ETUDE DES PROTECTIONS ELECTRIQUES DE LA LIGNE HTA 33 …

Institut International d’Ingénierie Rue de la Science - 01 BP 594 - Ouagadougou 01 - BURKINA FASO

Tél. : (+226) 50. 49. 28. 00 - Fax : (+226) 50. 49. 28. 01 - Mail : [email protected] - www.2ie-edu.org i

ETUDE DES PROTECTIONS ELECTRIQUES DE LA

LIGNE HTA 33 kV KAYA – DORI

MEMOIRE POUR L’OBTENTION DU

DIPLOME D’INGENIEUR

OPTION : GENIE ELECTRICITE ET ENERGETIQUE

------------------------------------------------------------------

Présenté et soutenu publiquement le 30-06-2017 par :

Yiwalo John Willy Arnold BATIONO

Justin BASSOLE

Enseignant au département Génie Electrique, Energétique et Industriel (GEEI)

2iE

Christian AKA

Responsable Etudes et Suivis Affaires

INEO BURKINA

Jury d’évaluation du stage:

Président : Dr. Ahmed Ousmane BAGRE

Membres et correcteurs : Justin BASSOLE

Moussa KADRI

Promotion [2015/2016]

i

DEDICACES

Je dédie ce mémoire

A Dieu très Saint Père tout Puissant et Miséricordieux

Aux êtres les plus chers à mon cœur, mon père BATIONO Valentin, ma mère

BATIONO/COULIBAY Abibata qui ont toujours cru en moi et qui m’ont encouragé.

A ma sœur BATIONO Claudia Félicie Awa

A mes très chers amis, ainsi qu’à mes camarades de la promotion.

A tous ceux et celles qui ont contribué à la réalisation de ce projet.

ii

REMERCIEMENTS

Je tiens à remercier tout particulièrement ma famille, qui m’a soutenu par ses prières,

ses encouragements, et accordé la liberté d’action et la patience nécessaires pour surmonter les

obstacles et réaliser ce travail

J’exprime ma reconnaissance et ma gratitude à l’Administration ainsi qu’à l’ensemble du Corps

Enseignant de l’Institut International d’Ingénierie de l’Eau et de l’Environnement.

J’adresse mes remerciements à Monsieur Justin BASSOLE mon encadreur académique,

Enseignant au département Génie Electrique, Energétique et Industriel à l’Institut International

de l’Eau et de l’Environnement (2iE) pour l’honneur qu’il m’a faite en acceptant d’assurer mon

encadrement.

Je remercie le Conducteur de Travaux Principal de la Société INEO BURKINA, Monsieur

Franco DE CESARE pour m’avoir permis d’effectuer ce stage au sein de leur société afin

d’approfondir mes recherches. Mes très sincères remerciements vont également à Monsieur

Christian AKA, Responsable Etudes et Suivis Affaires INEO BURKINA et à Monsieur Samuel

YAO, Ingénieur Affaires INEO BURKINA, pour m’avoir accueilli et encadré en tant que

stagiaire dans leur Département.

Mes remerciements aux travailleurs de INEO Burkina que j’ai côtoyé, particulièrement pour

leurs précieuses aides et leurs encouragements.

Mes remerciements vont également aux Membres du Jury pour l’intérêt qu’ils porteront au

travail en acceptant l’examiner. Je ne saurai oublier dans ces remerciements, mes Amis et

Camarades de classe de L’Institut International de l’Eau et de l’Environnement (2iE), pour tous

ces agréables moments passés ensemble.

A toutes les personnes qui ont contribué à la réalisation de ce projet. Qu’elles trouvent ici,

l’expression de ma profonde gratitude.

iii

RESUME

Le thème de notre étude est porté sur les dispositifs de protection de la ligne électrique Kossodo

– Ziniaré – Kaya – Dori – Gorom d’une longueur totale de 335 km. Les lignes Kossodo –

Ziniaré – Kaya et Dori – Gorom sont déjà existantes et la nouvelle interconnexion réalisée est

la ligne Kaya-Dori longue de 165 km. Notre étude a consisté à faire le choix des dispositifs de

protection pour le poste électrique de Dori et Kaya, ensuite à choisir la sélectivité adéquate à

appliquer entre chaque protection, et le réglage de ces protections des différents postes

électriques de chaque ville. Pour l’atteinte des objectifs nous avons défini un plan de protection

pour pouvoir choisir des éléments de protection contre les principaux défauts affectant les

réseaux et la détermination des réglages des unités de protections. Ce plan a permis le réglage

de chaque fonction de protection grâce aux valeurs obtenues à l’issue de calculs basés sur les

caractéristiques détaillées des éléments de l’installation. Chaque fonction de protection est

réglée afin d’obtenir les performances optimales dans l’exploitation du réseau.

Pour cette étude nous avons effectué les différents calculs de courant de court-circuit que nous

ensuite vérifié à l’aide du logiciel NEPLAN. Avec Neplan nous avons modéliser notre réseau

électrique et calculer les différents courants de courts-circuits. Le calcul des courants de courts-

circuits maximal triphasé nous a permis de faire le choix des dispositifs de coupure. Pour le

réglage des protections le calcul des courants de courts-circuits minimal biphasé et phase-terre

plus des hypothèses de calcul sont nécessaires au réglage des protections. Après le choix des

protections et les valeurs de réglage obtenues, nous avons fait le choix du mode de sélectivité

adéquat à notre système de protection et ainsi fait une proposition de valeurs de réglage des

protections. Le projet est déjà réalisé, il a pris fin le 20 mars 2017 et a coûté 8 316 829 550

FCFA.

Mots clés

1 – Sélectivité et Protections

2 – Réseau de distribution

3 – Modélisation

4 – Calcul des courants de courts-circuits minimal

5 – Réglage des protections

iv

ABSTRACT

The subject of our study is the protection devices of the Kossodo - Ziniaré - Kaya - Dori -

Gorom power line with a total length of 335 km. The lines Kossodo - Ziniare - Kaya and Dori

- Gorom are already existing and the new interconnection realized is the line Kaya - Dori long

of 165 km. Our study consisted in selecting the protective devices for the Dori and Kaya

electrical substation, then choosing the appropriate selectivity to be applied between each

protection and the adjustment of these protections of the different substations in each city. For

the achievement of the objectives we have defined a protection plan for the choice of protection

elements against the main defects affecting the networks and the determination of the settings

of the protective units. This plan allowed the adjustment of each protection function thanks to

the values obtained from calculations based on the detailed characteristics of the plant elements.

Each protection function is set to achieve optimum performance in network operation.

For this study we performed the various short circuit current calculations which we then verified

using the NEPLAN software. With Neplan we have modeled our electrical network and

calculated the different short-circuit currents. The calculation of the three-phase maximum

short-circuits currents enabled us to choose the switching devices. In order to adjust the

protections, the calculation of the minimum bi-phase and phase-to-earth short-circuit currents

plus the calculation assumptions are necessary for the adjustment of the protections. After

selecting the protections and the adjustment values obtained, we have chosen the mode of

selectivity that is adequate for our protection system and thus makes a proposal for the

adjustment values of the protections. The project is already completed, it ended on March 20,

2017 and cost 8,316,829,550 FCFA.

Keywords

1 - Selectivity and Protections

2 - Distribution network

3 - Modeling

4 - Calculation of minimum short-circuit currents

5 - Adjusting the protections

v

SIGLES ET ABREVIATIONS

A : Ampère

AFD : Agence Française de Développement

ANSI : American National Standards Institute

BT : Basse Tension

BPN : Bobine de Point Neutre

CEI : Commission Electrotechnique

Internationale

GEEI : Génie Electrique, Energétique et

Industriel

HTA : Haute Tension catégorie A

HTB : Haute Tension catégorie B

I : Intensité ou courant

Iccbimini : courant de court-circuit biphasé

minimum

Imésuré : courant mesuré

Imax : courant maximal

Ir : courant de réglage

Ior : courant homopolaire de réglage

Irsd : courant résiduel

InTC : courant nominale du Transformateur

de courant

3Ico : courant capacitif homopolaire

3Io : courant de défaut homopolaire

JDB : Jeu De Barre

kV : kilovolt

kVA : kilovolt-ampère

M.C.E : Multiple-Concept-Energies

PM : Partie métallique

SARL : Société Anonyme à Responsabilité limité

SICOBAT : Suivi-Ingénierie-Contrôle-Travaux-Bâtiment

SONABEL : Société Nationale d’Electricité du Burkina Faso

SF6 : Hexafluorure de soufre

Sn : Puissance apparente en kVA

T : temps

TC : Transformateur de Courant

Un : tension nominale

UTE : Union Technique de l’Electricité

X’’d : réactance subtransitoire

X2 : réactance inverse

Xo : réactance homopolaire

Zn : impédance nominale

Zcc : impédance de court-circuit

Zd : impédance directe

Zi : impédance inverse

Zo : impédance homopolaire

Ω : Ohm

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

l’Environnement

vi

LISTE DES FIGURES

Figure 1: Organigramme INEO BURKINA 2015 ..................................................................... 4

Figure 2: Interconnexion Kaya-Dori .......................................................................................... 6

Figure 3: Architecture d'un réseau ............................................................................................. 7

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

.................................................................................................................................................... 8

Figure 5:Trois enroulements montés en étoile avec un point commun .................................... 10

Figure 6: Trois enroulements montés en triangles ................................................................... 10

Figure 7: Les différents types de courts-circuits pour un système triphasé ............................. 13

Figure 8: Symbole de la protection à maximum de courant .................................................... 15

Figure 9: Protection à maximum de courant à temps indépendant instantanée ....................... 16

Figure 10: Protection à maximum de courant à temps indépendant avec temporisation ......... 16

Figure 11: Protection à maximum de courant à temps inverse ................................................ 16

Figure 12: Courant résiduel Isrd ............................................................................................... 17

Figure 13: Mesure du courant résiduel par trois transformateurs ............................................ 17

Figure 14: Mesure du courant résiduel par un transformateur tore .......................................... 18

Figure 15: Utilisation d’un transformateur de mesure dans une chaîne de protection ............. 20

Figure 16: Schéma unifilaire du réseau de la ligne électrique ................................................. 24

Figure 17: Interface d'accueil de Neplan .................................................................................. 36

Figure 18:Réseau modélisé (Kossodo alimente les charges de Dori) ...................................... 37

Figure 19: la bobine de point neutre connecté à Dori et à Kossodo ......................................... 42

Figure 20: Courant de court-circuit phase-terre départ et arrivée ............................................ 43

Figure 21: Cellule F400 ............................................................................................................ 44

vii

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: Projets de ligne haute tension réalisés par ENGIE INEO BURKINA au Burkina

Faso ............................................................................................................................................ 2

Tableau 2 : Tableau des domaines de tensions [1] ..................................................................... 7

Tableau 3 : Modes de raccordement du point neutre ............................................................... 11

Tableau 4: Les fonctions de protection .................................................................................... 15

Tableau 5 : Protections spécifiques aux éléments du réseau .................................................... 18

Tableau 6 : Formules pour le calcul des courants de court-circuit ........................................... 25

Tableau 7: Résultat des calculs d'impédance ........................................................................... 27

Tableau 8: Valeur du facteur de tension C ............................................................................... 27

Tableau 9: Résultat des courants de court-circuit triphasé ....................................................... 28

Tableau 10: Résultat des courants de court-circuit biphasé ..................................................... 29

Tableau 11: Résultat des calculs des impédances homopolaire ............................................... 30

Tableau 12: Résultat des courants de court-circuit phase-terre ................................................ 31

viii

TABLE DES MATIERES

DEDICACES ................................................................................................................................ i

REMERCIEMENTS .................................................................................................................... ii

RESUME ................................................................................................................................... iii

ABSTRACT ............................................................................................................................... iv

SIGLES ET ABREVIATIONS .................................................................................................... v

LISTE DES FIGURES................................................................................................................ vi

LISTE DES TABLEAUX .......................................................................................................... vii

INTRODUCTION GENERALE .................................................................................................. 1

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

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

l’interconnexion Kaya-Dori .............................................................................................. 5

I. GENERALITE SUR LA SELECTIVITE ET LA PROTECTION ............................................. 6

2.1. Définition des concepts ............................................................................................. 6

2.2. Architecture du réseau ............................................................................................. 7

2.2.1. Structure générale de la ligne électrique 33 kV Kossodo-Ziniaré-Kaya-

Dori .................................................................................................................................... 8

2.3. Schéma de liaison à la terre ..................................................................................... 9

2.3.1. Les différentes liaisons à la terre .................................................................. 10

2.4. Principaux défauts affectant les réseaux ............................................................ 12

2.4.1. Les courts-circuits ............................................................................................ 12

2.4.2. Les autres types de défauts ............................................................................. 14

2.5. Les fonctions de protections et leurs applications ............................................ 14

2.5.1. Protection à maximum de courant phase .................................................... 15

2.5.2. Protection à maximum de courant terre ...................................................... 17

2.5.3. Nécessité d’un système de protection .......................................................... 18

ix

2.5.4. Protection des différents éléments du réseau ............................................ 18

2.6. Les réducteurs de mesures .................................................................................... 19

2.6.1. Constitution des réducteurs de mesures ..................................................... 20

2.7. Les dispositifs de coupure ...................................................................................... 20

2.8. Les différents systèmes de sélectivités ................................................................ 21

II. ETUDE DE LA PROTECTION DE LA LIGNE 33KV KAYA-DORI ................................... 23

3.1. Schéma unifilaire du réseau cible ......................................................................... 23

3.2. Choix et Présentation de la norme de calcul ...................................................... 25

3.3. Calcul des courants de court-circuit ..................................................................... 25

3.3.1. Calcul des courants de courts-circuits triphasé ......................................... 26

3.3.2. Calcul des courants de courts-circuits biphasés ........................................ 28

3.3.3. Calcul des courants de courts-circuits terre ............................................... 29

3.4. Synthèse des résultats des courants de courts-circuits ................................... 31

3.4.1. Synthèse des résultats des courants de courts-circuits triphasé............ 32

3.4.2. Synthèse des résultats des défauts biphasés .............................................. 33

3.4.3. Synthèse des résultats des défauts phase-terre ......................................... 34

3.5. Calculs des courants de court-circuit par le logiciel NEPLAN ......................... 35

3.5.1. Présentation de NEPLAN ................................................................................. 35

3.5.1. Synthèse des résultats des défauts triphasés ............................................. 38

3.5.2. Synthèse des résultats des défauts biphasés .............................................. 39

3.5.3. Synthèse des résultats des défauts phase-terre ......................................... 40

3.6. Analyse des résultats ............................................................................................... 41

3.6.1. Résultats des courants de courts-circuits triphasés ................................. 41

3.6.2. Résultats des courants de courts-circuits biphasés .................................. 42

3.6.3. Résultats des courants de courts-circuits phase- terre ............................ 42

3.7. Choix des protections .............................................................................................. 43

x

3.7.1. Description générale de la gamme FLUAIR F400 ....................................... 43

3.8. Choix du mode de sélectivité pour le réglage des protections ....................... 46

3.8. Réglage des protections phases et terre (homopolaire) ................................. 46

3.8.1. Principe de réglage des protections des départs de lignes contre les

défauts de phases ......................................................................................................... 47

3.8.2. Principe de réglage des protections de lignes contre les défauts terre . 47

3.8.3. Mode de temporisation .................................................................................... 48

3.9. Proposition de valeurs de réglages ....................................................................... 48

3.9.1. Proposition de valeurs de réglages des protections de phases ............... 49

3.9.2. Proposition de valeurs de réglages des protections terre ........................ 51

3.10. Vérification de la sélectivité entre les protections ......................................... 53

3.10.1. Vérification de la sélectivité entre les protections des phases ............. 53

3.10.2. Vérification de la sélectivité entre les protections terres ...................... 54

III. DISCUSSION ET ANALYSE .............................................................................................. 56

IV. EVALUATION DU COUT DE REALISATION DU PROJET............................................. 58

V. IMPACTS ENVIRONNEMENTAL ET SOCIAL .................................................................. 59

6.1. Les impacts positifs du projet ................................................................................ 59

6.2. Les impacts négatifs du projet................................................................................ 59

VI. CONCLUSION .................................................................................................................... 61

VII. RECOMMANDATIONS - PERSPECTIVES ..................................................................... 62

BIBLIOGRAPHIE .................................................................................................................... 63

WEBOGRAPHIE ..................................................................................................................... 63

VIII. ANNEXE .......................................................................................................................... 64

1

INTRODUCTION GENERALE

La protection des réseaux électriques désigne l’ensemble des appareils de surveillance et de

protection assurant la stabilité d’un réseau électrique. Cette protection est nécessaire pour éviter

la destruction accidentelle d’équipement coûteux et pour assurer une continuité de

l’alimentation électrique. Un réseau électrique comporte trois parties : la production, le

transport haute tension et la distribution en haute et basse tension. Dans l’une ou l’autre de ses

parties, chaque ouvrage peut être l’objet d’incidents, tels que le court-circuit.

Pour éviter que ces incidents ne détruisent les ouvrages et ne soit un danger pour l’homme,

toute une gamme d’appareillage est installée pour assurer la protection. Parmi ces appareils, on

peut citer les disjoncteurs, interrupteurs-sectionneurs commandés par des relais de protections

chargés de mettre hors tension la partie en défaut. Les systèmes de protections permettent

d’assurer la sécurité des personnes et des matériels. Pour cela, ils doivent pouvoir :

détecter et éliminer les défauts le plus rapidement ;

assurer la protection des biens et des personnes ;

Pour assurer un bon fonctionnement du système de protection, on est amené à choisir le mode

sélectivité adéquat et assurer un bon réglage des protections. La sélectivité entre les protections

a pour but d’assurer la continuité de service et de garantie la fonction secours entre les différents

éléments de la protection. Ils constituent le thème du présent travail :

« Etude des protections électriques de la ligne HTA 33 kV Kaya – Dori ».

Notre problématique est la suivante : Savoir choisir le mode de sélectivité adéquate à notre

réseau afin de proposer un réglage des protections contre les défauts.

Pour répondre à cette problématique, nous avons organisé notre mémoire comme suit :

dans un premier temps, nous avons présenté les généralités sur la sélectivité et la

protection, où nous avons défini des concepts, présenté les défauts pouvant affecté le

réseau, les équipements de protections et autres appareillages intervenants pour le bon

fonctionnement du réseau ;

dans un second temps, consacré à la modélisation et aux calculs des défauts de notre

interconnexion, aux choix du mode de sélection, aux principes de réglage des

protections et la proposition des valeurs de réglage ;

enfin le travail se termine par une conclusion et des recommandations que nous avons

proposées.

2

CONTEXTE GENERAL DU PROJET

Au sein d’un réseau électrique, la protection des biens et des personnes nécessite la mise

en place d’un plan de protection s’appuyant sur la définition et le réglage d’équipements de

protection respectant certains principes de sélectivité. C’est-à-dire que chaque protection doit

déclencher pour les défauts qui lui sont affectés et ne pas déclencher intempestivement pour les

autres.

Pour mener à bien notre étude, nous allons réaliser dans un premier temps des calculs

de courants de court-circuit en tout point du réseau concerné. L’objectif est d’identifier les

valeurs maximales et minimales des courants de défaut que doivent éliminer les protections,

ensuite l’analyse des résultats obtenus et le choix des dispositifs de protections, du mode de

sélectivité pour le réglage des protections.

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

ENGIE INEO BURKINA est une entreprise française spécialisée en génie électrique.

Engie Ineo fait partie du groupe Engie, l’un des premiers énergéticiens au niveau international.

ENGIE INEO BURKINA intervient sur des projets nécessitant une forte expertise dans le

domaine du génie électrique, rattaché à la branche Energie Services. Elle est située au 432 rue

2906 Wemtenga – secteur 29 – 06 BP 9259 Ouagadougou 02.

Ses domaines d’activité sont :

• lignes de transport d’énergie ;

• construction des postes électrique et centrales ;

• réseaux HT-BT ;

• énergie photovoltaïque.

Les projets suivants ont été réalisés par ENGIE INEO BURKINA cités dans le tableau 1:

Tableau 1: Projets de ligne haute tension réalisés par ENGIE INEO BURKINA au Burkina Faso

Année Distance (km) Niveau de tension en kV Villes et localités concernées

1998 30 90 Ouaga

1999 155 225 Frontière Côte d’Ivoire-Bobo Dioulasso

2009 334 225 Bobo Dioulasso-Ouaga

https://fr.wikipedia.org/wiki/G%C3%A9nie_%C3%A9lectrique

https://fr.wikipedia.org/wiki/Engie

3

2013 4 180 Komsilga

2013-2014 59 90 Pâ-Wona

2014-2015 4,2 180 Yaramoko

2016-2017 165 33 Kaya-Dori

La société est dirigée Monsieur Frédéric OLIVIER Directeur Régional Afrique de l’Ouest, la

figure 1 nous montre comment est organisé la société :

4

Responsable Travaux

Franco DE CESARE

Tél : +226 78 06 7171

[email protected]

Directeur structure locale

Frédéric OLIVIER

Tél : +226 77 97 27 27

[email protected]

Responsable affaire site / Suivi

chantier / Etudes / Qualité

Christian AKA

Tél : +226 78 02 31 58

[email protected]

Coordinateur travaux

Samuel YAO

Tél : +226 64 60 30 19

[email protected]

Administration/Comptabilité

Responsable

Salomon AMEGAVI

Tél : +226 78 06 71 71

[email protected]

Comptable

Salif GANEMTORE

Tél : +226 78 47 61 25

[email protected]

Logistique/Transit

Logisticien

Abdoul HEBIE

Tél : +226 78 19 70 96

[email protected]

TransitaireBasile NAGALO

Tél : +226 78 88 65 94

[email protected]

Topographie

Chef topographe

Lambert SAWADOGO

Tél : 00 226 72 36 25 99

[email protected]

SOUS-TRAITANTS

Génie Civil

Chef de chantier

Issa TRAORE

Tél : 00 226 25 36 88 69

[email protected]

Chef de chantier

Brahima KONE

Tél : 00 226 68 42 63 68

[email protected]

SOUS-TRAITANTS

Levage

Chef de chantier

Issa TRAORE

Tél : 00 226 25 36 88 69

[email protected]

Chef de chantier

Brahima KONE

Tél : 00 226 68 42 63 68

[email protected]

SOUS-TRAITANTS

Deroulage

Chef de chantier

Issa TRAORE

Tél : 00 226 25 36 88 69

[email protected]

Chef de chantier

Brahima KONE

Tél : 00 226 68 42 63 68

[email protected]

SOUS-TRAITANTS

Postes 33kV Génie civil

Superviseur génie civil

Césaire SOME

Tél : +226 25 36 88 69

[email protected]

SOUS-TRAITANTS

Postes 33kV Montage

Superviseur montage

Christian KOUAKOU

Tél : +226 71 12 52 07

[email protected]

SOUS-TRAITANTS

Figure 1: Organigramme INEO BURKINA 2015

5

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

l’interconnexion Kaya-Dori

L’interconnexion Kaya-Dori, est l’un des projets initiés par la SONABEL dans le cadre

du renforcement du taux d’électrification du pays financé par l’Agence Française de

Développement (AFD). L’interconnexion est longue de 170 km. Ce projet est réalisé par la

société ENGIE INEO BURKINA. (Voir figure 2)

L’exécution de ce projet comprend deux grands volets que sont :

• la construction de la ligne d’interconnexion 33 kV Kaya-Dori, la construction du réseau

de distribution ainsi que l’éclairage publics des localités traversées (Pissila, Tougouri,

Yalgo, Bani) ;

• la construction d’un poste source de 33 kV à Dori et l’extension du poste source 33 kV

de Kaya.

Les travaux d’étude, de dimensionnement du projet et de construction de la ligne effectués par

ENGIE INEO BURKINA, sont : l’implantation et le levage des supports électriques, le

déroulage du câble HTA et du réseau de distribution BT, l’éclairage public.

Les travaux de construction du poste de Dori (la partie génie civil et électrique) ont été effectués

par des sous-traitants ainsi que les travaux d’extension du poste de Kaya.

La partie électrique est réalisée par l’entreprise M.C.E (Multi-Concept-Energies) SARL dirigé

par Monsieur Jonas BAYALA chargé en outre de l’installation et du raccordement des

équipements tel que les armoires basse tension, les cellules arrivées, départs, transformateurs,

autotransformateur et tous équipements intervenant dans le fonctionnement du poste.

La partie génie civil est réalisée par l’entreprise SICOBAT (Suivi Ingénierie Contrôle Travaux

Bâtiment) chargée de construire le bâtiment qui abritera les équipements, les chambres de

tirages, puits perdus, fausses étanches, caniveaux et l’électrification, la climatisation,

l’installation des prises de courant et des extracteurs d’air de tout le local.

6

Figure 2: Interconnexion Kaya-Dori

I. GENERALITE SUR LA SELECTIVITE ET LA PROTECTION

Tout réseau électrique, même exécuté dans les normes avec des matériaux de choix,

peut être affecté par des défauts de causes et d’effets divers.

Toutes perturbations influent sur les diverses grandeurs électriques caractérisant le

fonctionnement normal de l’installation. Dès lors, il est nécessaire de mettre en place des

appareils de protection avec une bonne sélectivité capable de détecter et d’éliminer rapidement

les types de défauts pouvant survenir dans un réseau électrique.

2.1. Définition des concepts

La sélectivité : c’est la coordination des dispositifs de coupure automatique pour qu’un

défaut, survenant en un point quelconque du réseau, soit éliminé par le dispositif de protection

placée immédiatement en amont du défaut, et par lui seul.

La protection : c’est l’ensemble des dispositions destinées à la détection des défauts et des

situations anormales des réseaux afin de commander le déclenchement d’un ou plusieurs

disjoncteurs et si nécessaire, d’élaborer d’autres ordres de signalisations.

7

2.2. Architecture du réseau

L’architecture du réseau de distribution électrique est plus ou moins complexe suivant

le niveau de tension, la puissance demandée et la sûreté d’alimentation requise. (Voir figure 3)

Figure 3: Architecture d'un réseau

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

tableau 2 :

Tableau 2 : Tableau des domaines de tensions [1]

Domaines de Tension

Valeur de la tension composée nominale (𝑼𝒏 en Volts)

Tension Alternatif Tension Continu

Très Basse Tension (TBT) 𝑼𝒏 ≤ 𝟓𝟎 𝑼𝒏 ≤ 120

8

Basse Tension (BT)

BTA 50 < 𝑼𝒏 ≤ 500 120 < 𝑼𝒏 ≤ 750

BTB 500 < 𝑼𝒏 ≤ 1000 750 < 𝑼𝒏 ≤ 1500

Haute Tension (HT)

HTA 1000 < 𝑼𝒏 ≤ 50 000 1500 < 𝑼𝒏 ≤ 75000

HTB 𝑼𝒏 > 50 000 𝑼𝒏 > 75 000

2.2.1. Structure générale de la ligne électrique 33 kV Kossodo-Ziniaré-

Kaya-Dori

La structure du réseau de la ligne électrique 33 kV Kossodo-Ziniaré-Kaya-Dori est un

réseau de distribution de type HTA du point de vue de son niveau de tension et représentée par

la figure 4 ci-dessous :

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

Notre réseau de distribution comporte, un réseau amont, plusieurs jeux de barres, des

autotransformateurs, des transformateurs et des lignes électriques.

9

• le réseau amont : encore appelé source de production, il est destiné à mettre à la

disposition de l’ensemble des consommateurs la possibilité d’un approvisionnement

adapté à leurs besoins en énergie électrique ;

• les jeux de barres (JDB) : appelé également « barres omnibus » est un conducteur en

cuivre ou en aluminium de faible impédance auquel peuvent être reliés plusieurs

circuits électriques appelés départ. En fonction du niveau de tension, ces jeux de barres

sont soit à l’intérieur d’appareillage électrique appelé cellule, soit à l’extérieur à l’air

libre ;

• le transformateur : est un appareil statique transformant une énergie électrique porté

par un courant alternatif de tension donnée en une énergie électrique portée par un

courant alternatif de tension différente. Le transformateur peut être éleveur ou abaisseur

de tension ;

• l’autotransformateur : est un appareil statique destiné à transformer un système de

courant alternatif en un système de courant alternatif de même fréquence, d’intensité et

de tension. Le principe de l’autotransformateur est tout à fait similaire à celui du

transformateur. La seule différence, les deux enroulements ne forment qu’un

enroulement unique. On créer le secondaire en exploitant une partie du bobinage

primaire.

• les lignes électriques : elles transportent l’énergie électrique produite par les centrales

électriques vers les consommateurs. Ces lignes sont aériennes, composées de câbles

conducteurs généralement en alliage d’aluminium, suspendus à des supports, pylônes

ou poteaux.

• les postes électriques : est un élément du réseau électrique servant à la fois à la

transmission et à la distribution d’electricité.il permet d’élever la tension électrique

pour sa transmission, puis de l’abaisser en vue de sa consommation par les utilisateurs

(particuliers ou industriels). Les postes électriques se trouvent aux extrémités des

lignes, aussi au début d’un départ de transmission ou de distribution.

2.3. Schéma de liaison à la terre

Dans une installation haute tension, le neutre peut être ou non relié à la terre. On parle

alors de schéma de liaison à la terre.

Physiquement, le neutre est le point commun de trois enroulements montés en étoile que nous

pouvons remarquer sur la figure 5.

10

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

Dans le cas où les enroulements sont montés en triangles ci-dessous dans la figure 6, n’ayant

pas de point commun, ou encore lorsqu’on a plusieurs appareils en parallèle, nous allons créer

un point neutre grâce à la bobine de point neutre (BPN) encore appelé neutre artificiel.

• la bobine de point neutre (BPN) : est un appareil statique permettant de créer un point

neutre à l’endroit à partir duquel le neutre est distribuer sur les nouvelles lignes à

construire, et limiter le courant lors de défauts phase-terre sur le réseau.

Figure 6: Trois enroulements montés en triangles

Dans un réseau, le schéma de liaison à la terre joue un rôle très important. Lors d’un défaut

d’isolement, ou de la mise accidentelle d’une phase à la terre, les valeurs prises par les courants

de défaut, les tensions de contact et les surtensions sont étroitement liées au mode de

raccordement du neutre à la terre.

2.3.1. Les différentes liaisons à la terre

Les différents modes de raccordement du point neutre à la terre sont indiqués sur le

tableau 3.

On distingue :

• le neutre directement mis à la terre ;

• le neutre isolé, ou fortement impédant ;

11

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

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

• le neutre mis à la terre par l’intermédiaire d’une réactance accordée (bobine de

Petersen).

Tableau 3 : Modes de raccordement du point neutre

Neutre mis directement à la terre

Une liaison électrique est réalisée intentionnellement entre le point neutre et la terre

Ph 1

Ph 2

Ph 3

N

Neutre isolé

Il n’existe aucune liaison électrique entre le point neutre et la terre, à l’exception des appareils

de mesure ou de protection

Neutre fortement impédant

Une impédance de valeur élevée est intercalée entre le point neutre et la terre

N

ZN

Ph 3

Ph 2

Ph 1

Neutre mis à la terre par résistance

Une résistance est intercalée volontairement entre le point neutre et la terre

Ph 1

Ph 2

Ph 3

N

RN

Neutre mis à la terre par réactance

Une réactance est intercalée volontairement entre le point neutre et la terre

12

Ph 1

Ph 2

Ph 3

N

LN

Neutre mis à la terre par bobine d’extinction de Petersen

Une réactance accordée sur les capacités du réseau est volontairement intercalée entre le point

neutre et la terre de sorte qu’en présence d’un défaut à la terre, le courant dans le défaut est nul

Ph 1

Ph 2

Ph 3

N

LN

If

IcIL

C C C

Le choix du schéma de liaison à la terre, dépend à la fois de la nature de l’installation et

de celle du réseau. Il est également influencé par la nature des récepteurs, la recherche de la

continuité de service et la limitation du niveau de perturbation imposé aux équipements

sensibles.

Nous n’allons pas étudier tous ces modes de raccordement, mais juste indiqué le mode

utilisé par la SONABEL dans ce projet. La liaison utilisée par la SONABEL est le neutre mis

à la terre par une impédance de limitation de courant de défaut terre d’une valeur de Zn =12,04

+ j 65,36. La valeur de limitation du courant de défaut de terre est de 300 A.

2.4. Principaux défauts affectant les réseaux

Le but est de caractériser les défauts se développant dans les réseaux et d’en déterminer

les causes.

2.4.1. Les courts-circuits

2.4.1.1. Caractérisation des courts-circuits

On peut définir les courts-circuits d’après 3 caractéristiques principales.

• Leur origine

elle peut être mécanique : rupture de conducteurs, liaison électrique accidentelle

entre deux conducteurs ;

𝐼𝑓 = 𝐼𝐿 + 𝐼𝐶 = 0

𝐼𝑓: Courant de défaut

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

𝐼𝐶 ∶ 𝐶𝑜𝑢𝑟𝑎𝑛𝑡 𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑙𝑒𝑠 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡é 𝑠 𝑝ℎ𝑎𝑠𝑒 − 𝑡𝑒𝑟𝑟𝑒

13

elle peut être électrique : suite à la dégradation de l’isolement entre phases, ou

entre phase et masse ou terre, ou suite à une surtension d’origine interne

(manœuvre) ou atmosphérique (coup de foudre) ;

elle peut provenir d’une erreur d’exploitation : mise à la terre d’une phase,

couplage entre deux sources de tension différentes ou des phases différentes.

• Leur localisation

le court-circuit peut être interne à un matériel (câble, transformateur, jeux de

barres…), il entraine généralement des détériorations ;

le court-circuit peut être externe à un matériel (câble, transformateur, jeux de

barres…).

• Leur durée

auto-extincteurs : le défaut disparait de lui-même ;

fugitive : le défaut disparaît sous l’action des protections et ne réapparaît pas lors

de la remise en service ;

permanente : ils nécessitent la mise hors tension du matériel en question et

l’intervention du personnel d’exploitation.

2.4.1.2. Les différents types de courts-circuits

Sur un réseau triphasé, les types de courts-circuits sont (voir figure 7) :

• défaut triphasé : 5% des cas, les 3 phases sont réunies ensemble ;

• défaut biphasé : 15% des cas, les 2 phases sont raccordées ensemble. On distingue les

défauts biphasé-terre et biphasé isolé ;

• défaut monophasé : 80% des cas, 1 phase est reliée au neutre ou à la terre.

« Les pourcentages indiqués. Guide des protections des réseaux électriques, industriels »

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

14

2.4.2. Les autres types de défauts

• les surtensions dues à un coup de foudre ;

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

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

• les variations de tension dues à un mauvais fonctionnement des régleurs en charges

d’un transformateur ou, une sous-charge ou surcharge du réseau ;

• sur les moteurs, une fréquence de démarrage trop élevée entraînant un échauffement

exagéré et des chocs mécaniques sur les accouplements. Les démarrages trop longs ou

le blocage du rotor entraînant les mêmes conséquences ;

• sur les alternateurs, la perte d’excitation due à un défaut dans le circuit du rotor

(coupure, court-circuit, etc.), elle entraîne un échauffement du rotor et du stator et, une

perte de synchronisme avec le réseau. Les variations de fréquences dues à une surcharge

ou au mauvais fonctionnement d’un régulateur de fréquence.

2.5. Les fonctions de protections et leurs applications

Les fonctions de protection sont réalisées par des relais ou des appareils multifonctions

comme Sepam et MiCOM. Elles sont définies de façon normalisée par leur code ANSI. Le

Relais est l’élément central de la chaîne de protection.

Les relais de protection ou appareils multifonctions sont des appareils qui comparent en

permanence les grandeurs électriques des réseaux (courant, tension, fréquence, puissance,

impédance, etc.) à des valeurs prédéterminées et qui donnent automatiquement des ordres

d’action (généralement ouverture d’un disjoncteur) ou une alarme lorsque la grandeur surveillée

dépasse un seuil prédéterminé.

Le rôle des relais de protection est de détecter tout phénomène anormal pouvant se produire sur

un circuit électrique tels que courts-circuits, variation de tension, défauts dans les machines.

On distingue plusieurs types de protection mais seulement deux types feront l’attention de notre

étude. Il s’agit de la :

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

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

15

Tableau 4: Les fonctions de protection

Code

ANSI

Libellé de la

fonction Définition

50

Maximum de

courant phase

Instantanée

Protection triphasée contre les courts-circuits entre phases

50N ou

50G

Maximum de

courant terre

Instantanée

Protection contre les défauts à la terre :

50N : courant résiduel calculé ou mesuré par 3TC

50G : courant résiduel mesuré directement par un seul capteur (TC ou tore)

51

Maximum de

courant phase

temporisée

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

51N ou

51G

Maximum de

courant terre

temporisée

Protection contre les défauts à la terre :

51N : courant résiduel calculé ou mesuré par 3TC

51G : courant résiduel mesuré directement par un seul capteur (TC ou tore)

Ces types de protections sont les plus utilisées par la SONABEL. Le symbole de la protection

à maximum de courant est représenté dans la figure 8.

Figure 8: Symbole de la protection à maximum de courant

2.5.1. Protection à maximum de courant phase

Elle a pour fonction de détecter les surintensités dues aux défauts entre phases

(monophasées, biphasées, triphasées).

La protection est activée si un, deux ou trois des courants concernés dépassent la consigne

correspondant au seuil de réglage.

Cette protection peut être temporisée, et dans ce cas, elle ne sera activée que si le courant

contrôlé dépasse le seuil de réglage pendant un temps au moins égal à la temporisation

sélectionnée. Cette temporisation peut être à temps indépendant (constant) ou à temps

dépendant (inverse).

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

16

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

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

𝐈𝐦𝐚𝐱: Seuil de fonctionnement en courant (seuil de courant)

𝐭𝐝é𝐥𝐚𝐢: retard de fonctionnement de la temporisation (temporisation)

Une protection à temps indépendant est une protection pour laquelle le seuil ne dépend pas du

temps. Si elle est instantanée, si 𝑰𝒎é𝒔𝒖𝒓é dépasse 𝑰𝒎𝒂𝒙 alors la protection se déclenche. S’il y a

une temporisation, un certain intervalle de temps sera respecté avant le déclenchement.

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

Figure 11: Protection à maximum de courant à temps inverse

Une protection à temps dépendant (inverse) à un seul dépendant du temps, la temporisation

diminue quand le courant mesuré augmente. L’idée est qu’en cas de fort courant, il est important

que la protection se déclenche rapidement pour éviter des dommages à l’équipement. Par

contre, quand le courant est relativement faible par rapport à ce que peut supporter

l’équipement, la temporisation doit être longue afin d’éviter un déclenchement intempestif.

17

2.5.2. Protection à maximum de courant terre

Cette fonction est utilisée pour protéger le réseau contre les défauts de terre.

La protection est activée si le courant résiduel 𝐼𝑟𝑠𝑑 = 𝐼1 + 𝐼2 + 𝐼3 dépasse le seuil de réglage.

Le courant résiduel correspond au courant passant par la terre (voir figure 12). Le

fonctionnement de la protection est similaire à la protection à maximum de courant phase au

niveau des courbes 𝑡 = 𝑓(𝐼𝑟𝑠𝑑).

La protection est réglée de façon à être plus sensible afin de détecter les faibles courants de

défaut à la terre.

Figure 12: Courant résiduel Isrd

Mesure courant résiduel

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

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

• trois transformateurs de courant dont les neutres sont connectés.

Précision de la mesure du courant résiduel

La mesure par trois transformateurs (voir figure 13) de courant limite la sensibilité de la

protection, le courant résiduel est calculé par le relais de protection, et la précision de la

mesure est entachée d’erreurs.

Figure 13: Mesure du courant résiduel par trois transformateurs

La mesure par tore (voir figure 14), est préférable car elle est plus précise, et évite les risques

de déclenchement intempestif dû au faux courant résiduels transitoire.

18

Figure 14: Mesure du courant résiduel par un transformateur tore

2.5.3. Nécessité d’un système de protection

Il est nécessaire de protéger un réseau électrique pour :

• préserver la sécurité des biens et des personnes contre les dangers électriques ;

• préserver la stabilité du réseau et la continuité de service du réseau ;

• éviter la destruction partielle ou totale du réseau ;

• éviter les risques d’incendie.

Pour atteindre ces objectifs, un système de protection doit avoir des qualités de rapidité,

sélectivité et de fiabilité.

Il doit être à mesure de diagnostiquer les fonctionnements anormaux développés par :

• les courts-circuits ;

• les surcharges prolongées ;

• les surtensions / chutes de tensions

• les déséquilibres.

Le réseau électrique est assurément protégé lorsque les parties défectueuses sont mises hors

tension le plus rapidement possible par les dispositifs de coupure en charge (disjoncteur ou

fusible).

2.5.4. Protection des différents éléments du réseau

Nous savons que les protections spécifiques aux éléments du réseau sont assurées de

multiples façons, et nous n’allons retenir que celles appliquées par la SONABEL dans le tableau

5.

Tableau 5 : Protections spécifiques aux éléments du réseau

Eléments Types de défauts Dispositifs de protection

Jeux de barres Défauts entre phases et

entre phase et terre

Protection à maximum de courant : les

protections à maximum de courant phase (ANSI

51) et à maximum de courant terre (ANSI 51 N)

appliquées en sélectivité chronométrique peuvent

19

donner lieu à un temps d’élimination, de défaut

trop important.

Aussi la sélectivité logique appliquées aux

protections à maximum de courant apporte une

solution simple à la protection des jeux de barres.

Les liaisons

(lignes et câbles)

Court-circuit entre phases

La protection à maximum de courant phase

(ANSI 51), permet d’éliminer le court-circuit, le

réglage de la temporisation étant adapté aux

protections voisines.

Court-circuit phase-terre

La protection à maximum de courant terre

temporisée (ANSI 51N) permet d’éliminer le

défaut avec une bonne précision.

Transformateur

Surcharge

La surintensité de longue durée peut être détectée

par une protection à maximum de courant phase

temporisée à temps indépendant ou à temps

dépendant (ANSI 51).

Court-circuit

Une protection à maximum de courant phase

(ANSI 50) associée à une sélectivité

ampèremétrique est assurée.

Défaut à la masse

Une protection à maximum de courant terre

temporisée constitue une solution simple et

efficace contre les défauts internes entre un

enroulement et la masse, et une protection contre

les défauts à la terre.

Moteur

Surcharge Une protection à maximum de courant phase à

temps dépendant (ANSI 51).

Court-circuit entre phases Une protection à maximum de courant phase

temporisée (ANSI 50 et 51).

Défaut à la masse du

stator

Une protection à maximum de courant résiduel

temporisée (ANSI 51N/51G) permet de protéger

l’essentiel des enroulements, lorsque le neutre est

mis à la terre directement ou par une impédance.

Défaut à la masse du rotor

Un contrôleur permanent d’isolement à injection

de courant alternatif ou continu décèle la perte

d’isolement du bobinage.

2.6. Les réducteurs de mesures

Les réducteurs de mesures sont l’appellation normalisée des transformateurs de courant

et de tension.

20

Les réducteurs de mesures sont des transformateurs permettant de convertir des courants ou des

tensions élevées en un courant ou une tension mesurable et normalisée, de façon proportionnelle

et en phase avec le signal primaire. Ceux-ci peuvent alimenter des instruments de mesure, des

compteurs ou des relais de protections (voir figure 15).

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

2.6.1. Constitution des réducteurs de mesures

Les transformateurs de mesures sont constitués d’un circuit primaire et d’un secondaire

couplés par un circuit magnétique le tout enrobé d’isolant.

2.7. Les dispositifs de coupure

Dans un réseau électrique, les surintensités peuvent être dues à un court-circuit ou une

surcharge. Les dispositifs de coupures permettant d’éliminer ces surintensités sont les

disjoncteurs dans notre cas. On distingue autres dispositifs de coupure que sont : les

sectionneurs et sectionneurs de mise à la terre, les interrupteurs HTA.

Le disjoncteur, dont la fonction principale est la protection, assure également la fonction de

commande, et suivant son type d’installation. Ces disjoncteurs de type HTA sont toujours

montés dans une cellule HTA, et selon la définition de la Commission Electrotechnique

Internationale (CEI), un disjoncteur est destiné à établir, supporter et interrompre des courants

sous sa tension assignée (la tension maximale du réseau électrique qu’il protège) à la fois :

• dans des conditions normales de service, par exemple pour connecter ou déconnecter

une ligne dans un réseau électrique,

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

21

Les interrupteurs HTA, appareils qui peuvent couper les faibles courants capacitifs des lignes

de transport ou les courants d’excitation des transformateurs, mais qui ne peuvent pas

interrompre les courants de charges nominales.

Les sectionneurs, appareils qui n’ont aucun pouvoir de coupure, ils ne permettent d’ouvrir un

circuit qu’en l’absence de tout courant. Ils sont utilisés pour isoler un ensemble de circuit, un

appareil, une machine, une section de ligne aérienne ou de câble, afin de permettre au personnel

d’exploitation d’y accéder sans danger.

Les sectionneurs de mise à la terre, interrupteurs de sécurité qui isolent un circuit et qui, grâce

à leur mise à la terre, empêchent l’apparition de toute tension sur une ligne pendant les

réparations

2.8. Les différents systèmes de sélectivités

Les protections constituent entre elles un ensemble cohérent dépendant de la structure

du réseau et de son schéma de liaison à la terre. Elles doivent être envisagées sous l’angle d’un

système reposant sur le principe de sélectivité : il consiste à isoler le plus rapidement possible

la partie du réseau affectée par un défaut et uniquement cette partie, en laissant sous tension

toutes les parties saines du réseau.

Différents moyens peuvent être mis en œuvre pour assurer une bonne sélectivité dans la

protection d’un réseau électrique :

• sélectivité chronométrique par le temps : il consiste à donner des temporisations

différentes aux protections à maximum de courant échelonnées le long du réseau. Ces

temporisations sont d’autant plus longues que le relais est plus proche de la source ;

• la sélectivité ampèremétrique par les courants : il consiste à donner des seuils réglés

à une valeur inférieure à la valeur du courant de court-circuit provoqué par un défaut

échelonnée le long du réseau ;

• la sélectivité logique : la sélectivité chronométrique à ses faiblesses, ce système a été

développé pour remédier à ces inconvénients. Il est utilisé lorsqu’on souhaite obtenir un

temps court d’élimination de défaut ;

• la sélectivité par protection directionnelle : dans un réseau bouclé, où un défaut est

alimenté par les deux extrémités, il faut utiliser une protection sensible au sens

d’écoulement du courant de défaut pour pouvoir le localiser et l’éliminer de façon

sélective : c’est le rôle des protections directionnelles à maximum de courant ;

22

• la sélectivité par protection différentielle : ces protections comparent les courants aux

deux extrémités d’un tronçon de réseau surveillé.

• Les sélectivités combinées : c’est une combinaison de fonctions élémentaires de

sélectivité procurant des avantages complémentaires aux sélectivités simples. Les

associations possibles sont :

ampèremétrique + chronométrique ;

logique + chronométrique ;

chronométrique + directionnelle ;

logique + directionnelle ;

différentielle + chronométrique.

23

II. ETUDE DE LA PROTECTION DE LA LIGNE 33KV KAYA-DORI

Ce chapitre a pour objet l’étude de la protection de la ligne électrique Kossodo – Ziniaré

– Kaya – Dori– Gorom. Il consiste à effectuer les calculs de courants de court-circuit

triphasé, biphasé et monophasé (phase-terre), et avec le logiciel NEPLAN, grâce aux

données et caractéristiques des éléments de l’interconnexion. Après avoir effectué les

calculs et obtenu les valeurs, nous allons comparer nos résultats, et ensuite utiliser les

résultats obtenus à l’aide du logiciel Neplan pour faire des propositions des seuils de réglage

phase et terre de la ligne électrique. Le calcul des courants de courts-circuits pour la

protection qui consiste à calculer les plus faibles courants, c’est -à-dire les courants

minimaux pouvant survenir dans un réseau pour un bon réglage et une meilleure sélectivité.

Pour le dimensionnent du réseau électrique nous effectuerons les calculs de courant de

court-circuit triphasé c’est-à-dire les courants maximaux pour le choix des équipements de

protection, de coupure.

Pour mener à bien nos différents calculs de courant de court-circuit, nous allons poser des

hypothèses, et appliquer une norme de calcul qui est très important dans la détermination

des courants de défauts. Ces hypothèses ne concerneront uniquement que les calculs de

courants de défaut minimal.

3.1. Schéma unifilaire du réseau cible

Le schéma unifilaire du réseau de la ligne électrique 33 kV Kossodo – Ziniaré – Kaya –

Dori – Gorom, est représenté par la figure 16 ci-dessous :

24

Figure 16: Schéma unifilaire du réseau de la ligne électrique

:

25

3.2. Choix et Présentation de la norme de calcul

La norme CEI 60909 est celle que nous avons choisi pour nos calculs, qui consiste à

déterminer et à sommer les impédances équivalentes directes, inverses et homopolaires à

chaque point de défaut où nous voulons appliquer le défaut sur notre réseau et à l’aide des

composantes symétriques, par lesquels sont calculés ces différents courants de courts-circuits.

Dans la pratique, selon le type de défaut, les formules à retenir dans le tableau 6 pour le calcul

des courants de courts-circuits sont :

Tableau 6 : Formules pour le calcul des courants de court-circuit

Triphasé Biphasé Monophasé

𝑰𝒄𝒄𝟑 =𝒄 ∗ 𝑼𝒏

√𝟑 ∗ |𝒁𝒅| 𝑰𝒄𝒄𝟐 =

𝒄 ∗ 𝑼𝒏

|𝒁𝒅 + 𝒁𝒊| 𝑰𝒄𝒄𝒐 =

𝒄 ∗ 𝑼𝒏√𝟑

|𝒁𝒅 + 𝒁𝒊 + 𝒁𝒐 + 𝟑 ∗ 𝒁𝑵|

Avec 𝒁𝒅 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒊𝒓𝒆𝒄𝒕, 𝒁𝒊 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒊𝒏𝒗𝒆𝒓𝒔𝒆, 𝒁𝒐 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒉𝒐𝒎𝒐𝒑𝒐𝒍𝒂𝒊𝒓𝒆

𝒁𝒏 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒆 𝒎𝒊𝒔𝒆 à 𝒍𝒂 𝒕𝒆𝒓𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝒃𝒐𝒃𝒊𝒏𝒆 𝒅𝒆 𝒑𝒐𝒊𝒏𝒕 𝒏𝒆𝒖𝒕𝒓𝒆

3.3. Calcul des courants de court-circuit

L’installation électrique doit être protégée contre les courts-circuits. L’intensité du

courant de court-circuit doit être calculée à chaque étage de l’installation pour les différentes

configurations possibles du réseau ; ceci pour pouvoir déterminer les caractéristiques du

matériel ou qui doit couper ce courant de défaut.

Pour choisir convenablement les appareils de coupure (disjoncteurs ou fusibles) et régler les

fonctions de protection, il faut connaitre la valeur du courant de court-circuit à tout point du

réseau où l’on veut placer un dispositif de protection.

Trois valeurs du courant de court-circuit doivent être connues :

La valeur maximale du courant de court-circuit, détermine :

• le pouvoir de coupure des disjoncteurs et des fusibles ;

• le pouvoir de fermeture des disjoncteurs et interrupteur ;

• la tenue électrodynamique des canalisations et l’appareillage de mesure ;

• la contrainte thermique que doivent supporter les matériels.

La valeur minimale du courant de court-circuit, détermine :

• le choix de la courbe de déclenchement du disjoncteur et des fusibles,

26

• le réglage des seuils des protections à maximum de courant afin d’assurer la sélectivité

entre les protections.

La valeur monophasé-terre du courant de court-circuit, détermine :

• le réglage des protections contre les défauts à la terre.

3.3.1. Calcul des courants de courts-circuits triphasé

Le but de ce calcul est de déterminer les courants maximaux de défauts entre trois phases

sur la ligne électrique pour le dimensionnement des protections.

Le calcul du courant de court-circuit triphasé de notre réseau s’effectuera comme suit :

• dans un premier temps, déterminer l’impédance de chaque élément du réseau

(lignes, transformateurs, autotransformateurs, groupe électrogène) ;

• dans un second temps appliquer la formule pour déterminer le courant de court-

circuit triphasé à chaque jeu de barres du réseau.

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

impédance :

• le réseau amont

𝒁𝒄𝒄 =𝑼𝒏

𝟐

𝑺𝒄𝒄 (1)

• lignes

𝒁𝒄𝒄 = √𝑹𝟐 + 𝑿² (2)

• transformateurs et autotransformateurs

𝒁𝒄𝒄 =𝑼𝒄𝒄 (%)

𝟏𝟎𝟎∗

𝑼𝒏𝟐

𝑺𝒏 (3)

• groupes électrogènes

𝒁𝒄𝒄 =𝑿′′𝒅(%)

𝟏𝟎𝟎∗

𝑼𝒏𝟐

𝑺𝒏 (4)

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

tableau7 :

27

Tableau 7: Résultat des calculs d'impédance

Eléments Impédance Zcc Ω

Réseau amont 1,38

2,93

Kossodo-Ziniaré 14,13

2 autotransformateurs

Ziniaré

4,36

2,18

Ziniaré-Kaya 26,25

1 autotransformateur kaya 4,36

Kaya-Dori 66,63

Dori-Gorom 28,27

2 transformateurs Dori 41,65

20,83

Générateur G7 0,04850



Il faut noter qu’on a deux transformateurs à Dori et deux autotransformateurs à Ziniaré, nous

avons calculé l’impédance lorsqu’on a un transformateur et un autotransformateur en marche,

qu’on a ensuite divisé par deux comme ils sont identiques pour avoir l’impédance lorsque deux

transformateurs ou deux autotransformateurs fonctionnent ensemble.

Pour le réseau amont on a calculé l’impédance pour la puissance de court-circuit maximal et

ensuite minimal. Nous avons la valeur minimale pour les calculs de défaut biphasé et phase-

terre.

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

𝑰𝒄𝒄𝒎𝒂𝒙 =𝑪 ∗ 𝑼𝒏

√𝟑 ∗ ∑ 𝒁𝒄𝒄

(5)

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

Tableau 8: Valeur du facteur de tension C

Valeur des facteurs de tension CEI 60909

Tension nominale Facteur de tension c pour le calcul

HT Icc max Icc min

1 à 550 kV 1,1 1

L’objectif étant de calculer le courant maximal on prendra pour facteur de tension 1,1 ; nous

obtenons les résultats suivants dans le tableau 9 :

28

Tableau 9: Résultat des courants de court-circuit triphasé

Dori fonctionne en ilôtée

Eléments Iccmax (A)

Transformateur à Dori 0,4 kV 27364,88

Transformateur à Dori 33 kV 262,23

Dori-Gorom 181,10

Kossodo alimente Dori

Eléments Iccmax (A)

Réseau amont 15203,56


2 autotransformateurs Ziniaré 1089,33

Ziniaré-Kaya 460,74

Autotransformateur kaya 420,47

Kaya-Dori 179,94

Dori-Gorom 144,79

Transformateurs Dori 33kV 126,58

Transformateurs Dori 0,4kV 2558,98

3.3.2. Calcul des courants de courts-circuits biphasés

Le but de ce calcul est de déterminer les courants minimaux de défauts entre deux phases

sur la ligne électrique. Pour ce faire, les hypothèses identifiées pour obtenir les courants de

défauts biphasés minima sont :

• un autotransformateur en service au poste de Ziniaré ;

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

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

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

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

Il faut noter que le court-circuit biphasé se calcule le plus loin possible de la source.

Nous avons renseigné les données des différents éléments du réseau, choisi notre méthode de

calcul et poser nos hypothèses, comment allons-nous appliquer nos courts-circuits biphasés ?

Nous pouvons appliquer les courants de défauts de façon multiple, c’est-à-dire applique sur

tous les nœuds (jeux de barres) du réseau en même temps, ou séparer c’est-à-dire sur chaque

nœud les uns après les autres.

29

Nous avons opté pour le court-circuit séparé parce qu’il est plus précise et c’est de cette manière

que l’on procède pour obtenir nos valeurs et nous pouvons ajouter que c’est la manière

normalisée.

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

𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 =𝑪 ∗ 𝑼𝒏

𝟐 ∗ ∑ 𝒁𝒄𝒄 (6)

L’objectif étant de calculer le plus faible courant on prendra pour facteur de tension 1, nous


Tableau 10: Résultat des courants de court-circuit biphasé


Eléments Iccbi (A)



Dori-Gorom 235,81


Eléments Iccbi (A)



Autotransformateur Ziniaré 770,41


Autotransformateur kaya 317,18

Kaya-Dori 139,06

Dori-Gorom 112,31



3.3.3. Calcul des courants de courts-circuits terre

Le but du calcul est de déterminer les courants de courts-circuits monophasé minima en

prenant en compte la meilleure gestion des neutres 33 kV et les conditions d’exploitation. Pour

ce faire, les hypothèses identifiées pour obtenir les courants de défauts monophasés minima

sont :



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

30

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

neutre connectée ;

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

neutre connectée à Kossodo ;


neutre connectée à Kossodo et à Dori.

Il faut noter que le court-circuit monophasé se calcule le plus loin possible de la source.

Comme au calcul biphasé nous avons opté pour le court-circuit séparé pour cette étape.

Pour déterminer le courant de court-circuit phase-terre nous allons procéder à la même étape

que précédemment au calcul du courant de défaut biphasé à savoir calculer les impédances

homopolaires ensuite appliqué la formule pour le calcul du court-circuit phase-terre.

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

tableau 11 :

Tableau 11: Résultat des calculs des impédances homopolaire

Eléments Impédance Zo (Ω)

Réseau amont 5,02

10,66


2 autotransformateurs Ziniaré 4,13

2,06


1 autotransformateur kaya 4,13

Kaya-Dori 257,72

Dori-Gorom 109,34

2 transformateurs Dori 39,63

19,89

Générateur

0,0025

0,0043

0,0022

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

𝑰𝒄𝒄𝒐 =𝑪 ∗ 𝑼𝒏 ∗ √𝟑

𝟐 ∗ ∑ 𝒁𝒄𝒄 + ∑ 𝒁𝒐 + 𝟑 ∗ 𝒁𝒏 (7)

Avec

31

𝒁𝒅 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒊𝒓𝒆𝒄𝒕,

𝒁𝒊 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒊𝒏𝒗𝒆𝒓𝒔𝒆,

𝒁𝒐 = 𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒉𝒐𝒎𝒐𝒑𝒐𝒍𝒂𝒊𝒓𝒆

𝒁𝒏 = 𝒍′𝒊𝒎𝒑é𝒅𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒆 𝒎𝒊𝒔𝒆 à 𝒍𝒂 𝒕𝒆𝒓𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝑩𝑷𝑵

La valeur de l’impédance de mise à la terre de la BPN est égale à 66,54 Ω

L’objectif étant de calculer le plus faible courant, on prendra pour facteur de tension 1, et nous


Tableau 12: Résultat des courants de court-circuit phase-terre


Eléments Icco (A)



Dori-Gorom 67,58


Eléments Icco (A)



Autotransformateur Ziniaré 183,39


Autotransformateur Kaya 119,44

Kaya-Dori 65,74

Dori-Gorom 55,20



3.4. Synthèse des résultats des courants de courts-circuits

32

3.4.1. Synthèse des résultats des courants de courts-circuits triphasé

Tableau récapitulatif des courants de défauts triphasé : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée

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

Poste Kossodo

Ouvrage Départ ZiniaréArrivée

Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Départ

Kaya

Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT

Arrivée 36

AT

Départ

Dori

Arrivée

Kaya

Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant Iccbi vu

par la protection

en cas de défaut

(A)

- - - - - - - - - - 181,10 131,11 13682,4

Ziniaré Kaya Dori

Poste Kossodo


Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Départ

Kaya

Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT

Arrivée 36

AT

Départ

Dori

Arrivée

Kaya

Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant Iccbi vu

par la protection

en cas de défaut

(A)

1351,05 1351,05 675,53 544,7 460,74 460,74 420,47 420,47 179,94 179,94 144,79 63,29 2558,98

Ziniaré Kaya Dori

33

3.4.2. Synthèse des résultats des défauts biphasés

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori

Poste Kossodo Dori

- -

Ziniaré Kaya

Départ

Kaya

Arrivée

Kossodo

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant Iccbi vu

par la protection

(A)

- - - - - - - - 235,81 197,59

OuvrageDépart

Ziniaré

10772,13

Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Départ

Dori

Arrivée

Kaya

Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Poste Kossodo

139,06 112,31

Kaya

Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Départ

Dori

Dori

Arrivée

Kaya

Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant Iccbi vu

par la protection

(A)

967,11

Ziniaré

OuvrageDépart

Ziniaré

Arrivée

Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Départ

Kaya

967,11 346,16 346,16 317,18 317,18 139,06483,55 385,20 43,75 3225,81

34

3.4.3. Synthèse des résultats des défauts phase-terre

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée avec la bobine du point neutre connectée à Dori

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori avec la bobine du point neutre connectée à Kossodo

Poste Kossodo

- 67,58- - 51,18 17331,04- - - - -

Courant Iccbi vu

par la protection

(A)

- -

Dori

OuvrageDépart

Ziniaré

Arrivée

Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Départ

Kaya

Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Départ

Dori

Arrivée

Kaya

Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Ziniaré Kaya

Poste Kossodo

24,67 0,60

Arrivée 0,4

T1//T2

55,20

Ziniaré Kaya Dori

Départ

Dori

Arrivée

Kaya

Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Courant Iccbi vu

par la protection

(A)

191,27 191,27 122,74 122,74 119,44 119,44 65,74 65,7495,64 91,70

OuvrageDépart

Ziniaré

Arrivée

Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

Départ

Kaya

Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2

35

3.5. Calculs des courants de court-circuit par le logiciel NEPLAN

3.5.1. Présentation de NEPLAN

Neplan est un logiciel de planifications et d’informations pour les réseaux électriques,

de gaz, d’adduction d’eau ainsi que les réseaux de chauffage. Dans notre contexte, il a été utilisé

pour la modélisation de l’interconnexion et la simulation des courants de court-circuit triphasé,

biphasé et monophasé. (Voir figure 17 et figure 18)

Ayant plusieurs fonctionnalités, nous pouvons citer :

• la répartition des puissances ;

• le court-circuit ;

• la fiabilité.

36

Figure 17: Interface d'accueil de Neplan

37

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

38

3.5.1. Synthèse des résultats des défauts triphasés

Tableau récapitulatif des courants de défauts triphasé : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée

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

Poste Kossodo


Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36

AT1//AT2Départ Kaya

Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT

Arrivée 36

ATDépart Dori Arrivée Kaya

Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant Iccbi vu

par la protection en

cas de défaut (A)- - - - - - - - - - 215,2 143 14623,9

Ziniaré Kaya Dori

Poste Kossodo


Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36


Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT

Arrivée 36


Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant Iccbi vu


cas de défaut (A)1351,9 1351,9 675,95 550,5 486,9 486,9 377,9 377,9 180 180 147,3 90 5896,95

Ziniaré Kaya Dori

39

3.5.2. Synthèse des résultats des défauts biphasés

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori

Poste Kossodo


Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36


Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT

Arrivée 36


Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant Iccbi vu


cas de défaut (A)- - - - - - - - - - 151 96,6 12307,5

Ziniaré Kaya Dori

Poste Kossodo


Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36


Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT

Arrivée 36


Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant Iccbi vu


cas de défaut (A)935,4 935,4 467,7 361,9 338,1 338,1 268,1 268,1 129 129 105,7 64,5 3940,9

Ziniaré Kaya Dori

40

3.5.3. Synthèse des résultats des défauts phase-terre

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée avec la bobine du point neutre connectée à Dori

Tableau récapitulatif de l’hypothèse N°2 : la centrale de Kossodo alimente les charges de Dori avec la bobine du point neutre connectée à Kossodo

Poste Kossodo


Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36


Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT

Arrivée 36


Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant 3Io vu par

la protection en cas

de défaut (A)

- - - - - - - - - - 109,4 77,95 19794,35

Courant 3CIo vu


cas de défaut sur

un autre départ (A)

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

Ziniaré Kaya Dori

Poste Kossodo


Kossodo

Arrivée 33

AT1//AT2

Arrivée 36


Arrivée

Ziniaré

Arrivée 33

AT

Arrivée 36


Départ

Gorom

Arrivée 33

T1//T2

Arrivée 0,4

T1//T2

Courant 3Io vu par

la protection en cas

de défaut (A)214,7 214,7 107,35 94,9 130,1 130,1 84,1 84,1 56,8 56,8 44,4 56,8 0,5

Courant 3CIo vu


cas de défaut sur

un autre départ (A)

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

Ziniaré Kaya Dori

41

A l’issue des résultats obtenus du calcul et de Neplan, nous constatons une légère différence

entre ces résultats qui peut s’expliquer. Le logiciel étant plus précis, prend en compte des

paramètres tel que, la durée du défaut, le temps de retard du disjoncteur, des paramètres relatifs

aux équipements, aux données d’entrée qui la rendre plus précise que les calculs où nous avons

appliqué les formules. L’objectif était de démontrer que nous savions également calculer les

courants de court-circuit triphasé, biphasé et phase-terre.

3.6. Analyse des résultats

Nous avons obtenu les résultats de simulations grâce à plusieurs paramètres. Parmi ces

paramètres, nous avons identifié les hypothèses pour obtenir les courants de défauts que sont :



Nous avons mis en service un autotransformateur et un transformateur en service pour obtenir

le plus faible courant de défaut possible, parce que l’impédance d’un autotransformateur ou

d’un transformateur de puissance est deux fois plus élevée que deux autotransformateurs et

deux transformateurs de puissance comme nos équipements sont identiques. Lorsque

l’impédance est faible, le courant de défaut sera élevé, mais si l’impédance est élevée, le courant

sera faible et c’est ce que nous recherchons, obtenir un courant de défaut faible.

Exemple :

Voir l’équation (3) et l’équation (5) pour le calcul de l’impédance et du courant de court-circuit

biphasé

1 Autotransformateur 2 Autotransformateurs

Impédance (Ω) 4,36 2,18

Courant de court-circuit (A) 361,9 393,1

3.6.1. Résultats des courants de courts-circuits triphasés

L’analyse des résultats des calculs des courants de courts-circuits triphasés n’appelle

pas de commentaire.

42

3.6.2. Résultats des courants de courts-circuits biphasés

L’analyse des hypothèses n°1 et n°2 (Dori fonctionne en ilôtée et Kossodo alimente les

charges de Dori) est un bon schéma d’exploitation pour un meilleur réglage et un bon

fonctionnement des protections de la ligne électrique.

3.6.3. Résultats des courants de courts-circuits phase- terre

De l’analyse des trois hypothèses de simulations relatives aux défauts phase-terre, il en

ressort que l’hypothèse n°3 (mise à la terre à Dori et Kossodo connectée), n’est pas un bon

schéma d’exploitation, car en cas de défaut sur la ligne électrique, le défaut va se diviser et une

partie ira vers la mise à la terre de Dori, et l’autre vers la mise à la terre de Kossodo ce qui

entrainera des déclenchements intempestifs à Kossodo et à Dori, une difficulté dans la

localisation et l’élimination du défaut. Par conséquent il est fortement recommandé d’exploiter

la BPN (mise à la terre) du nœud 33 kV de Dori en position ouverte lorsque Kossodo alimente

Dori. (Voir figure 19)

Les modes d’alimentation de la charge de Dori recommandés pour un meilleur réglage et un

bon fonctionnement des protections de la ligne électrique sont :

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

neutre connectée ;


neutre connectée à Kossodo ;

Kossodo Ziniaré Kaya Dori

Relais

BPN

BPN

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

En ce qui concerne les résultats, nous avons relevé deux valeurs, il s’agit du courant de court-

circuit sur la ligne au départ et à l’arrivée. Le courant à l’arrivée est généralement plus faible

que le courant de départ. (Voir figure 20)

43

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

Pour le choix et le réglage des protections, nous avons choisi les résultats des courants

de courts-circuits triphasé, biphasé et phase terre obtenu grâce au logiciel Neplan, pour la

précision des valeurs.

3.7. Choix des protections

Le choix des dispositifs de protection se porte sur les paramètres suivants : la tension

assignée, le courant nominal du jeu de barre, courant nominal par rapport à la charge nominale,

la fréquence, et le pouvoir de coupure, dont les valeurs sont normalisées. La protection est

assurée par des cellules F400 disjoncteur de Schneider Electric. (Voir figure 21).

Voir en annexe les caractéristiques de la cellule départ ligne 36 kV Dori

3.7.1. Description générale de la gamme FLUAIR F400

Le F400 est un équipement pour une installation d’intérieur. C’est une gamme d’unités

fonctionnelles se composant :

• d’une cellule préfabriquée sous enveloppe métallique de type blindé à isolement dans

l’air ;

• d’un disjoncteur débrochable à coupure dans le SF6 ;

• d’un ensemble de protection et de contrôle composé d’une unité de protection et de

contrôle SEPAM, de transformateurs de courant et de tension, d’auxiliaire.

44

3.7.1.1. Les compartiments

Les cellules sont du type LSC2B (Blindées), classe PM (Partitions Métalliques), c’est-

à-dire :

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

terre ;

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

• les volets métalliques mis à la terre, recouvrent les contacts fixes d’embrochage lorsque

l’appareil est débroché.

Elles sont constituées de 3 compartiments électriquement indépendants et d’un compartiment

basse tension décrit ci-dessous.

Figure 21: Cellule F400

3.7.1.2. Compartiment appareillage

Ce compartiment est fermé par une porte et contient :

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

45

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

• le mécanisme d’ouverture / fermeture des volets ;

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

• les indicateurs de présence tension (VPIS).

3.7.1.3. Compartiment câbles

Suivant le type de cellule ce compartiment pourrait contenir :

• les plages de raccordement des câbles MT ;

• le sectionneur de terre à pouvoir de fermeture ;

• les parafoudres ;

• la résistance de chauffage anti condensation ;

• les transformateurs de courant ;

• les transformateurs de tension.

3.7.1.4. Compartiment jeu de barre

Il contient :

• le jeu de barres principal ;

• les dérivations qui servent également de support jeu de barres.

Le compartiment jeu de barres est accessible par l’arrière de la cellule, en ôtant des tôles

boulonnées.

3.7.1.5. Compartiment basse tension

Ce compartiment est situé dans la partie supérieure de la cellule, en face avant, et

s’intègre dans le volume général de la cellule.

Ce compartiment contient :

• le relais de protection et de contrôle ;

• le système de signalisation et de contrôle utilisé pour la commande de l’équipement en

local ou distance ;

• le synoptique ;

• les boites à bornes d’essais courant et tension ;

• les auxiliaires basses tensions, dont les disjoncteurs basse tension, relais auxiliaires,

transducteurs.

46

3.8. Choix du mode de sélectivité pour le réglage des protections

La sélectivité c’est la coordination des dispositifs de coupure automatique pour qu’un

défaut survenant en un point quelconque du réseau, soit éliminé par le dispositif de coupure

placé immédiatement en amont du défaut, et par lui seul, pour assurer la continuité du service

dans les autres parties saines du réseau.

Nous dénombrons trois modes de sélectivité applicable sur notre ligne électrique à savoir :

• la sélectivité chronométrique ;

• la sélectivité ampèremétrique ;

• la sélectivité logique.

Au regard de l’inadaptation des modes de sélectivité couramment usités dans les réseaux

moyenne tension et de l’inexistence de support de communication sur la ligne électrique pour

permettre l’application de la sélectivité logique, le mode de sélectivité de type chronométrique

associé au mode ampèremétrique sera adopté pour assurer une meilleure sélectivité des

protections de la ligne électrique.

Ce mode de sélectivité « chronoampèremétrique » consiste à donner des temporisations

régressives aux différentes protections à maximum de courant échelonnées le long du réseau

d’une part, et à donner des valeurs régressives de seuils de courants de réglage, d’autre part,

allant de la source vers l’extrémité de la ligne électrique.

La protection ou sélectivité ampèremétrique s’appliquera à chaque départ HTA, et la

coordination entre les dispositifs de protection sera obtenue grâce à la protection ou sélectivité

chronométrique.

Le système de sélectivité logique, permet d'obtenir une sélectivité totale entre tous les étages

d'un réseau de distribution électrique, de la haute tension à la basse tension. Par ailleurs il permet

l’élimination du défaut dans un temps très réduit et indépendant de l'endroit où s'est produit

l'incident. La sélectivité a pour but d’assurer d’une part la continuité de service d’alimentation

en énergie électrique et d’autre part la fonction secours entre les protections.

3.8. Réglage des protections phases et terre (homopolaire)

Le réglage des protections doit offrir la meilleure sensibilité tout en garantissant une

bonne sélectivité avec les autres protections. Il faut en effet que ces protections puissent détecter

et éliminer les courants de défauts pouvant mettre en danger les équipements et les humains.

47

Le réglage des protections doit obéir à des principes de sécurité et de sélectivité que nous allons

appliquer et faire des propositions de valeurs de réglage des protections.

3.8.1. Principe de réglage des protections des départs de lignes contre les

défauts de phases

La valeur de l’intensité de réglage Ir doit être inférieure à l’intensité du courant de court-

circuit biphasé (Iccbi) apparaissant au point du départ pour lequel l’impédance de court-circuit

est la plus grande ou au point où le courant de court-circuit biphasé est le plus faible. Elle est

fixée à :

𝑰𝒓 < 𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 𝒎𝒊𝒏𝒊. (8)

Elle doit toutefois être choisie supérieure à l’intensité du courant admissible dans le départ qui

peut dépendre du calibre de ses transformateurs de courant (InTC) ou du courant maximal de

la ligne.

Les seuils de réglage des protections contre les défauts phases doivent respecter la contrainte

suivante :

𝟏, 𝟑 𝑰𝒏𝑻𝑪 ≤ 𝑰𝒓 < 𝟎, 𝟖 ∗ 𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 𝒎𝒊𝒏𝒊 (9)

𝑰𝒏𝑻𝑪 : courant nominal du transformateur de courant ;

𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 𝒎𝒊𝒏𝒊 : courant de court-circuit biphasé minimal ;

𝟏, 𝟑 𝒆𝒕 𝟎, 𝟖 : sont les coefficients de sécurité

Pour tenir compte des surcharges des transformateurs et autotransformateurs sans risque de

déclenchement intempestif on prendra 1,6 comme coefficient de sécurité. La contrainte à

respecter sera :

𝟏, 𝟔 𝑰𝒏𝑻𝑪 ≤ 𝑰𝒓 < 𝟎, 𝟖 ∗ 𝑰𝒄𝒄𝒃𝒊 𝒎𝒊𝒏𝒊 (10)

3.8.2. Principe de réglage des protections de lignes contre les défauts terre

Les seuils de réglage des protections contre les défauts terre doivent respecter les

contraintes suivantes :

𝑰𝒐𝒓 > 𝟔 % 𝑰𝒏𝑻𝑪 (11)

𝑰𝒐𝒓 > 𝟏, 𝟐 ∗ 𝟑𝑰𝑪𝒐 (12)

48

𝑰𝒐𝒓 < 𝟎, 𝟖 ∗ 𝟑𝑰𝒐 (13)

𝑰𝒐𝒓 : courant de réglage homopolaire ;

𝟑𝑰𝑪𝒐 : courant capacitif homopolaire ;

𝟑𝑰𝒐 : courant de défaut homopolaire.

3.8.3. Mode de temporisation

Le mode de temporisation que nous allons appliquer sur notre nouvelle ligne Kaya -

Dori sera à temps indépendant (constant) avec temporisation, c’est-à-dire qu’un intervalle de

temps sera respecté avant le déclenchement de la protection. Cela donne le temps à d’autres

protections, plus proches du défaut, de réagir et ainsi évité d’ouvrir une partie du réseau sain.

Le même mode est appliqué actuellement sur la ligne électrique existante (Kossodo – Ziniaré –

Kaya) afin d’éviter une révision du plan de protection du réseau amont.

3.9. Proposition de valeurs de réglages

A partir des résultats obtenus lors des différents calculs de courant de court-circuit avec le

logiciel Neplan, nous vous proposons les valeurs de seuil de réglage des protections en

appliquant les contraintes ci-dessus.

49

3.9.1. Proposition de valeurs de réglages des protections de phases

Hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée

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

Poste Ouvrage

Courant

Iccbimini

(A)

0,8*Iccbimini

(A)TC I réglage (A) tIR (s)

Arrivée 0,4 T1//T2 12307,45 9846 50/5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 9846 80 90 0,5

Arrivée 33 T1//T2 96,6 77,28 50/5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 77,28 80 70 0,3

Départ BPN 193,2 154,6 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 154,6 130 140 0

Dépar TSA 193,2 154,6 25/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 154,6 33 40 0

Départ Ville Gorom 151 120,8 25/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 120,8 33 100 0,2

Plage de choix de I réglage (A)

Dori

Poste Ouvrage

Courant

Iccbimini

(A)

0,8*Iccbimini


Kossodo Départ Ziniaré 935,4 748,3 150/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 748,3 195 300 0,9

Arrivée Kossodo 935,4 748,3 150/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 748,3 195 260 0,8

Arrivée 33 kV AT1//AT2 467,7 374,2 100/5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 374,2 160 240 0,75


Départ Kaya 338,1 270,5 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 270,5 130 200 0,65

Arrivée Ziniaré 338,1 270,5 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 270,5 130 190 0,6

Arrivée 33 kV AT 268,1 214,5 100/5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 214,5 160 180 0,55


Départ Dori 129,0 103,2 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 130 150 0,45

Arrivée Kaya 129,0 103,2 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 130 140 0,4

Départ Ville Gorom 105,7 84,6 25/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,3 33 100 0,2

Départ BPN 129,0 103,2 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 130 x x

Départ TSA 129,0 103,2 25/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 33 x x

Arrivée 33 T1//T2 64,5 51,6 50/5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 51,6 80 x x

Arrivée 0,4 T1//T2 3940,9 3152,7 50/5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 3152,7 80 x x

Ziniaré


Kaya

Dori

50

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

Poste Ouvrage

Courant

Iccbimini

(A)

0,8*Iccbimini


Kossodo Départ Ziniaré 935,4 748,3 150/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 748,3 195 300 0,9

Arrivée Kossodo 935,4 748,3 150/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 748,3 195 260 0,8



Départ Kaya 338,1 270,5 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 270,5 130 200 0,65

Arrivée Ziniaré 338,1 270,5 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 270,5 130 190 0,6



Départ Dori 129,0 103,2 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 130 150 0,45

Arrivée Kaya 129,0 103,2 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 103,2 130 140 0,4

Départ Ville Gorom 151,0 120,8 25/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 120,8 33 100 0,2

Départ BPN 193,2 154,6 100/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 154,6 130 140 0

Départ TSA 193,2 154,6 25/5 1,3*InTC ≤ Ir ≤ 154,6 33 40 0

Arrivée 33 T1//T2 96,6 77,28 50/5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 77,28 80 70 0,3

Arrivée 0,4 T1//T2 12307,5 9846 50/5 1,6*InTC ≤ Ir ≤ 3152,7 80 90 0,5


Ziniaré

Kaya

Dori

51

3.9.2. Proposition de valeurs de réglages des protections terre

Hypothèse N°1 : la centrale de Dori fonctionne en ilôtée

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

Ior < 0,8*(3Io) Ior > 6% InTC Ior > 1,2*3ICo

Arrivée 0,4 T1//T2 19794,35 0 2500 15835,48 150 0 160 0,5

Arrivée 33 T1//T2 77,95 4,6 50/5 62,36 3 5,52 8 0,3

Départ BPN 155,9 4,6 100/5 124,72 6 5,52 8 0

Dépar TSA 155,9 4,6 25/5 124,72 1,5 5,52 8 0

Départ Ville Gorom 109,4 4,6 25/5 87,52 1,5 5,52 8 0,2

tIR (s)Plage de choix de I réglage (A)

Dori

TCOuvrageCourant 3Io

(A)

Courant 3ICo

(A)Poste I réglage (A)

Ior < 0,8*(3Io) Ior > 6% InTC Ior > 1,2*3ICo

Kossodo Départ Ziniaré 214,7 53,9 150/5 171,76 9 64,68 70 0,9

Arrivée Kossodo 214,7 44,5 150/5 171,76 9 53,4 65 0,8

Arrivée 33 kV AT1//AT2 107,35 22,25 100/5 85,88 6 26,7 60 0,75

Arrivée 36 kV AT1//AT2 189,8 19,9 100/5 151,84 6 23,88 55 0,70

Départ Kaya 130,1 39,8 100/5 104,08 6 47,76 50 0,65

Arrivée Ziniaré 130,1 2,4 100/5 104,08 6 2,88 45 0,6

Arrivée 33 kV AT 84,1 2,4 100/5 67,28 6 2,88 40 0,55

Arrivée 36 kV AT1 84,1 9,7 100/5 67,28 6 11,64 35 0,5

Départ Dori 56,8 24,3 100/5 45,44 6 29,16 30 0,45

Arrivée Kaya 56,8 6,6 100/5 45,44 6 7,92 20 0,4


Départ BPN 56,8 0 100/5 45,44 6 0 x x

Départ TSA 56,8 0 25/5 45,44 1,5 0 x x

Arrivée 33 T1//T2 56,8 0 50/5 45,44 3 0 x x

Arrivée 0,4 T1//T2 0,5 0 2500 0,4 150 0 x x

Dori


Kaya

Ziniaré

Poste OuvrageCourant 3Io

(A)

Courant 3ICo


52

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

Nous avons proposé des valeurs de réglage à savoir le courant et la temporisation pour le réglage nos protections contre les défauts de court-circuit

biphasé et phase-terre. Nous allons ensuite vérifier la sélectivité entre nos protections en traçant des courbes de sélectivité relatif aux différents

postes électrique (Ziniaré, Kaya, Dori) avec les valeurs de réglages proposé.

Ior < 0,8*3Io Ior > 6% InTC Ior > 1,2*3ICo

Kossodo Départ Ziniaré 214,7 53,9 150/5 171,76 9 64,68 70 0,9

Arrivée Kossodo 214,7 44,5 150/5 171,76 9 53,4 65 0,8

Arrivée 33 kV AT1//AT2 107,35 22,25 100/5 85,88 6 26,7 60 0,75

Arrivée 36 kV AT1//AT2 189,8 19,9 100/5 151,84 6 23,88 55 0,70

Départ Kaya 130,1 39,8 100/5 104,08 6 47,76 50 0,65

Arrivée Ziniaré 130,1 2,4 100/5 104,08 6 2,88 45 0,6

Arrivée 33 kV AT 84,1 2,4 100/5 67,28 6 2,88 40 0,55

Arrivée 36 kV AT1 84,1 9,7 100/5 67,28 6 11,64 35 0,5

Départ Dori 56,8 24,3 100/5 45,44 6 29,16 30 0,45

Arrivée Kaya 56,8 6,6 100/5 45,44 6 7,92 20 0,4


Départ BPN 155,9 4,6 100/5 124,72 6 5,52 8 0

Départ TSA 155,9 4,6 25/5 124,72 1,5 5,52 8 0

Arrivée 33 T1//T2 77,95 4,6 50/5 62,36 3 5,52 8 0,3

Arrivée 0,4 T1//T2 19794,35 0 2500 15835,48 150 0 160 0,5

Ziniaré

Kaya

Dori

Poste OuvrageCourant 3Io

(A)

Courant 3ICo

(A)TC

Plage de choix de I réglage (A)I réglage (A) tIR (s)

53

3.10. Vérification de la sélectivité entre les protections

3.10.1. Vérification de la sélectivité entre les protections des phases

0

200

400

600

800

1000

1200

0 100 200 300 400 500

Tem

po

risa

tio

n (

mS)

Courant de réglage (A)

Courbe de sélectivité des protections de Ziniaré

Arrivée Kossodo

Arrivée 33 kV AT1//AT2

Arrivée 36 kV AT1//AT2

Départ Kaya

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 50 100 150 200 250 300

Tem

po

risa

tio

n (m

S)


Courbe de sélectivité des protections de Kaya

Départ Dori

Arrivée 36 kV AT

Arrivée 33 kV AT

Arrivée Ziniaré

54

3.10.2. Vérification de la sélectivité entre les protections terres

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 50 100 150 200

Tem

po

risa

tio

n (m

S)


Courbe de sélectivité des protections de DORI

Arrivée Kaya

Départ Ville Gorom

Arrivée 33 T1//T2

0

200

400

600

800

1000

1200

0 20 40 60 80 100

Tem

po

risa

tio

n (

ms)


Courbe de sélectivité des protections de Ziniaré

Arrivée Kossodo

Arrivée 33 kVAT1//AT2

Arrivée 36 kVAT1//AT2

55

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 10 20 30 40 50 60 70

Tem

po

risa

tio

n (m

S)


Courbe de sélectivité des protections de Kaya

Arrivée Ziniaré

Arrivée 33 kV AT

Arrivée 36 kV AT1

Départ Dori

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 5 10 15 20 25 30 35

Tem

po

risa

tio

n (m

s)


Courbe de sélectivité des protections de Dori

Arrivée Kaya

Départ ville Gorom

Arrivée 33 T1//T2

56

III. DISCUSSION ET ANALYSE

En ce qui concerne l’obtention des résultats des différentes simulations, nous avons été

confrontés à plusieurs difficultés, comme l’absence et les valeurs erronées des données d’entrée

d’étude que nous avons résolue en menant nos recherches et grâce aux informations reçues par

la SONABEL. Il faut ajouter que le logiciel employé Neplan est limité, et nous avons constaté

cela lors des simulations des courants de courts-circuits phase-terre où la bobine de point neutre

(BPN) devrait être connectée soit à Kossodo, soit à Dori en fonction du schéma d’exploitation.

Neplan ne disposant pas de bobine de point neutre, mais connaissant la valeur de l’impédance

de la mise à la terre de la BPN, nous l’avons insérée au point neutre du transformateur de

puissance de 1600 kVA- 33/04 kV de Dori et ajoute un transformateur d’isolement fictif mis à

la terre par une impédance de même valeur connectée entre le réseau amont et le jeu de barres

33 kV de Kossodo. Toutes ses modifications n’entravent en rien la pertinence et la réalité des

résultats. Le logiciel Digsilent également un logiciel de dimensionnement et de simulation,

contrairement à Neplan est plus complet avec tous les éléments d’un réseau électrique, précis

et plus aisé à l’utilisation, mais auquel nous n’avons eu accès.

A la suite des résultats obtenues pendant la simulation des courants de courts-circuits, triphasé,

biphasé et phase-terre, nous avons constaté une petite différence entre nos résultats et celle

réalisée par l’entreprise, due aux schémas d’exploitation. La centrale de Dori dispose de trois

groupes électrogènes de puissances différentes qui alimentent la ville de Dori, Gorom et des

petites localités, dont il faut tenir compte dans le schéma d’exploitation pour les simulations.

Dans le cas où Dori fonctionne seul, pour la détermination des courants de défauts biphasé et

phase-terre, les unités de productions, c’est-à-dire les groupes électrogènes ont des paramètres

tels que la réactance subtransitoire (x’’d), inverse (X2) et homopolaire (Xo) très importants

propre à chacun qu’il est impératif et nécessaire de renseigner. L’entreprise dans ses simulations

n’a pas tenu compte des trois unités de production, mais n’a considéré qu’un générateur de

puissance égale à la somme des puissances des groupes de la centrale qui aura lui également

ses paramètres propres à lui. Nous restons sceptiques sur le schéma d’exploitation de

l’entreprise, car l’objectif c’est de représenter à l’identique sur le logiciel les réalités de notre

ligne électrique, aussi faut-il s’assurer lors du calcul biphasé que nos mises à la terre sont

déconnectées, sinon cela devient un court-circuit biphasé-terre qui fausse les résultats des

simulations. Nous pouvons dire que ce sont des facteurs divergents de nos résultats. Notre ligne

électrique étant en parallèle avec le sol (terre) génère un courant capacitif très faible, et la

naissance de ces courants entraine des déclenchements intempestifs des dispositifs de protection

57

et pourtant il y’a aucun défaut. Ces courants capacitifs sont des courants réactifs qu’il faut tenir

compte dans le réglage des protections.

En ce qui concerne le choix du mode de sélectivité pour le réglage des protections, c’est l’étape

la plus importante de l’étude qui demande beaucoup d’attention, parce qu’un mauvais choix de

mode sélectivité est synonyme de danger pour les matériels et les personnes. Nous pouvons dire

qu’il n’existe pas de mode de sélectivité idéal, mais plus plutôt que l’idéal serait d’assurer de

façon efficace sa fonction. La sélectivité logique serait bien indiquée pour notre ligne électrique,

mais par manque de système de communication, son application n’est pas possible, mais

beaucoup utiliser dans les réseaux de transport très haute tension. Pour notre ligne électrique

nous avons opté pour une combinaison de mode de sélectivité l’ampèremétrique +

chronométrique tout simplement parce que c’est le mode phare employé par la SONABEL dans

ses réseaux moyennes tensions. C’est qu’il existe d’autres types de sélectivité mixtes tel que

logique + directionnelle, chronométrique + directionnelle, mais leur application est très

complexe, coûteuse, et certains exige beaucoup d’attention, d’entretien et de révision de façon

régulière.

En ce qui concerne la proposition des valeurs du courant et des temporisations pour le réglage

des protections phases et phase-terre, nous avons appliqué les principes de réglage relatif aux

protections. Concernant le réglage des courants nous avions utilisé les calibres des

transformateurs de courant donnée par Schneider électrique qui a fourni les cellules électriques,

et que dans la pratique c’est avec les calibres des transformateurs de courant qu’on calcule le

courant réglages des protections des phases et phase-terre en plus d’autres principes. Le

problème que nous avons observé se situe dans le poste de Dori pour la proposition des seuils

de réglages des phases de la protection arrivée 33 T1//T2 où la contrainte 1,3 ∗ 𝐼𝑛𝑇𝐶 ≤ 𝐼𝑟 <

0,8 ∗ 𝐼𝑐𝑐𝑏𝑖 𝑚𝑖𝑛𝑖 n’est pas respecté. Nous avons obtenu 80 ≤ 𝐼𝑟 < 77,28 qui est un cas particulier

appelé cas de consensus. Comme nous voulons protéger nos installations contre les défauts

biphasés, nous négligerons le 1,3 ∗ 𝐼𝑛𝑇𝐶 qui égale à 80 A. Les valeurs ont été proposées tout

en respectant le principe de réglage ci-dessus pour obtenir les courants de réglage, après le

réglage des courants nous passons ensuite à la proposition des temporisations d’enclenchement

de la protection. A propos de la temporisation nous avons fait des propositions tout en respectant

le principe qui stipule que la différence des temps de fonctionnement 𝜟𝑻 entre deux protections

successives est l’intervalle de sélectivité d’une valeur minimale de 200 millisecondes soit 0,2

seconde et maximale de 300 millisecondes soit 0,3 seconde, c’est-à-dire que la différence de

temps entre Kossodo -Ziniaré, Ziniaré-Kaya, Kaya-Dori est comprise entre 200 et 300

58

millisecondes entre chaque poste électrique ainsi que les protections relatives à ces postes qui

doivent venir au secours des protections qui n’arrivent pas à déclencher dû à une défaillance.

Tout en respectant ce principe d’intervalle de sélectivité, nous avons 200 millisecondes entre

nos postes électriques et 50 millisecondes d’intervalles entre chaque protection relative aux

postes. Nous avons commencé à donner nos temporisations de l’aval vers l’amont c’est-à-dire

de Dori en remontant jusqu’à Kossodo et façon croissante. Il faut ajouter également que la

temporisation des arrivées doit être supérieure à celles des départs pour éviter qu’en cas de

défaut sur un départ, que la protection à l’arrivée ne déclenche et n’ouvre en plus de la partie

en défaut les autres parties saines. Nous avons évité de faire des propositions de temporisation

exorbitant de l’ordre de seconde tel que 1,5 ; 2 ; 3, parce que si lors d’un court-circuit la

protection la plus proche du défaut n’arrive pas à déclencher, et que la protection plus en amont

doit attendre une ou deux secondes pour déclencher, sachons que les dégâts seront énormes.

Le réglage des protections demeurera la partie la plus importante lorsqu’il s’agira de sécurité,

le réglage n’est pas fixe et varie en fonction de l’étendue du réseau. Il n’existe pas de réglage

parfait, parce que le réglage qui marche bien aujourd’hui peut être dans quelques années un

danger auquel il faut remédier, en améliorant les protections ou en changeant le mode de

sélectivité. La SONABEL sera toujours confrontée à ces problèmes dû au réseau burkinabé

évoluant et grandissant.

IV. EVALUATION DU COUT DE REALISATION DU PROJET

Pour concevoir un réseau électrique, l’aspect économique est la partie la plus importante

du projet. Elle restera toujours le centre de préoccupation entre le promoteur du projet et

l’exécutant. Le montant du projet de construction de l’interconnexion Kaya – Dori HTA 33 kV

s’élève à 7 048 160 636 F CFA HTVA soit 8 316 829 550 TTC. Pour des raisons propres à

l’entreprise nous n’avons pas eu accès aux détails des prix relatifs aux matériels et équipements

pour la construction de la ligne et des postes électriques. Le projet de construction de la ligne

électrique Kaya-Dori devrait débuter le 09 novembre 2015, mais ayant accusé un retard de 3

mois dans la réception du matériel, les travaux ont débuté en février 2016 et ont pris fin le 27

février 2017. A la fin des travaux, l’entreprise a procédé aux essais et aux mesures électriques

qui lui sont demandées par l’employeur jusqu’à la date du 14 mars 2017 et la réception du projet

s’est déroulé le 20 mars 2017. Le projet avait une durée d’un an et devrait se dérouler du 09

novembre 2015 au 09 novembre 2016.

59

V. IMPACTS ENVIRONNEMENTAL ET SOCIAL

6.1. Les impacts positifs du projet

Les impacts positifs pendant les phases de préparation et de construction des lignes

sont :

• la création de revenues financiers du fait des emplois temporaires qui seront créés au

profit des ouvriers locaux ;

• la création de revenus financiers pour les femmes vendeuses de repas le long des

chantiers.

• l’amélioration des conditions de vie de plusieurs ménages et des citoyens du fait de

l’accès à l’électricité dans les habitations et de l’éclairage public des routes principales

des localités. A cela, il faut citer en accompagnement les possibilités offertes d’utiliser

des postes de télévision avec les avantages qu’ils offrent en termes d’information,

d’éducation des populations et de divertissement ;

• l’amélioration des conditions d’études pour les élèves et les écoliers par suite de

l’électrification des écoles des localités ;

• un meilleur fonctionnement des centres de santé et des pharmacies, favorisant une

meilleure prise en charge des malades.

• un meilleur rendement des travailleurs des services publics et privés dans les localités ;

• la création et l’amélioration de certains métiers tel que la soudure, la coiffure, la

restauration ;

• le développement des activités de commerce suite à un meilleur fonctionnement des

boutiques et de toutes les zones commerciales des localités.

6.2. Les impacts négatifs du projet

Les impacts négatifs pendant les phases de préparation et de construction des lignes

sont :

• les pertes de terres et d’arbres fruitiers, suite aux expropriations utiles aux travaux

d’implantation de poteaux, des lignes et autres équipements liées au réseau de transport

d’énergie électrique. Une indemnisation conséquente des personnes affectées par le cas

d’expropriation a été effectuée et le reboisement des arbres abattus ;

• le risque d’accidents lors des travaux de débroussaillement, de fouilles, d’implantations

d’équipements et de tirage des lignes électriques. La signalisation adéquate des chantiers

60

et l’équipement des ouvriers en casques, gants, ceintures de sécurités et chaussures de

sécurités sont proposées pour limiter ces risques d’accidents.

61

VI. CONCLUSION

La protection du réseau électrique Kossodo – Ziniaré – Kaya – Dori - Gorom est

indispensable afin d’assurer une bonne stabilité de celui-ci. En effet le système de protection

mis en œuvre avec une sélectivité adéquate et un meilleur réglage afin d’assurer la continuité

de service et de garantir une fonction de secours entre les différents éléments constitutifs de la

chaîne de protection. Tout au long de notre mémoire, nous avons travaillé sur la sélectivité et

le réglage des protections de l’interconnexion Kaya – Dori. Comme il s’agit de protection, nous

avons dans un premier temps calculé les courants maximaux et les plus faibles courants de

défaut pouvant survenir sur notre ligne et ensuite à l’aide du logiciel. Les courants maximaux

sont les courants de courts-circuits triphasés et les faibles courants de défauts sont le courant de

court-circuit biphasé et de court-circuit monophasé ou phase-terre ou encore homopolaire. Avec

les résultats des différentes simulations obtenus que nous avons eu à comparer avec ceux de

l’entreprise, on a constaté une légère différence due notamment à la petite différence constatée

sur les schémas d’exploitations. Cette différence des résultats n’a pas entravé la suite de notre

travail. Dans un second temps, après avoir choisi notre dispositif de protection, le choix de notre

mode de sélectivité qui s’est porté sur la sélectivité mixte ou combiné entre la sélectivité

ampèremétrique + la sélectivité chronométrique, nous avons appliqué le principe de réglage des

protections relatif à notre mode de sélectivité choisi. En appliquant le principe, nous avons fait

des propositions de valeurs réglage tels que le courant de réglage et la temporisation du

déclenchement des protections sur notre file Kossodo – Ziniaré – Kaya – Dori. La protection

est un domaine très vaste qu’il n’est pas aisé de définir et qui en plus englobe d’autres secteur

comme le schéma de liaison à la terre. Dans les années à venir avec le développement des

réseaux électriques du Burkina, la SONABEL sera confrontée à un problème de protection

notamment sur les réglages des protections. Elle sera appelée à faire une révision complète de

ses réglages sur toute l’étendue de son réseau et trouver d’autres modes de sélectivité avec des

matériels plus modernes, pour leur système, en vue donc d’améliorer et d’optimiser la stabilité

l’ensemble du réseau.

62

VII. RECOMMANDATIONS - PERSPECTIVES

Afin d’assurer une bonne continuité du service en énergie de notre réseau

d’interconnexion 33 kV HTA et de faciliter son exploitation, nous formulons les

recommandations suivantes :

pour la mise en œuvre d’une sélectivité parfaite, il y’a lieu de prévoir

l’installation de système de communication entre les différents postes pour

permettre la mise en œuvre de la sélectivité logique sur cette longue ligne

électrique moyenne tension ;

installer des détecteurs de défauts aériens (DDA) pour optimiser les recherches

de défauts ;

augmenter la capacité des éléments du réseau tels que les transformateurs, ou

autotransformateurs lors d’une éventuelle extension du réseau ;

63

BIBLIOGRAPHIE

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Electric.

[2] Brachet, P. A. (2012). Complément techniques distribution électrique BT et HTA. Schneider

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[5] JEANNOT, C. P. (1997). Guide de conception des résseaux électriques industriels.

Schneider Electric.

[6] Khaled, Z. (2013). Pilotage sous LabView d'un système de protection à max de courant.

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[7] PREVE, C. (1996). Guide des protections des réseaux industriels. Shneider Electric.

[8] Sautriau, F. (1991). Mise à la terre dans un réseau industriel haute tension. Merlin Gérin.

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[10] Services, E. G. (1994). Plan de protection des réseaux HTA. EDF.

WEBOGRAPHIE

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

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VIII. ANNEXE

SOMMAIRE DES ANNEXES

Annexe 1: Centrale de Dori fonctionne en ilôtée ..................................................................... 65

Annexe 2: Schéma d'exploitation proposé par INEO ............................................................... 66

Annexe 3: Synthèse des résultats ses simulations des défauts biphasés d'INEO ..................... 67

Annexe 4: Synthèses des résultats des défauts phase-terre d’INEO ........................................ 68

Annexe 5: Proposition des seuils de réglage de phases de la ligne électrique d’INEO ........... 69

Annexe 6: Proposition des seuils de réglage de terre de la ligne électrique d’INEO............... 70

Annexe 7: Réglage actuelle de la ligne électrique Kossodo-Ziniaré-Kaya .............................. 71

Annexe 8: Données d'entrées de l'étude ................................................................................... 74

Annexe 9: Caractéristiques de la cellule départ ligne 36 kV Dori ........................................... 78

Annexe 10: Plan d'ensemble poste de Kaya ............................................................................. 79

Annexe 11: Plan d'ensemble poste de Dori .............................................................................. 80

65

Annexe 1: Centrale de Dori fonctionne en ilôtée

66

Annexe 2: Schéma d'exploitation proposé par INEO

67

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

68

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

69

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

70

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

71

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

74

Annexe 8: Données d'entrées de l'étude

78

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

DESIGNATION

UNITES

Nombre 01

Marque Schneider Electric

Type F400

Tension assignée 40.5 kV

Tension de service 36 kV

Courant assigné disjoncteur 630A

Courant assigné Jeu de barre 1250A

Pouvoir de coupure 25kA - 3s

Indice de protection IP3X

Tension d’isolement à fréquence industrielle 95 kV

Tension de tenue aux chocs 250 kV

Réarmement Motorisé 220VAC

Type de déclencheur Emission de tension

Tension de commande 48Vcc

Transformateurs de courant

à 2 secondaires

Mesure 100-200A/5-5A 10-20VA Cl : 0.5 ;

100-200A/5-5A 5-10VA 5P20 Protection

Relais de protection de distance type numérique

Mesures

I, U, P, Q, S,+/-Wh, +/-VARh, φ

Protections

Protection principale

complémentaire et de secours

Compteur d’énergie numérique SL 7000

1 Sectionneurs de mise à la terre à manœuvre

manuelle

Oui

Résistance anti-condensation 220VAC Oui

Raccordement Par câbles secs maxi 150mm²/Phase

Boites d’essais courant et tension Essailec

Boutons de commande disjoncteur Oui

Commutateur local/distance Oui

Séquences de manœuvres O - 0.3 s - FO-15 s - FO

Type de disjoncteur Débrochable

79

Annexe 10: Plan d'ensemble poste de Kaya

80

Annexe 11: Plan d'ensemble poste de Dori

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