

§ La distribution des alimentations est assurée à partir des armoires des auxiliaires alternatifs installées dans la salle des relais du poste, la liaison entre les armoires et le secondaire des TSA est réalisé en câble.

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§ L’armoire qui comporte un seul jeu de barres pour les postes HT/MT, assure la distribution de

l’énergie sur plusieurs départs protégés par des disjoncteurs divisionnaires. Ces disjoncteurs sont équipés d’un contact de signalisation de déclenchement.

§ Deux armoires sont utilisées dans le cas du poste THT/HT/MT :

q Une pour alimenter les circuits dits « réseau », une coupure de courant sur ces circuits non secourus ne gêne pas l’exploitation du poste.

q Une pour alimenter les circuits dits « secourus » dont la coupure, même de courte durée risque de perturber l’exploitation des installations.

q Le contrôle de ces circuits est assuré par un relais à manque de tension inclus dans le relayage de la tranche générale, ou dans les tranches des services auxiliaires.

q La constitution des circuits auxiliaires à courant alternatif, ainsi que le choix des disjoncteurs de protection sont précisés sur le schéma type. Les calibres des disjoncteurs utilisés sont :

- 16A à 60A pour les utilisations (chauffage, aéro, etc.) - 100A et 400A pour les arrivées des TSA suivant la puissance nominale de ces

derniers.

4. Les auxiliaires à courant continu :

4.1. source continue 127v :

Cette source est constituée par une batterie d’accumulateurs associée à un chargeur. La batterie fonctionne normalement en flotting c’est-à-dire avoir été chargé, elle est maintenue en cet état par un chargeur qui fournit en même temps le courant permanent absorbé par l’installation.

Les pointes de courant correspondant à un fonctionnement occasionnel de l’appareillage du poste sont assurées par le chargeur dans la limite de ses possibilités, le complément étant fourni par la batterie.

En cas de manque de courant alternatif entraînant l’arrêt du chargeur, la batterie assure à elle seule la fourniture du courant permanent est pointe de consommation.

Lors du rétablissement du courant alternatif, le chargeur assure autres fonctions normales, fourniture du courant permanent et des pointes, la charge à fond de la batterie.

Le régime de flotting est automatiquement repris en fin de charge et dés réapparition de la tension d’alimentation. Dans le cas d’une interruption d’alimentation de faible durée survenue lors d’un fonctionnement normal en flotting, la tension de flotting est 124v, 127v, la tension de charge à fond est de 130.5v.

La capacité de la batterie se détermine en faisant le calcul de consommation des différents circuits à courant continu, ce qui conduit à rechercher le courant permanent absorbé par l’installation en service normal.

Le courant permanent absorbé par l’installation en cas de panne de l’alimentation a courant alternatif, le courant de pointe maximal absorbé par l’installation en cas de panne de l’alimentation à courant alternatif, la durée de la panne de l’alimentation a courant alternatif, il y a lieu de noter que les valeurs habituellement retenues pour cette durée sont de 3 heures, 30 mn ou 15 mn selon le degré de sécurité de l’alimentation courant que l’on désire.

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4.2. source continue 48v :

Les conditions d’exploitation de la batterie 48v associée à un chargeur sont identiques à celle indiquée pour la source continue 127v.

Toutefois le changement de régime de fonctionnement du redresseur chargé à fond et en flotting se fait manuellement :

- la tension de flotting est 51 à 53v. - la tension de charge à fond est 54v.

Alimentation des tranches :

Une tranche électrique est constituée par l’ensemble de circuits de commande, de contrôle ou de protection de l’une des éléments suivants :

- Contrôle générale ; - Contrôle du jeu de barres HT ; - Contrôle des travées de départs THT, HT ou MT ; - Contrôle des travées de transfos HT/MT, THT/HT ou MT/BT ; - Contrôle des services auxiliaires ; - Contrôle de l’ensemble des installations MT, HT ou THT

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I.GENERALITE

La protection des équipements est un problème complètement différent où les considérations économiques seront primordiales.

En effet, la technologie actuelle peut protéger les équipements électriques de la plupart des accidents qui pourraient se produire pendant l'opération d'un système de distribution ou de génération d'énergie électrique.

Le problème de la protection est équivalent à celui de l'assurance et il faut évaluer le risque en fonction des coûts de réparation anticipés ou des délais à subir en cas de perte d'équipement.

Bien sûr, si les équipements à protéger ont une valeur relativement petite par rapport au coût de la protection, il sera probablement logique de ne pas protéger.

L'expérience devient donc un atout majeur dans l'évaluation du risque et la littérature signale les règles retenues par les plus expérimentés.

Les protections contrôlent en permanence l’état électrique et mécanique des équipements en

surveillant un certain nombre de :

§ grandeurs électriques caractéristiques (courants, tensions, fréquence)

§ des combinaisons de ces grandeurs (puissances, impédances, etc.) ;

§ autres grandeurs : la pression d’un fluide, la température…

Tout défaut doit donc être :

§ détecté,

§ identifié,

§ et, l’ouvrage affecté, éliminé rapidement.

C’est l’objet des systèmes de protections.

Chapitre I

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1.Rôle et fonction de la protection dans le réseau électrique :

Les dispositifs de protection surveillent en permanence les installations électriques d’un réseau (transformateur, jeu de barres, réactance , transformateur de tension, transformateur de courant, lignes ,etc. ….) et provoquent leur mise hors tension par ouverture des disjoncteurs qui les encadrent lorsque ces éléments sont le siège d’une perturbation (Court-circuit , défaut d’isolement , coup de foudre , orage , etc…). Et CECI DANS le but de :

§ Protéger le personnel contre les dangers électriques.

§ Eviter les détériorations de matériel

§ Limiter les contraintes thermiques, diélectriques, et mécaniques auxquelles est soumis le matériel.

§ Préserver la stabilité et la continuité de service du réseau.

§ Protéger les installations voisines contre l’effet d’induction lors d’un défaut.

§ Donner des informations sur la nature des défauts qui se produisent dans le réseau électrique (Consignateur d’état, perturbographe, EMS).

2. Conditions que doit remplir un système de protection :

Une intervention correcte d’une protection permet de réduire :

§ La propagation en cascade du défaut.

§ Le coût de réparation des dégâts.

§ L’indisponibilité du materiel.

Et pour qu’un système de protection puisse accomplir convenablement les taches qui lui sont assignées, il doit satisfaire les exigences suivantes :

§ Fiabilité : Déclenchement suite à un défaut réel (décision sûre)

§ Disponibilité : C’est la capacité de fonctionner lors de l’apparition d’un défaut, ce qui

impose diverses procédures ou dispositifs pour s’assurer que la protection est en état

de marche.

§ Rapidité d’action : Pour limiter les effets néfastes du défaut

§ Sensibilité : Détecter la moindre variation de grandeur à surveiller

§ Consommation : Elle doit être réduite

§ Sélectivité : Déclenchement seulement des appareils encadrants le défaut, de manière

à maintenir sous tension les parties saines.

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§ Robustesse : capacité de résister aux influences extérieures (champs magnétiques,

vibrations, chaleur, humidité, pollution etc.)

§ Précision :

Elle est exprimée par l’écart entre les valeurs extrêmes de la grandeur de mesure pour laquelle la protection fonctionne réellement après affichage des valeurs de consigne (tolérance).

En générale les performances d’un système de protection dépendent des facteurs suivants :

ü Un choix judicieux du type de protections dont les caractéristiques sont bien adaptées aux défauts du réseau protégé ; nature de réseau.

ü Une détermination correcte des réglages et une maintenance à la fois efficace et économique.

3. Structure d’une protection :

Quelle que soit la technologie (électromécanique, électronique (statique)), la fonction

protection est réalisée, avec trois éléments fondamentaux :

des capteurs :

- réducteurs de mesure (TC et TT) fournissant des grandeurs électriques,

utilisables par les protections, qui sont l’image de celles sollicitant l’élément de à protéger,

- détecteurs ce sont des équipement de contrôle des grandeurs physiques telles

que la température, la pression, le niveau…

un équipement de protection, comportant des fonctions de :

- mesure, - surveillance, - comparaison,

- temporisation, et logiques de traitement et de décision.

un disjoncteur D, sa fonction est de transmettre et exécuter des ordres issus de

l’équipement de protection.

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4.Schéma de principe des protections :

II.RELAIS

1.Définition :

Le relais est un dispositif à action mécanique ou électrique provoquant le fonctionnement des

systèmes qui isolent une certaine zone du réseau en défaut ou actionnant un signal en cas de défaut ou

de conditions anormales de marche (alarme, signalisation,…..).

2.Désignation d’un relais :

Un relais est désigné selon la grandeur surveillée (tension, courant, puissance, fréquence,

impédance,…)

• Relais à maximum de courant RMA ou TA

• Relais à maximum de tension RMV ou TV

• Relais à minimum d’impédance RMZ ou TZ

• Relais directionnel de puissance RDW ou TLW

• Relais à minimum de réactance RMX

protection arrivée

protection départ

Réenclencheur

Delestage

relestage

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3.Différents types de relais :

Il existe essentiellement trois classes de relais selon l’organigramme suivant :

(les protections installées dans les postes sources annexe n°2)

III.PROTECTIONS A TECHNOLOGIE ELECTROMECANIQUE

1.Définition :

Les premières protections utilisées étaient en technologie électromécanique, elles sont plus souvent de type PAK 412.

Elles se composent de quatre relais : - deux relais de phase de type RMA 420 ;

- un relais de courant homopolaire de type RMA 422.

- Un relais à temps indépendant de type RT 210, réalisant la fonction de déclenchement temporisé.

Relais

Electromagnétique Numérique Statique

Attraction Induction

Semi-conducteur Microprocesseur

Noyau plongeur Balance

Disque Cylindre

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2.Principe de fonctionnement :

Les relais électromécanique reçoivent les signaux analogiques (courants : 5A, tensions : 100V) à partir des réducteurs de mesures (Transformateurs de courant et Transformateurs de tension ) , ces grandeurs électriques attaquent les bobines du relais pour être transformer en forces magnétiques. Ces forces actionnent, par l’intermédiaire des parties mobiles, les contacts des relais pour élaborer des ordres de déclenchement vers l’extérieur (disjoncteur).

Lorsque la bobine est alimentée, elle crée un champ magnétique qui attire la lamelle métallique. Lorsque la bobine n’est plus alimentée, la lamelle reprend sa position initiale grâce à un ressort de rappel.

3.Avantage et limites de la protection a technologie électromecanique :

Avantages § Comme c’est expliqué ci - dessus, la protection à technologie électromécanique est

composée de relais et de contacts dont on connaît les rôles et le mode de fonctionnement. Ainsi si la protection ne réponds pas correctement on peut faire un diagnostique, relever l’élément défaillant, généralement c’est un relais qui doit être changé ou un contact qui doit être nettoyé.

Inconvénients § C’est grâce aux contacts instantanés ou temporisés que l’ordre passe au disjoncteur pour

déclencher ou enclencher, cependant :

§ d’une part ces contacts s’usent avec le temps ce qui influence négativement la réponse de la protection, c’est inévitable.

§ D’autre part, ils ont besoin de nettoyage de temps en temps, une action de maintenance préventive qui n’est pas prévu par le constructeur qui confirme que ses boîtiers sont étanches, avec le temps même les vis assurant l’étanchéité des boîtiers s’usent et ces derniers deviennent moins étanches.

ressor

palette mobile du

barreau

conducteur

contacts du circuit de

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§ Les relais de technologie mécanique ont connu une nette régression vu l’apparition d’autres technologies plus performantes, ceci explique le fait qu’ils sont de plus en plus rares dans le marché, par conséquent un changement de ce type de relais est devenu coûteux.

§ Les protections à technologie électromécanique ne possèdent qu’un seul seuil de réglage du courant et de temps, il est impossible de régler indépendamment les courants de court-circuit et de surcharge.

IV.PROTECTIONS A TECHNOLOGIE STATIQUE :

1.Définition :

Les protections ampérmètriques de type statique sont composées de cartes de seuils à technologie et de relais électromécaniques. La carte est constituée de plusieurs composants électroniques et de circuits analogiques. Ses composants sont disposés sur des circuits imprimés. Les grandeurs caractéristiques sont mesurées et traitées de manière continue, le signal obtenu par le réducteur de mesure est filtré, redressé et transformé en un signal continu proportionnel et ce signal est comparé ensuite à la valeur de consigne et enfin on envoie la commande au relais électromécanique.


Le relais électronique reçoit les signaux analogiques (courants : 5A, tensions : 100V) à partir des réducteurs de mesure (Transformateurs de courant ;Transformateurs de tension) ,il les convertis en signaux analogiques plus faibles par exemple (courants : 10mA, tensions : 5V).ces signaux analogiques de valeurs faibles attaquent alors des composants électroniques (diodes, transistor, etc.…) pour élaborer des informations (contacts de déclenchements) vers l’extérieur du relais ( disjoncteurs).

3.Avantage et limites de la protection a technologie statique :

Avantages:

§ L’utilisation de la technologie analogique permet une circulation rapide et faible de

l’information, en n’utilisant que des circuits imprimés et des composants électroniques analogiques, on n’a plus les contraintes de contacts. On gagne, alors au niveau de la précision.

§ Un encombrement réduit .

Inconvénients:

§ L’utilisation de trois relais électromécaniques implique qu’on peut toujours avoir des

problèmes liés à leurs contacts, comme dans le cas des protections électromécaniques, des problèmes d’usures par exemple.

§ Une défaillance dans une de ses cartes nécessite son changement : solution coûteuse.

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§ Les protections de type statique installées ne possèdent qu’un seul seuil de réglage du courant et de temps, il est impossible de régler indépendamment les courants de court-circuit et de surcharge.

V .PROTECTIONS A TECHNOLOGIE NUMERIQUE :

1.Définition :

Le numérique consiste à transformer les grandeurs analogiques en numérique. Le signal n’est plus qu’une suite de ‘0’ et de ‘1’, une fois sous cette forme le signal peut être copié et transmis sans pertes car au lieu de transporter un signal dont l’amplitude doit varier fidélement à l’original on transporte un signal formé de seulement deux amplitudes. Ainsi lorsqu’un parasite perturbe un signal analogique, en numérique ce parasite n’aura aucun effet. Après un transport et un stockage en numérique le signal devra revenir à sa forme analogique. La protection numérique est constituée d’un ensemble de cartes à base de combinatoires logiques qui traitent les données sous leurs formes numériques, d’un convertisseur analogique numé rique et d’un convertisseur numérique analogique.


La protection numérique traite le signal analogique reçu par le transformateur de courant rien qu’avec des combinatoires logiques au sein du Microprocesseur, ce qui nécessite un convertisseur Analogique Numérique avant traitement des données pour convertir le signal analogique d’entrée en signal numérique et un Convertisseur Numérique Analogique après ce traitement pour convertir le signal numérique de sortie en signal analogique.

Ainsi on peut présenter le schéma de fonctionnement global simplifié des protections numériques comme ce qui suit :

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3.Avantage et limites de la protection a technologie numérique :

Avantages:

§ Une très bonne précision

§ Le système indiquent les valeurs atteintes par les courants phase et terre à l’instant de la coupure ;

§ La fonction optionnelle de communication permet de réaliser des téléréglages, les télémesures, les télésignalisations et les télécommandes au moyen d’une liaison deux fils avec un superviseur pour obtenir une conduite centralisée.

§ L’établissement des réglages et les essais sont facilités : les valeurs de courant et de tension primaires sont données en lecture directe ;

§ Encombrement très réduit, le montage est limité à seul appareil ;

§ Elles possèdent deux seuils de réglage du courant et de temps d’où la possibilité de régler indépendamment les seuils du courant de court-circuit et surcharge ;

§ Elles n’ont besoin d’aucune maintenance;

§ Une bonne fiabilité et sûreté de fonctionnement : elles n’ont pas besoin d’essais de vérifications, un signal préviens quand il s’agit d’un problème au niveau de la commande ;

§ Elles possèdent une option qui évite le problème de cumul de temps ;

§ Elles disposent d’une recherche de terre individuelle dans le même dispositif que la protection à maximum de courant.

Inconvénients:

§ Il faut changer carrément une carte en cas de défaillance, c’est une solution coûteuse.

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PROTECTION MT AU NIVEAU DES POSTES SOURCES (60/22KV)

I.ETUDE DU SYSTEME DE PROTECTION EXISTANT :

1.Introduction :

Après avoir cité quelques généralités sur les protections, l’objet de ce chapitre est de décrire le

mode de fonctionnement des équipements de protection dans les postes 60/22KV afin de définir par

la suite les besoins en matériel de protections Pour pouvoir évaluer la rénovation du système de

protections des groupes. C’est pour cela qu’on a jugé qu’il est nécessaire de mener une étude du

matériel existant et de recenser les dysfonctionnements constatés.

2.Étude du système existant :

Le matériel du système de protection existant est d’une technologie très ancienne et présente

quelques difficultés pour les intervenants, (la durée des interventions est parfois relativement longue et

nécessite un nombre important de schémas et de vérifications rigoureuses pour la localisation et la

maîtrise de l’origine des défauts initiateurs).

Le système de relayage est caractérisé par un encombrement dans les équipements (voir figure

A), complexité d’automatisme, problèmes de maintenance, durées d’interventions longues, moyens de

bord complexes (schémas et plans) et nécessite la disponibilité en permanence des intervenants.

En plus le réglage des seuils de fonctionnement est difficile, la consommation d’énergie est

sensiblement importante et le système présente des affaiblissements de sensibilité par le vieillissement

des différents organes des relais.

Chapitre II

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Le rôle du système de protection existant est d’assurer la protection contre les défauts de nature

électrique et mécanique.

II.LES DIFFERENTS TYPES DE DEFAUTS

Les types de défauts existants peuvent être classés en deux catégories :

1.Défauts dórigine externe

1.2. origine mécanique :

Cést le cas de la rupture dún support, dún conducteur ou dún isolateur sur une ligne aérienne, mais on peut aussi classer dans cette catégorie les amorçages dus aux contacts de branches, de brindilles ou même dóiseaux avec les conducteurs ; pour un câble souterrain, un exemple typique est constitué par la détérioration résultant dún coup de pioche.

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1.2.origine atmosphérique :

Cést le cas de la foudre qui frappe les conducteurs dúne ligne ou dún poste ou tombe dans leur voisinage immédiat ; on peut aussi inclure dans les défauts dórigine atmosphérique les amorçages qui résultent des dépôts conducteurs accumulés sur les isolateurs (dépôts salins ou à base de charbon).

2.Défaut dórigine interne :

Ce sont les défauts qui prennent naissance dans les réseaux eux-mêmes sans être justifiés par aucune cause extérieure ; cést, par exemple, le cas des surtensions dues à des phénomènes de résonance, de ferrorésonance ou dóuverture de circuits électriques en charge.

III.LES DEFAUTS AFFECTANT LE GROUPE

Les défauts affectant la bonne marche du groupe sont classés en deux catégories :

Ø Défauts d’origine externe :

§ Les surtensions (maximum de tension). § Les surintensités (maximum de courant). § Les variations de fréquence (maximum et minimum de fréquence). § Les déséquilibres . § Les survitesses .

Ø Défauts d’origine interne :

§ Les différentielles entre phases. § Augmentation de la temperature. § Manque de pression.

1.Les défauts affectant le transformateur :

Un transformateur de puissance peut être soumis à deux types de défauts :

§ Les défauts internes : court-circuit entre spires ou entre enroulement et la cuve du

transformateur, défaut sur le circuit magnétique ou mauvais fonctionnement du

système de refroidissement, augmentation ou diminution du niveau d’huile (Les

défauts Buchholz) ou défaut sur le régleur de charge ;

§ Les défauts externes : court-circuit sur le réseau qu’alimente le transformateur : surcharge, surtension due à la foudre ou à un défaut du système de régulation.

2.Caractéristiques des défauts :

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Les défauts qui se manifestent sur les réseaux de distribution peuvent être momentanés ou permanents.

2.2.Classement des défauts :

2.2.1.Définitions :

Le classement actuel des défauts se fait en fonction de la façon dont ils sont traités par les automatismes de reprise de service (réenclencheurs) : § Défauts auto-extincteurs : ils disparaissent naturellement avant fonctionnement des

protections, en une durée inférieure à environ 100 ms. § Défauts fugitifs : ils nécessitent le fonctionnement des protections et sont éliminés par les

automatismes de reprise de service après une ouverture d'environ 0,3 s ou par le disjoncteur shunt (voir paragraphe 5.6).

§ Défauts semi-permanents : ils nécessitent le fonctionnement des protections et sont éliminés

par les automatismes de reprise de service à l'issue du 1er ou du 2ème réenclenchement lent (voir Annexe n°3).

§ Défauts permanents : ils ne sont pas éliminés par les réenclenchements et nécessitent une intervention de l'exploitant car ils exigent une réparation du réseau. Ils correspondent, par exemple, à la rupture dún support, dún conducteur ou dún isolateur sur une ligne aérienne et la détérioration dún câble souterrain quelle quén soit a cause.

2.2.2.Conséquences des défauts

Les défauts peuvent avoir plusieurs sortes de conséquences.

Echauffement

Les courants de court-circuit consécutifs aux défauts peuvent provoquer des échauffements anormaux, particulièrement dans les câbles souterrains MT pour lesquels les échanges calorifiques avec léxtérieur sont assez limités.

Destructions provoquees par les arcs

Le contournement par les arcs des chaînes dísolateurs peut entraîner la destruction de celle-ci ; de même, lors du claquage dún câble souterrain, lárc peut fondre le cuivre et le plomb : cette fusion est dáutant plus important que la durée d´élimination du défaut a été longue.

Explosion de disjoncteurs

La valeur importante atteinte par les courants de court-circuit peut provoquer léxplosion de disjoncteurs, particulièrement si ceux-ci sont dún type ancien et sont placés sur des réseaux M.T. alimentés par des transformateurs HT/MT de grande puissance.

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Efforts electrodynamiques

Le matériel qui supporte le passage de coût circuit très intenses est soumis à des efforts électrodynamiques importants ; en particulier, les jeux de barres, les supports dísolateurs, les enroulements de transformateurs peuvent être déformés ou avariés si leur rigidité mécanique ne présente pas des garanties nécessaires.

Perturbations dans les lignes telecommunications

Lorsquúne ligne M.T. emprunte un trajet parallèle a celui dúne ligne de télécommunication, il peut arriver quén cas de défaut à la terre sur la ligne M.T., une f.é.m. induite proportionnelle à líntensité du courant de défaut apparaisse dans le circuit constitué par le sol et la ligne de télécommunication ; cette f.é.m. peut être dangereuse pour les installations téléphoniques et pour le personnel qui les exploite.

Chute de tension

Les courants de court-circuit provoquent de brusques variations de tension, non seulement sur la ligne mauvaise, mais aussi sur les lignes adjacentes.

III.LES DIFFERENTS TYPES DES PROTECTIONS

Selon la gravité des défauts qui peuvent se produire, on distingue :

Les protections provoquant les signalisations :

Elles surviennent en cas des défauts minoritaires qui n’empêchent pas la continuité de

l’exploitation. Elles déclenchent une sonnerie et donnent une signalisation.

Les protections provoquant l’arrêt électrique :

Elles surviennent en débranchant les parties électriques des groupes (disjoncteur et contacteur

d’excitation).

Les protections provoquant l’arrêt total :

Elles interviennent lors des défauts électriques graves pouvant endommager l’installation et les

défauts mécaniques. Elles entraînent l’arrêt immédiat du groupe par la fermeture du cercle de

vannage, l’ouverture du disjoncteur 150 kV et l’ouverture du contacteur d’excitation.

Les protections provoquant la protection incendie :

En cas de détection d’incendie, le système de protection émit des jets d’eau ou de CO2.

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1.Protection contre les défauts internes

Protection masse cuve

Son principe est basé sur l’isolement de la cuve par rapport à la terre et la détection du courant qui transite sur la seule liaison reliant la cuve du transformateur à la terre par l’intermédiaire du TC tore installé sur cette dernière. Ceci survient en cas de court-circuit entre enroulement et la cuve ou en cas de contournement de bonnes d’une traversée.

Cette protection du type ampérmétrique a une action instantanée et est réglée, généralement à 60% du courant nominal du transformateur côté 60KV.

Protection buchholz

Cette protection est sensible à tous les défauts internes qui provoquent un arc électrique tels que :

- Claquage ;

- Détérioration des circuits magnétiques ;

- Echauffements anormaux provoquant la décomposition de l’huile.

Le principe de cette protection est basé sur la détection du dégagement gazeux provoqué par la décomposition de l’huile suit à la survenue de défauts à l’intérieur du transformateur.

Contrôle de la température

Les transformateurs de puissance sont équipés par des sondes thermostatiques pour le contrôle de la température.

On distingue:

- Une sonde thermostatique réglée à 80°C. Son action entraîne une signalisation sur l’élévation de la température.

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- Une sonde thermostatique réglée à 90 ou à 100°C. Son action entraîne instantanément le déclenchement du transformateur.

- Deux autres sondes, réglés respectivement à 65°C pour le démarrage des aéroréfrigérants de réserve et la commande de leur arrêt.

Protection contre le manque de la circulation d’huile

Le fonctionnement des pompes de circulation d’huile de refroidissement des transformateurs est contrôlé par l’intermédiaire de clapets dont la position indique la circulation d’huile ou l’arrêt des pompes. Ces clapets actionnent des contacts pour signaler au bout de 5 minutes le manque de circulation d’huile.

Ce dispositif est associé à un relais ampéremétrique qui contrôle la charge du transformateur. L’ensemble provoque le déclenchement du trnasformateur après une temporisation de 20 mn, en cas d’arrêt de fonctionnement des pompes et lorsque la charge du transformateur est supérieure à 20% de la charge nominale.

2.Protection contre les défauts externes :

Les transformateurs HT/MT sont équipés d’une protection ampéremétrique côté moyenne tension contre les défauts polyphasés. Cette protection est constituée par deux relais de phase alimentés par les TC busching installés sur les bornes de sortie moyenne tension du transformateur.

Cette protection a pour but :

- de protéger le transformateur et la liaison reliant le transformateur et le jeu de barres contre les défauts polyphasés .

- de secourir la protection arrivée transformateur et les protections des départs MT.

- De protéger le transformateur contre les surcharges.

Pour cela, elle est réglée à 120% du courant nominal du transformateur et temporisée à 2,5s pour assurer la sélectivité avec la protection arrivée transformateur. Son fonctionnement entraîne le déclenchement des disjoncteurs HT et MT.

D’autre part, ces transformateurs sont équipés contre les défauts à la terre par une protection neutre côté 22KV. Cette protection est composée d’un relais ampéremétrique alimenté par le TC installé sur la connexion de mise à la terre du neutre.

Ce relais contrôle le courant résiduel qui circule dans le neutre 22KV du transformateur au moment d’un défaut à la terre.

Cette protection est réglée de la même manière que le relais homopolaire de la protection arrivée transformateur et permet de :

- protéger la résistance de mise à la terre du neutre

- secourir la protection arrivée transformateur.

- protéger le transformateur HT/MT contre les défauts à la terre.

-

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Protection arrivée moyenne tension

On entend par arrivée MT, la partie qui se situe entre le transformateur HT/MT et le jeu de barres MT.

La protection de cette partie est une protection ampérmétrique constituée par deux relais de phase et un relais homopolaire ainsi qu’un relais de temporisation.

Elle est alimentée par les TC installés sur l’arrivée du transformateur HT/MT et a pour but :

§ De secourir les protections ampérmétriques des départs moyenne tension en cas de défaillance de leur protection ou en cas de refus d’ouverture de leur disjoncteur suite à une sollicitation de protection.

§ De protéger le transformateur et le jeu de barres contre les défauts survenant sur les barres.

Les relais de phases sont réglés généralement à 120% du courant nominal du transformateur.

Le relais homopolaire est réglé à une valeur supérieure au courant maximal de réglage des relais homopolaires des départs MT.

Pour assurer la sélectivité avec les protections des départs MT, la protection de l’arrivée est temporisée à 2s ; son fonctionnement est suivi par le déclenchement du disjoncteur haute tension après une temporisation de 0,5s en cas où le relais restait sollicité.

Protection départ moyenne tension

La protection des départs MT qui sont tous en antenne, est assurée par un ensemble ampérmétrique constitué par :

§ Deux relais de phase qui permettent de protéger la ligne contre les défauts polyphasés et les surcharges qui peuvent l’affecter. Ils sont réglés en fonction de la charge maximale transitée et de la tenue du conducteur de la ligne.

§ Un relais homopolaire alimenté par le courant résiduel résultant de la somme des trois courants qui transitent sur les trois phases. Ce relais permet de détecter les défauts à la terre et est réglé à une valeur supérieure au :

- Courant capacitif de la ligne afin de rester indifférent aux défauts survenant sur les autres départs MT.

- Seuil de sensibilité des transformateurs de courant, ce seuil est de l’ordre de 6% du courant nominal du TC pour ne pas tenir compte de la dispersion des caractéristiques de ces éléments.

§ Un relais de temporisation sollicité soit par les relais de phase, soit par le relais homopolaire. Il est réglé généralement entre 1 et 1,5s pour assurer la sélectivité avec les autres protections installées en aval.

3.Recherche de terre résistante :

Généralité

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Les protections sélectives utilisées sur les départs MT possèdent un certain seuil qui ne leur permet pas la détection des défauts phases-terre résistants. Il est donc indispensable de les compléter par un détecteur constitué par un relais de courant ultrasensible alimenté par un transformateur de courant spécial dont le primaire est branché en série dans la mise à la terre du neutre du poste.(voir fig)

Principe de fonctionnement

Le détecteur de terre résistance émet deux ordres distincts :

§ Le premier temporisé à 1,5s attaque une barre générale unique au poste qui est éventuellement aiguillée par le commutateur T.S.T pour déclencher définitivement le départ MT dans le cas où ce dernier est exploité en régime spécial ;

§ Le deuxième temporisé de 15 à 20 secondes attaque :

- soit une signalisation <<terre résistance>> temporisé, dans ce cas la recherche du départ en défaut s’effectue manuellement par l’exploitant localement ou par télécommande lorsque le poste est téléconduit .

- soit le dispositif de recherche de terre résistance qui entame l’exploitation des départs MT suivant l’ordre préétablit.

L’arrivée de l’ordre sur chaque départ met en route les automatismes situés sur ce départ (Réenclencheurs rapide et/ou lent).

Si le défaut ne se trouve pas sur un des départs, il est soit sur le jeu de barres soit sur l’arrivée du transformateur en service. Dans ce cas le dispositif de recherche automatique provoque le déclenchement du disjoncteur de l’arrivée MT du transformateur, et si le défaut persiste, il provoque le déclenchement du disjoncteur HT du transformateur en service après une temporisation (en général de 0,5s).

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Le défaut étant éliminé, le dispositif s’arrête sur la position correspondant au départ en défaut pendant trois minutes avant de revenir à sa position de repos, sans déclencher aucun autre disjoncteur.

Si un nouveau défaut se produit sur un départ déjà exploré et que le dispositif ne soit pas revenu à sa position de repos, il termine le premier cycle et effectue un deuxième cycle de recherche en évitant de déclencher les arrivées transformateurs avant la fin du deuxième cycle.

4.Automatismes :

Le dispositif de réenclenchement est constitué par un réenclencheur MT associé à la protection ampèrmétrique.

Réenclenchement automatique rapide

Il a pour but d’éliminer les défauts monophasés et polyphasés.

Il est associé aux protections et au disjoncteur de chaque départ et a pour but d’éliminer les défauts monophasés et polyphasés. Ce dispositif :

§ est en route par les contacts instantanés des relais à maximum de courant.

§ provoque le réenclenchement rapide du disjoncteur de façon à ce que le temps d’isolement du départ en défaut soit de 0,3s (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) ;

§ se verrouille après un enclenchement pendant un temps suffisant pour permettre d’une part, en cas de défaut persistant, le déclenchement temporisé du disjoncteur et la mise en route du dispositif de réenclenchement lent, et l’autre part, le réarmement éventuel de la commande électrique du disjoncteur ;

§ n’intervient pas lors des manœuvres du disjoncteur commandés autrement que par les systèmes de détection des défauts.

Réenclenchement automatique lent

Ce mode de réenclenchement a pour but de réduire, dans toute 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.

En pratique, on prend une temporisation de 30 secondes.

Le dispositif de réenclenchement lent doit donc :

• Etre mis en marche par les contacts temporisés (0,5s environ) des dispositifs de détection et verrouiller, dés sa mise en marche, le dispositif de réenclenchement rapide.

• Provoquer un seul réenclenchement du disjoncteur du départ au bout de 30s

• Se verrouiller en cas de défaut permanent

5.Protection au niveau des postes répartiteurs et de sectionnement :

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Les départs issus du poste de sectionnement sont généralement équipés de la même protection que celle du poste source. La sélectivité entre ces protections et celles du poste source se fait par le courant et le temps.

Le réenclenchement adopté est soit un ou deux cycles lents. Le cycle rapide n’est pas utilisé dans le poste de sectionnement pour laisser à celui du départ du poste source d’effectuer une tentative de reprise de service (après un court délai de 0,3s).

La détermination des réglages des protections des départs aux postes de sectionnement est identique à celle des départs aux postes sources.

Par contre les défauts résistants ne sont pas détectés et éliminés au niveau des postes de sectionnement, c’est la protection du poste source qui s’en charge.

6. Protection au niveau des postes clients :

Les protections au niveau des postes clients sont constituées d’un interrupteur associé à des fusibles MT ou disjoncteur actionné par un système de détection de défaut et d’ordre (Transformateur de courant et relais de protection). Le choix est déterminé par la puissance à transformer.

Les solutions comportant un disjoncteur sont retenues quand la puissance dépasse 1000KVA en 22 KV.

La cellule de protection générale assure la mise hors tension de l’installation de l’utilisateur en cas de défaut ou de travaux sur son circuit.

Dans le cas de l’utilisation d’un disjoncteur, les protections sont réglées sur la plus petite des valeurs Icc(biphasé) ou 8.In avec une temporisation réglée en général sur 0,3s. In est ici égal à la somme des intensités susceptibles d’être appelées par l’installation. Ces réglages sont effectués par l’ONE et inaccessible à l’utilisateur.

7. Protection directionnelle :

Le rôle fondamental des protections d’un réseau électrique est de détecter un défaut électrique et de mettre hors tension la portion du réseau qui est le siège de ce défaut - portion la plus limitée possible.

La protection directionnelle permet de discriminer la partie du réseau en défaut mieux que ne le fait une protection à maximum de courant. Elle est nécessaire en cas de défaut :

• en présence de plusieurs sources. • si boucles fermées ou câbles en parallèles. • en neutre isolé pour les retours de courants capacitifs.

Ainsi, dans la situation d’un réseau à deux sources illustrée par la figure 1,les protections à maximum de courant déclencheraient.

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Les protections directionnelles de courant sont capables de ne déclencher que l’arrivée en défaut. C’est la mesure du sens d’écoulement du courant, c’est-à-dire la mesure du déphasage entre courant et tension, qui permet de détecter la direction dans laquelle se trouve le défaut.

applications :

Les protections directionnelles sont utiles sur tout élément du réseau où le sens d’écoulement de l’énergie est susceptible de changer, notamment lors d’un court-circuit entre phases et/ou d’un défaut à la terre (défaut monophasé).

• la protection directionnelle de "phase" est installée pour protéger deux liaisons exploitées en parallèle, une boucle ou une portion de réseau reliant deux sources d’énergie ( fig. 2).

• la protection directionnelle de "terre" est sensible au sens d’écoulement du courant à la terre. Dès lors que le courant de défaut phase-terre.se répartit entre plusieurs systèmes de mise à la terre(détail voir Annexe n° 3), il est nécessaire d’installer des protections directionnelles de terre.

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I. RENOVATION DES PROTECTIONS ELECTRIQUES

1.Introduction :

Afin de remédier aux inconvénients présentés par le système existant et afin d’établir ce qui

suit :

ü Réduction de tâche de maintenance ;

ü Sécurité des groupes et les installations annexes ;

ü Disponibilité de pièces de rechange ;

Dans ce chapitre, nous allons effectuer, dans un premier temps, le choix de la technologie

adéquate qui répond aux exigences. Dans un deuxième temps, nous étudierons la solution retenue.

2.Etude choix de la technologie :

Les équipements de protection qu’offre actuellement les constructeurs sont réalisés soit :

• En technologie analogique ;

• En technologie numérique.

Pour choisir entre les deux technologies, nous allons citer les avantages et les inconvénients

des deux variantes.

1Technologie analogique :

La technologie analogique offre les avantages suivants:

§ Assure les fonctions de protection souhaitées.

§ Disponibilité des pièces de rechanges.

§ Economie de la consommation d’énergie.

Mais elle présente comme inconvénients :

§ Système encombrant.

§ Ne communique pas directement avec le système contrôle-commande

(nécessité des interfaces).

Chapitre III

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Technologie numérique :

Cette technologie offre les avantages suivants :

§ Assure les fonctions de protection souhaitées.

§ Une intégration de nombreuses fonctions de protection dans le même

matériel.

§ Réduction et facilité des tâches de maintenance.

§ Disponibilité des pièces de rechange.

§ Communication directe avec le système de contrôle-commande.

§ Mesure des valeurs efficaces de courants et des tensions, de puissance active

et réactive.

§ Enregistrement des événements.

§ Perturbographie : permet l’enregistrement sous forme d’une courbe des

courants, des tensions de phases en cas de défaut.

3.Choix de la solution

Les deux variantes est en principe assurent les fonctions de protections souhaitées. Mais la

technologie analogique nécessite des interfaces de communication ce qui rend cette solution coûteuse

par contre la technologie numérique communique directement avec le système de contrôle-

commande. En plus la technologie numérique offre plusieurs avantages par rapport à la première.

Donc il est clair que la solution numérique l'emporte sur la technologie analogique.

Ce qui justifie notre choix de la technologie numérique.

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I.DESCRIPTION

La protection numérique a été conçu comme un système de protection, commande,

mesure et surveillance avec une architecture basée sur microprocesseur, qui constitue une solution complète pour la protection des différentes tranches de poste, conforme aux normes internationales les plus appropriées. Tous les éléments exigés pour contrôler un poste ont été intégrés dans un seul paquet pour une utilisation rentable, able et simple. Le bas nombre de composants, grâce à la plus haute technologie, fournissent une abilité très élevée. Il est typiquement appliqué aux lignes de transmission de n’importe quel niveau de tension ou comme composant dans un système de commande complet. D’ailleurs, il peut être appliqué dans une variété élevée de cas comme, par exemple, des transformateurs, coupleurs, batteries de condensateur, etc.

Les entrées et les sorties mécaniques ont été conçues d’une manière modulaire qui permet la migration facile des applications simples aux plus complexes.

L’unité inclut un contrôleur de bus CAN de bre optique qui permet d’utiliser des entrées/sorties distribuées à travers des modules externes.

Les fonctions de protection numérique incluent la surintensité de phases, neutre, terre, terre sensible, neutre isolé et séquence inverse, maximum et minimum de fréquence, maximum et minimum de tension, fonctions directionnelles de phase, neutre et terre, défaillance du disjoncteur, vérication du synchronisme ,réenclencheur, etc.

Les fonctions de commande incluent un PLC complet avec un afcheur graphique en option. La combinaison des deux éléments offre un contrôle total pour la tranche de poste. La protection permet de surveiller en temps réel les disjoncteurs et sectionneurs, opérations d’ouverture et fermeture surveillées par des verrouillages programmables et écrans de mesures.

La capacité de mesure offre une précision du 0.5% pour le courant, et 1% + 0.1% du fond d’échelle pour la tension dans le rang de mesure.

Les fonctions de surveillance incluent un enregistrement d’un nombre important d’événements (soit 479 événements pour ceux déjà installées), et un enregistrement d’oscilloperturbographie programmable.

La protection numérique incorpore jusqu’à trois ports de communication indépendants, COM1, COM2 et COM3, avec des différents options de moyen physique situés sur deux cartes débrochables. Les ports COM1 et COM2 fonctionnent sur Modbus. Ces ports peuvent être sélectionnés comme bre optique en plastique ou bre optique en verre. En plus, le port COM2 est accessible depuis la face du relais à travers d’un port RS232. Le port COM3 admet les protocoles Modbus en câble et bre optique. Le port offre trois options: un seul canal en câble, un canal en câble et bre optique, ou une carte redondante avec un premier canal en câble et bre optique et un deuxième canal en bre. En plus de ces ports, il existe aussi une connexion de bus CAN. Cette connexion est utilisée principalement pour contrôler les entrées et sorties à distance

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II.FONCTIONS :

Protection:

Configuration en fonction du nombre et du type des transformateurs de tension

Minimum de tension phase

Maximum de tension phase .

Maximum de tension homopolaire.

Maximum de tension inverse .

Minimum de tension directe .

Inhibition fonctions de protection tension & fréquence

Inhibition des temporisations (forçage en instantané)

Contrôle directionnel pour chaque unité.

Image thermique .

Maximum et minimum de tension de phases .

Maximum et minimum de fréquence

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Défaillance de disjoncteur

Réenclencheur avec quatre essais

Vérication de synchronisme

Puissance directe

Conducteur cassé

Mesure:

Mesure en temps réel de Ia, Ib, Ic, In, Ig, Isg,I2 , Vab, Vbc, Vca, Vx, P, Q, f, cos φ

Surveillance:

Surveillance en temps réel des éléments d’appareillage.

Génération et traitement des alarmes

Supervision de la bobine du disjoncteur

Défaillance de fusible

Fonctions d’Enregistrement et Analyse:

Enregistrement d’événements

Enregistrement d’oscilloperturbographie

Fonctions de Contrôle:

Contrôle du disjoncteur

Auto-maintien des contacts de sortie

Interdiction possible du téléréglage

Manœuvres programmables pour plusieurs éléments (conditions programmables d’opération, défaillance et succès, ainsi que des temporisateurs d’opération)

Verrouillages programmables

Entrées et sorties programmables

Diagramme unilaire programmable pour

la tranche de poste

Communications:

Afcheur alphanumérique local pour la protection.

Afcheur graphique local pour l’information de la tranche. Il devra inclure au moins des écrans programmables pour:

Représentation du diagramme unilaire.

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Manœuvres d’appareillage.

Accès aux données de mesure.

Représentation du panneau d’alarmes.

Représentation de l’état des E/S.

Port de communication en face permettant la communication à distance et en arrière permettant la communication local (selectionnable en bre optiqueou RS485)

Interface utilisateur § Écran rétro-éclairé à cristaux liquides § LED programmables § Accès protégé par mot de passe(et par capot plombable en option) § Logiciel de réglage sous Windows

III.METHODE DE CALCUL DU REGLAGE DES PROTECTIONS

1. Réglage d’un départ

• Relais ampérmétrique de phases:

Cette protection à deux relais à maximum de courant est destinée à détecter les défauts polyphasés.

L’intensité de réglage de cette protection (Ir) doit être inférieure à l’intensité de court-circuit biphasé (Icc b) minimum qui apparaît sur le départ pour lequel l’impédance (Z) est la plus grande

Ir ≤ 0,8 Icc b

Cette intensité doit être choisie supérieure à l’intensité du courant admissible dans le départ qui peut dépendre :

- du calibre de ses TC, ou du courant maximal de la ligne ou du câble. - Du courant maximal admissible - Du courant de pointe

Ce qui donne pour les conditions citées :

Ir< I cable< 0,8 Icc b

Par suite des surcharges des transformateurs de courant, il est généralement possible de prendre:

Ir< 1,2 In TC

In TC : Intensité nominale des TC déclenchement

Ir : Intensité de réglage de la protection

Icc b : Intensité de court-circuit biphasé.

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Il est toujours souhaitable quel que soit le type de relais, d’éviter l’affichage des valeurs extrêmes des plages de réglage.

D’autre part, pour la protection d’un départ, il est nécessaire de séparer la protection de surcharge à celle de court-circuit.

Pour une protection de phase efficace d’un départ, il est judicieux de disposer de deux seuils de déclenchement.

1er seuil : Ir1 de surcharge = 1,3 In TC (généralement on prend 120% du courant maximal de charge pour le réglage du courant de phase et 120% du courant nominal du transformateur pour le réglage des relais de phase arrivée transformateur).

2ème seuil : Ir 2 de court-circuit = 0,8 Icc (Ir2 doit être supérieure à Ir1)

Pour les anciennes protections un seul seuil est réglé, il assure les deux fonctions surcharge et court-circuit.

• Calcul de Icc b minimum (Intensité de court-circuit biphasé)

- Les défauts biphasés ayant une résistance négligeable, l’intensité est limitée par les impédances des éléments du réseau d’où :

ZL = ∑RL +j ∑XL

( )

2

222N

ccb

L HT Tr L

UIR X X X

=× + + +

2. Calcul des impédances :

Scc étant la puissance de court circuit minimale sur le jeu de barres HT :

• L’impédance amont :

• • L’impédance du transformateur HT/MT:

2N ccTr

Trn

U UXS×

=

• Réactance ligne kilométrique :

Pour ligne aérienne lw = xa = 0,4Ω /Km

Pour câble souterrain lw = xs = 0,1 Ω /Km

• Résistance de la ligne :

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La résistance kilométrique par phase d’un conducteur de section S est donnée par les expressions suivantes :

Cuivre R = 18/ S (mm2)/ Km

Aluminium R = 30/ S (mm2)/ Km

Almelec R = 33/ S (mm2)/ Km

Aluminium Acier R = 36/ S (mm2)/ Km

Relais de courant homopolaire

Lorsqu’un départ est le siège d’un défaut monophasé, on relais homopolaire est traverse par un courant résiduel 3I0 qui varie en fonction de la résistance du défaut, de l’impédance de mise à la terre du neutre MT, de la tension MT et de la capacité homopolaire du réseau.

L’intensité de réglage (I0r) doit être la plus faible possible, afin de pouvoir détecter les défauts dont la résistance est la plus grande possible.

Pour éviter des fonctionnements intempestifs provoqués par la fausse composante homopolaire due aux caractéristiques des TC, en l’absence de défaut et compte tenu de la consommation des relais, le réglage I0r doit être supérieur à la valeur du courant Résiduel (3I0) du départ lorsqu’un défaut franc apparaît sur un autre départ :

I0r ≥ K (3I0)

Des courants transitoires homopolaires importants se superposent au courant capacitif 3I0 lorsqu’un défaut franc apparaît sur un autre départ.

Par suite, les relais homopolaire des départs sains peuvent agir sous l’action des courants transitoires et rester à l’état de travail sous l’action du courant capacitif 3I0. La valeur du coefficient K, dépend du courant de mise au travail des relais, on prend en général 1,2.

Valeurs moyennes des capacités Homopolaires et des courants de capacités résiduels

Câble Section câble (mm2) Capacité homopolaire Courant H. résiduel

Aérien toute section 5.10-9 F/Km 0,06 A/Km

Souterrain

25 0,21.10-6 F/Km 2,51 A/Km

35 0,24. 10-6 F/Km 2,87 A/Km

50 0,27. 10-6 F/Km 3,23 A/Km

70 0,33. 10-6 F/Km 3,94 A/Km

95 0,36. 10-6 F/Km 4,3 A/Km

120 0,41. 10-6 F/Km 4,9 A/Km

150 0,46. 10-6 F/Km 5,5 A/Km

240 0,58. 10-6 F/Km 6,93 A/Km

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Réglage de la temporisation

La temporisation des protections ampérmétrique à temps constant a deux rôles :

- Assurer une priorité au fonctionnement de certains automatismes comme les réenclencheurs rapide et lent.

- Assurer la sélectivité avec les autres protections installées en aval

La temporisation de la protection de phase contre les courts circuits est de 0.5 s à 1s (temps entre l’apparition du défaut et l’ouverture du disjoncteur)

Réglage des protections d’une arrivée

Relais ampérmétrique de phase

L’intensité de réglage Ir doit satisfaire aux deux conditions suivantes :

- être assez élevée pour permettre d’utiliser les possibilités de surcharge du transformateur sans risque de déclenchements intempestifs.

- être aussi faible que possible pour que la protection d’arrivée assure un certain secours aux protections des départs.

Relais de courant homopolaire

Lorsqu’un défaut à la terre affecte un départ, l’intensité 3I0 du départ en défaut mesurée par le relais de courant homopolaire est différente de celle que mesure le relais correspondant de l’arrivée 3I0 en raison de courants capacitifs de l’ensemble des départs sains.

Pour éviter des déclenchements intempestifs, le relais homopolaire de l’arrivée ne doit pas détecter les défauts qui ne sont pas détecté par les relais homopolaire des départs.

Le relais homopolaire de l’arrivée doit être réglé à 1,2 du relais homopolaire du départ dont le seuil de réglage est le plus élevé.

Relais de temps :

Pour assurer la sélectivité avec la protection des départs MT, la protection de l’arrivée est temporisée à 2s, son fonctionnement entraîne le déclenchement du disjoncteur MT suivi par le déclenchement du disjoncteur HT après une temporisation de 0,5s.

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Exemple de calcul : poste source 60/22Kv de Béni Mellal

XHT = 1,16 Ω

XTr = 1,72 Ω

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Tableau de calcul du courant minimum Iccb des départs :

Départ réactance

ligne aérienne

réactance cable

souterrain

impédance amont

impédance transfo

total Z total R Iccb (A)

ABATTOIRES 4,77 0 1,16 1,72 7,65 3,56 1042,8

AIT BOUJOU 5,37 0,1 1,16 1,72 8,35 6,18 1059

CANAL CENTRE 3,644 1,387 1,16 1,72 7,91 4,864 1184,6

OULED GNAOU 8,3 0 1,16 1,72 11,18 5,07 896

SIDI JABEUR 7,89 0 1,16 1,72 10,77 20,5 475

RIAD SALAM 3,72 0,01 1,16 1,72 6,61 4,86 1318,5

Configuration de réglage proposé pour le poste source Béni Méllal:

Départ 0,8 Iccb (A) Ip (A) Ia (A) 6% IN TC (A)

1,2 IN TC (A) 3I0 (A) R (Ω)

ABATTOIRES 834,24 192 239,8 18 360 41 258,4

AIT BOUJOU 847,2 116 347 12 240 31 341

CANAL CENTRE 947,68 218 347 18 360 79 134,8

OULED GNAOU 716,8 86 347 18 360 14,4 735

SIDI JABEUR 380 63 127 12 240 14 751

RIAD SALAM 1054,8 35 165,4 18 360 6 1721

Après avoir cité les différentes caractéristiques de la protection numérique ainsi que leur réglage

on va voir qu’ils sont les postes prioritaires qui nécessitent un changement de leurs dispositifs de

protection en protection numérique .

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I.INTRODUCTION :

Vu qu’il n’y a pas la possibilité de rénover toutes les protections des postes sources étudiés, le but de ce chapitre sera alors le classement de ces postes nécessitant la rénovation par priorité en se basant sur des données techniques.

En premier lieu, nous allons évaluer les différents dysfonctionnements ainsi que leur criticités,

pour arriver à déterminer les départs et les postes sources les plus critiques.

Deuxièmement, et après une étude technico-économique nous présenterons les résultats et les recommandations de notre étude.

NB : on va analyser les incidents enregistrés pendant 2 ans (2006 /2007).

II.ETUDE STATISTIQUE DES INCIDENTS MT :

1.Identification des postes critiques :

On s’est basé sur le cumul mensuel pendant 2 ans( Période d’analyse : Du 05/01/2006 au

08/01/2008) :

Désignation Les postes sources

Les critères(%) Coefficient de pondération

Beni

Mel

lal

FBS

Kas

ba

tadl

a

Dem

nate

Oue

d ze

m

Ait

ourd

a

Boja

ad

Afo

urer

Nombre d'incidents 0,2 1,334 2,666 2,666 4 1,343 1 ,334 4 2,666

END en KWH 0,15 1,587 0 0,36 9,21 0,28 0,39 0,12 3,04

NOMBRE_CLIENTS 0,2 3,06 3,9 4,02 2,4 3,08 1,5 0,99 0,93

Energie 0,45 12,4 9,6 7,47 2,7 6,4 3,01 1,78 1,55

Cumul 1 18,38 16,3 14,5 18,3 11,08 6,3 6,9 8,2

Chapitre I

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Taux des incidents par poste (%)

02468

101214161820

Beni M

ellal

Demnate

Fkih Ben

Sale

h

Kasba T

adla

Oued Z

em

Afourer

Boujaa

d

Ait ourd

a

Taux

%

0

20

40

60

80

100

120

Cum

ul % Taux %

Cumul %

Commentaire :

Après avoir fait une analyse des données, nous avons identifié les postes sources critiques à savoir :

Ø Beni Mellal Ø Demnate Ø Fkih Ben Saleh Ø Kasba Tadla Ø Oued Zem

• Source d’information : CCR Casablanca, CCR Marrakech, Dispatching Distribution.

2.Incidents par départ déclenché :

Départ MT Nombre

Taux (%) Cumul (%) d'incident OD ZEM-A.AMMAR 15 8,20 8,20 K.TADLA-Z. ECHEIKH 13 7,10 15,30 KHOURIBGA-Z.I 11 6,01 21,31 DEMNATE-TANANTE 11 6,01 27,32 KHOURIBGA-NORD 10 5,46 32,79 DEMNATE-CENTRE 8 4,37 37,16

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COMMENTAIRE :

OD ZEM-ICOZ 8 4,37 41,53 K.ZIDANIA-OD YALLA 7 3,83 45,36 SOUK SEBT-SUP N°3 6 3,28 48,63 AIT OUARDA-AIT ATTAB 6 3,28 51,91 B. MELLAL-ABATTOIRES 6 3,28 55,19 K. TADLA - D'CHAR EL OUED 6 3,28 58,47 SOUK SEBT-SIDI AISSA 5 2,73 61,20 K.ZIDANIA-OD DAY 5 2,73 63,93 K.TADLA-K.ZIDANIA 5 2,73 66,67 AIT OUARDA-TARRAST 5 2,73 69,40 AFOURER-OD M'BAREK 5 2,73 72,13 OD ZEM-BASE 4 2,19 74,32 SOUK SEBT-OD AYAD 4 2,19 76,50 OD ZEM-CENTRE 4 2,19 78,69 BOUJAAD-TACHRAFT 4 2,19 80,87 B. MELLAL-OULED GNAOU 4 2,19 83,06 SOUK SEBT-OD GNAOUA 3 1,64 84,70 K.ZIDANIA-K.TADLA 3 1,64 86,34 B.MELLAL-AIT BOUJOU 3 1,64 87,98 K.TADLA-TAGZIRT 2 1,09 89,07 K.TADLA-ICOZ 2 1,09 90,16 FKIH BEN SALAH-OULED YALLA 2 1,09 91,26 FKIH BEN SALAH-AIT RADI 2 1,09 92,35 BOUJAAD-KOUACHA 2 1,09 93,44 AIT OUARDA-R.T.M 2 1,09 94,54 AFOURER - TALAAT 2 1,09 95,63 FKIH BEN SALEH-KOUACEM 2 1,09 96,72 KHOURIBGA-SUD 1 0,55 97,27 K.TADLA-CENTRE 1 0,55 97,81 FKIH BEN SALAH-SIDI AISSA 1 0,55 98,36 FKIH BEN SALAH-RURAL 1 0,55 98,91 BOUJAAD-CENTRE 1 0,55 99,45 B. MELLAL-CENTRE 1 0,55 100 183

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D’après la répartition des incidents par départ ci-dessus, on constate que :

à 7 départs est dans un état critiques ils présentent 41% des incidents enregistrés (soit 76 incidents/2ans).

à Le poste source Oud Zem est le poste le plus sollicité (soit 23 incidents/2ans).

en 2eme lieu on trouve khouribga(soit 21 incidents/2ans),après Demnat(19 incidents/2ans),et enfin Kasba Tadla(13 incidents/2ans).

classement des départs critiques:

Ø OD ZEM-A.AMMAR Ø K.TADLA-Z. ECHEIKH Ø KHOURIBGA-Z.I Ø DEMNATE-TANANTE Ø KHOURIBGA-NORD Ø DEMNATE-CENTRE Ø OD ZEM-ICOZ

0123456789

0

20

40

60

80

100

120

Taux (%)Cumul (%)

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Etude technico-économique :

I.PROBLEMATIQUE :

Le nombre des incidents sur le réseau moyenne tension d’AD Béni Méllal ( soit une moyenne

annuelle de 80 incidents répartie sur 46 départs et 11 postes sources et l’équivalent de 2 incidents /

départ pénalise la qualité de service offerte aux clients.

La recherche d’une meilleure qualité de service est un enjeu extrêmement indispensable pour

augmenter le porte feuille du distributeur notamment avec la libéralisation du marché électrique.

1. Objectifs escomptes :

- L’amélioration de la qualité de service offert aux clients par la réduction de 80 % du nombre des incidents.

- Réduction des charges d’exploitation générée par cette diminution.

- Réduction de l’énergie non distribuée.

II.ELEMENTS D’ETUDE TECHNICO-ECONOMIQUE

1. Coût du matériel de protection :

Tout projet d’investissement à proposer doit faire l’objet d’une étude technico-économique qui permet

de choisir, parmi un ensemble de solutions techniques qui s’offrent au projeteur et répondant au

problème posé, la meilleure qui permettra d’aboutir à un optimum économique.

L’étude technico-économique relative à notre projet a été faite sur la base des éléments suivants :

§ Les pertes en énergie non distribuée

§ Les pertes du matériel et dégâts causés

§ L’investissement initial.

Ces éléments nous ont permis de calculer des critères technico-économiques qui reflètent la

rentabilité la présente proposition.

Chapitre II

FST Béni Méllal


on a deux cas a analyser soit on prend :

§ Variante n°1 : - les 5 premiers postes sources critiques .

§ Variante n°2 : - les 4 premiers postes sources critiques . - les 17 premiers départs.

Le coût d’investissement en matériel de protection est donné par le tableau suivant:

Variante n°1 Prix Unitaire en DH/HT

Quantité Prix Total en DH/HT

Postes sources

Kasba Tadla

Fkih Ben Saleh

Demnate

Béni Mellal

Oued Zem

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

8

7

4

6

6

400 000,00

350 000,00

200 000,00

300 000,00

300 000,00

Total 1 550 000,00

Variante n°2 Prix Unitaire en DH/HT

Quantité Prix Total en DH/HT

Postes sources

Fkih Ben Saleh

Demnate

Béni Mellal

Kesba Tadla

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

7

4

6

8

350 000,00

200 000,00

300 000,00

400 000,00

FST Béni Méllal


départs Oued Zem-A Ammar

Khouribga Z.I

Khouribga Nord

Oued Zem-Icoz

K. Zidanya-OD Yalla

Souk Sebt-sup N°3

Ait Ouarda-Ait Attab

Souk Sebt-Sidi Aissa

K. Zidanya-OD Day

Ait Ouarda-Tarrast

Afourer-OD M’barek

Oued Zem-Base

Souk Sebt-Od Ayad

Oued Zem-Centre

Souk Sebt-OD

Gnaoua

50 000,00

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

50 000,00

Total 2 000 000,00

FST Béni Méllal


2. Perte en énergie non distribuée

Sur la base des statistiques des deux années 2006/2007 relatives aux incidents sur les départs et

les postes sources.

Ces incidents causent une énergie non distribuée du fait d’un réglage non adapté ou défaillance de

réenclencheur. Cette END est estimée à environ

§ variante n°1 : 21 649 KWh. § variante n°2 : 20 366 KWh.

Le coût de l’énergie non distribuée (estimé à 17 DH/kWh) est de :

§ variante n°1 : 368 033 DH/KWh. § variante n°2 : 346 222 DH/KWh.

2.1. Evaluation des pertes en terme de dégâts :

Les coupures ont un impact économique sur les installations des clients notamment les

équipements sensibles et informatiques. Cet impact reste difficile à évaluer.

2.2. Image de marque :

Les coupures ont un impact négatif sur l’image du marque de l’entreprise et réduit le taux de

satisfaction des clients .Le distributeur risque donc de perdre ces clients et de faire diminuer son porte

feuille surtout si le marché d’électricité devient libre .Ces pertes sont difficile à évaluer en terme de

coût.

3. Critères technico-économique :

3.2..Résultat de l’étude technico – économique (Détail voir annexe) :

variante n°1 :

Désignation Coût en KDH

Investissements initiaux 1550 KDH Gain sur l’exploitation 257,175KDH Gain sur l’END 368,000KDH Total des gains 625,175KDH

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variante n°2 :

Désignation Coût en KDH

Investissements initiaux 1750 KDH Gain sur l’exploitation 206,187KDH Gain sur l’END 346,222KDH Total des gains 552,409KDH

variante n°1 :

variante n°2 :

FST Béni Méllal


3.3.Valorisation des ratios de rentabilité :

Variante n°1 (voir annexe n°4)

RBC VAN TRI TR TRA 36,78 4726,85 64% 2ans 3ans

Variante n°2 :

RBC VAN TRI TR TRA 28,33 4146,47 44% 3ans 4ans

Commentaire : Les investissements proposés sont donc rentables (RBC>13%).

Les deux variantes est en principe rentable. Mais la 2eme variante nécessite un coût d’investissement

élevé par rapport à la première qui présente de plus un temps de retour plus important.

Ce qui justifie notre choix.

FST Béni Méllal


L’objectif de ce projet est d’établir un nouveau plan de protection MT de l’AD de Béni Mellal

pour remédier aux problèmes causés par les dysfonctionnements du plan actuel et de ce fait, pour

garantir la disponibilité et la qualité de l’alimentation en énergie électrique.

Tout d’abord, nous avons procédé à une étude critique du plan de protection actuel pour détecter

ses limites et dysfonctionnements.

Ensuite, nous avons effectué une étude sur l’implantation des protections numériques dans le

réseau MT de l’AD de Béni Méllal.Cette étude à pour objet, d’une part, la définition de ces appareils

ainsi que leurs réglages et d’autre part, le choix judicieux des départs et des postes sur le réseaux MT

où elles peuvent être installées.

En fin, il est à rappeler que ce stage était une opportunité qui nous a permis d’avoir une idée

assez approfondie sur l’exploitation du réseau MT et d’enrichir d’avantage nos connaissances aussi

bien techniques que relationnelles.

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