Pfe Amelioration Reseau Distribution | Jaringan Listrik | Rekayasa Tenaga\nDiunggah oleh Mohammed Rahmani\nsimpanSimpan Pfe Amelioration Reseau Distribution Untuk Nanti\nROYAUME DU MAROC UNIVERSITE MOHAMMED V COLE MOHAMMADIA DINGNIEURS RABAT\nDpartement : Gnie Electrique Section : lectrotechnique et lectronique de Puissance\nETUDE ET AMELIORATION DU PLAN DE PROTECTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE LONE CASABLANCA\nRalis par : Mr. RIYAHI GHARIB Mr. BAALI SAID\nDevant le jury: Pr . CHARKAOUI Pr. SIDKI Pr. MAAROUFI Mr. KAROUANE prsident (EMI) rapporteur (EMI) encadrant (EMI) encadrant (ONE)\nAnne Universitaire 2008-2009\nA la mmoire de Monsieur HIADAR Abdsamad agent de LONE, qui nous a quitts le dernier jour de notre stage lors dun\nincident. Un homme exceptionnel, exemplaire, reconnu par son honntet et son srieux vis-vis de son travail. Que dieu le purifie et le pardonne.\nJe remercie Dieu le tout puissant, il tait toujours prs de moi, il ma jamais laiss tomber.\nA mes trs chers parents, La source de la force, qui ma permise dendurer toutes les difficults, de surmonter tous les dfis, et de surpasser soi dans le but de raliser mon rve denfance. Cette russite cest la vtre, cest vous qui mritent dtre flicits, non moi. Jespre tre la hauteur de limage que vous avez de moi.\nA mes surs et frres, pour leurs prires et pour leur soutien et confiance.\nA ma trs chre grande famille, pour leur soutien et encouragement.\nA mes trs chers professeurs, pour leurs efforts innombrables en notre faveur.\nA tous mes amis et collgues.\nA celle qui je dois la vie, ma trs chre mre, pour son soutien, ses encouragements et ses prires. Sans elle je naurais jamais abouti la ralisation de mes buts. Quelle trouve ici lexpression de mes reconnaissances les plus profondes.\nA travers ce travail, je veux rendre hommage mon cher pre, que Dieux ait son me. Un pre extraordinaire, je ne vous oublie jamais.\nA mes chers frres, Hamid , Mustapha, Jamal et Khalid pour leur soutien et leurs conseils depuis les dbuts de mon parcours. J espre avoir concrtis leurs efforts et tre la hauteur de leurs attentes.\nA ma grande famille pour leur soutien.\nA tous les enseignants et professeurs qui ont marqu mon cursus scolaire depuis le primaire jusquaux tudes suprieurs. Voil le fruit de nos efforts dploys pendant ces longues annes. A tous mes amis et collgues.\nDe prime abord, nous adressons nos sincres remerciements notre encadrant M. MAAROUFI pour sa disponibilit, ses conseils judicieux, ses critiques constructives, ainsi que son grand soutien pour pouvoir mener terme ce travail ;\nNous prsentons galement lexpression de notre profonde et sincre gratitude notre encadrant M. KAROUANE, chef de service de lAgence de distribution de lONE Casablanca, pour avoir contribu en grande parti e llaboration de ce travail ;\nNous remercions chaleureusement tout le personnel de lAD Casablanca pour leur hospitalit durant la priode de notre projet ;\nA l ensemble du corps professoral du dpartement gnie ELECTRIQUE pour leurs efforts quils ne cessent de dployer afin de nous assurer la meilleure formation ; Et enfin que Messieurs les membres du jury trouvent ici lexpression de notre reconnaissance davoir bien voulu partager leurs expriences et comptences afin dvaluer ce travail.\nLes rseaux de distribution dlectricit en moyenne tension (MT) sont exposs des perturbations dorigines multiple s, qui peuvent mettre en cause la scurit des personnes, des matriels ainsi que la qualit de service rendu aux clients. Dans cette perspective lONE, en tant que premier distributeur dlectricit au Maroc, a mis en place un nouveau plan de protection qui fera lobjet de notre tude. En effet, notre travail est focalis sur trois objectifs essentiels : Lamlioration du plan de protection du rseau MT en proposant une chane de protection permettant la sauvegarde du rseau MT de lONE contre les perturbations courantes et le rglage de chaque partie de cette chane selon les normes et les rglementations en vigueur. Lamlioration de la qualit de fourniture dlectricit aux clients, en proposant la solution du neutre compens. Le dveloppement dune application permettant le calcul, la gestion et la\nmanipulation des rglages des protections du nouveau plan de protection.\nThe electric distribution networks are affected in multiple origins of disturbances which may endanger safety of persons , equipment and the quality of service for customers. In this perspective the ONE, as a leading distributor of electricity in Morocco, has set up a protection plan which will be our project. Indeed, our work is focused on three main objectives: - The refinement of the protection plan of MV network by proposing the setting of different protections that is consistent with applied standards and regulations. - Improving the quality of supply to customers by adopting solution of compensated neutral. - Developing an application for calculating the settings of the protections of the new protection plan.\nTABLE DE MATIERES LISTE DES FIGURES LISTE DE TABLEAUX NOTATIONS INTRODUCTION GENERALE CHAPITRE I : DESCRIPTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE LONE Introduction 1. Frontires du rseau de distribution 2. Rgles adoptes par lONE 3. La composition dun rseau MT de lONE 3.1.Structure des postes HT/MT 3.2.Transformateur de puissance 3.3.Les dparts MT 3.3.1. Les rseaux souterrains 3.3.2. Les rseaux ariens 3.3.3. La diffrence entre les rseaux ariens et souterrains 3.4.Le poste MT/BT 4. Automatismes du poste HT/MT 4.1.Automatisme de dlestage-relestage 4.2.Automatisme de permutation transformateur HT / MT (APT) 4.3.Automatisme de rgulation de tension 4.4. Systme de comptage 5. Mode dexploitation 6. Rgime du neutre adopt par lONE 6.1.Critres du choix 6.2.La valeur de la rsistance de limitation 7. Typologie et analyse des dfauts affectant le rseau MT 7.1.Les courts-circuits 7.1.1. Causes des courts-circuits 7.1.1.1.Lignes ariennes 7.1.1.2.Cbles souterrains 7.1.2. Type de court circuit 7.1.2.1.Dfaut homopolaire 7.1.2.2.Dfaut entre phases 7.1.3. Classement des courts-circuits 7.2.Rupture du conducteur 7.3.Surcharge 7.4.Dfauts internes au transformateur 8. Caractristiques du rseau MT de lONE de la rgion de Casablanca Conclusion\n12 12 12 13 13 14 14 14 15 16 16 16 17 17 17 18 18 18 18 19 19 20 20 20 20 20 20 21 22 22 22 23 23 24\nTable des matires CHAPITRE II : PLAN DE PROTECTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE LONE Introduction 1. Objectif du plan de protection 2. Caractristiques dun plan de protection 2.1.La sensibilit 2.2.La slectivit 2.2.1. La slectivit ampremtrique 2.2.2. La slectivit chronomtrique 2.3.La Rapidit 2.4.La fiabilit 3. Structure dune protection 3.1.Rducteur de mesure 3.2.Relais 3.3.Disjoncteur 3.4.Renclencheur 4. Organisation et principe du plan de protection actuel du rseau de distribution MT de lONE 4.1.Organisation du plan de protection 4.2.Coordination des protections du plan de protection avec les protections en amont 4.2.1. La protection client 4.2.2. DRR 4.3.Protection dparts MT 4.3.1. Protections contre les dfauts homopolaires 4.3.2. Protection contre les dfauts rsistants 4.3.3. Protections contre les surintensits 4.4.Protection tranche arrive MT 4.4.1. Protections contre les dfauts homopolaires 4.4.2. Protection contre les dfauts entre phases 4.5.Protection tranche transformateur MT 4.6.Protection transformateur 4.6.1. Protection interne 4.6.1.1.Relais Buchholz (95) 4.6.1.2.Protection diffrentielle du transformateur (87T) 4.6.2. Protection contre les surcharges thermiques 4.6.3. Protection masse cuve 4.7.Rgimes dexploitation 4.8.Marche parallle des transformateurs 4.8.1. Condition vrifier 4.8.2. Rgulation de tension 4.8.2.1.Mise en quation 4.8.2.2.Cas de dsquilibre 4.8.2.3.Solution adopte par lONE 4.8.3. Plan de protection\n25 25 25 26 26 26 27 27 27 27 28 29 29 30 31 31 32 32 32 33 34 34 35 36 36 36 37 38 38 38 39 39 40 40 41 41 42 42 43 43 43\nTable des matires 4.8.3.1.Dfaut homopolaire 4.8.3.2.Solution actuelle Conclusion CHAPITRE III : LIMITES DU PLAN DE PROTECTION ACTUEL DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE LONE Introduction 1. Limites du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE\n1.1. Protections homopolaires 1.1.1. Etat actuel\n1.1.2. Consquences 1.2. Protections contre les dfauts entre phases 1.3. Protections contre les surcharges 1.4. Rupture du conducteur 1.5. Protection interne du transformateur 2. Marche parallle des transformateurs 2.1. Protection homopolaire 2.1.1. Protections homopolaires 2.1.1.1.Dclenchement de transformateur ayant le neutre la terre 2.1.1.2.Dfaut homopolaire sur la tranche de transformateur 2.1.2. Dfauts entre phases 2.1.2.1.Dfaut entre phase sur un dpart 2.1.2.2.Dfaut sur Tranche transformateur 3. Limites du plan de protection face aux dfauts fugitifs 3.1.Consquences dun dfaut fugitif 3.2.Statistiques des dfauts fugitifs affectant le rseau de distribution MT : Conclusion\n46 46 46 46 47 48 48 49 51 52 52 52 52 52 53 53 54 55 55 55 57\nCHAPITRE IV: AMELIORATION DU PLAN DE PROTECTION DU RESEAU MT\nIntroduction 1. Amlioration du plan de protection 1.1.Protection contre les surcharges 1.1.1. Dparts 1.1.2. Transformateur 1.1.2.1.La logique de dlestage 1.1.2.2.La logique de relestage 1.2.Protection contre les dfauts entres phases 1.2.1. Principe 1.2.2. Mthodologie de rglage 1.3.Protection homopolaire 1.3.1. Caractristique de dfaut homopolaire\nTable des matires 1.3.2. Mode de polarisation du relais AVERA P142 1.3.3. Rglage assign 1.4.Rupture de conducteur 1.4.1. Seuil de dclenchement 1.4.2. Rglage de la temporisation 1.4.3. Rglage de la protection sur le relais AREVA P142 1.5.La protection diffrentielle du transformateur 2. Amlioration du plan de protection lors de la marche parallle 2.1. Dfauts homopolaire 2.1.1. Automatisation de sectionneur du neutre 2.1.1.1.Logique de commande 2.1.1.2.Schma de puissance et de commande 2.1.1.3. Rentabilit de la solution 2.1.2. Protection directionnelle de courant rsiduel sur les arrives MT 2.2. Dfauts entre phases 2.2.1. Caractristique de dfaut 2.2.2. Mode de polarisation de la 67 sur la tranche arrive 2.2.3. Rglage assign 3. Amlioration de la qualit de service 3.1.Introduction 3.2.Solution1 3.2.1. Description du disjoncteur shunt 3.2.2. Principe de fonctionnement 3.2.3. Les critres de fonctionnement du disjoncteur shunt 3.2.4. Problmes techniques lis au disjoncteur shunt 3.3.Solution2 3.3.1. Principe de fonctionnement 3.3.1.1.Mise en quation 3.3.1.2.Systme daccord 3.3.2. Changement au niveau du plan de protection 3.3.3. Etude de la rentabilit du neutre compens 3.3.3.1.Les investissements ncessaires 3.3.3.2.Le gain estim 4. Logiciel RNPP 4.1.Les outils de programmation 4.2.Linterface du logiciel 4.3.Les fonctionnalits du logiciel 4.4.Exemple de calcul Poste NOUACEUR Conclusion CONCLUSION GENERALE 70 71 73 74 75 75 79 79 79 79 80 80 81 82 82 83 84 85 85 85 85 86 87 87 88 88 89 89 90 92 92 92 93 93 93 95 95 100 101\nFigure1-1 : Schma unifilaire dun poste HT/MT de lONE Figure1-2 : Schma unifilaire dun rseau MT souterrain de lONE Figure 1-3 : Schma unifilaire dun rseau MT arien de lONE Figure 1-4 : Nature et r partition des courants homopolaires lors dun dfaut phase terre. Figure 2-1 : Automatisme de protection Figure 2-2 : Cycle de renclenchement Figure 2-3 : Zones de protection du rseau de distribution MT de lONE Figure 2-4 : Les protections dun dpart arien MT Figure 2-5 : Les protections du transformateur HT/MT Figure 2-6 : Montage du relais diffrentiel sur un transformateur HT/MT [AREVA KBCH] Figure 2-7: La protection masse cuve Figure 2-8: Modlisation de la marche parallle des transformateurs Figure 2-9: Modlisation dun dfaut homopolaire lors de la marche parallle des transformateurs les deux ayant le neutre la terre\n13 15 15 21 28 30 31 33 34 39 40 42\nFigure 3-1 : Montage de simulation dune rupture du conducteur proche du poste MT/BT. Figure 3-2: Les grandeurs lectriques du rseau BT de client lors dune rupture du conducteur proche du poste MT/BT\n51 53 53 55 00 50 51 52 53 rupture de 53 54 55 57 58\nFigure 3-3: Modlisation dun dfaut homopolaire sur la Tranche transformateur Figure 3-4: Dfaut entre phases sur un dpart lors de la marche parallle des transfos Figure 3-5: Modlisation dun dfaut homopolaire sur la Tranche transformateur Figure 4-1 : Schma unifilaire simplifi dun poste HT/MT Figure 4-2: Logique de dlestage interne Figure 4-3: Liaison entre les relais P142 ralisant la logique de dlestage interne Figure 4-4 : Ossature dun rseau MT Figure 4-5 : Caractristique de rglage de la protection directionnelle de courant rsiduel Figure 4-6 : Modlisation de la circulation du courant capacitif lors dune conducteur\nFigure 4-7 : Caractristique dun dfaut homopolaire affectant la liaison entre le transfo et le jeu de barres MT Figure 4-8: Modlisation de la circulation du cou rant lors dun dfaut polyphass sur la liaison\nListe des figures Figure 4-9: Caractristique de rglage dune protection 67N utilise contre les dfauts homopolaires affectant lamont du jeu de barres MT Figure 4-10: Pole dun Disjoncteur shunt Siemens Figure 4-11 : Dfinition des tensions la terre de pas et de contact et la rpartition du potentiel selon la norme VDE 0141 Figure 4-12: disjoncteur shunt mont sur le jeu de barre du poste HT/MT\nA- PREAMBULE :\nLa satisfaction de la clientle et le service public constituent deux axes prioritaires de l'O ffice National dElectricit (ONE) qui uvre sans cesse pour l'amlioration de la qualit de service tant au niveau technique que commercial. Pour desservir sa clientle rpartie travers tout le pays, l'ONE s'appuie sur un large rseau moyenne et basse tension de distribution en plein dveloppement qui a connu une croissance importante grce notamment au programme de llectrification rurale. A la fin 2007, la longueur des lignes Moyenne Tension a atteint 56 429 Km et celle des lignes Basse Tension a attient 109 002 Km. Lune des caractristiques principales du rseau de distribution cest quil subit une multitude davaries et de contraintes faisant de lui le responsable dune grande part de la qualit de fourniture dnergie lectrique aux div ers clients.\nCe rseau ncessite un Plan de Protection qui doit tre efficace et en mesure de : Prserver la scurit des personnes et des biens. Eviter la destruction partielle ou totale des matriels (cbles, transformateurs.etc) Assurer la meilleure continuit de fourniture possible. Actuellement, lONE adopte un plan de protection s talant sur huit ans (2002 - 2010), qui se base sur les protections numriques afin de surmonter les imperfections et les limitations des protections statiques et lectromcaniques, mais le plan de protection appliqu sur le plan rel nest pas conforme 100% celui dcrit par l ONE, ainsi les relais numriques utiliss ne sont pas bien exploits.\nB- Objectifs du PFE :\nDans cette perspective notre projet de fin dtude est focalis sur les objectifs suivants : Entrainer des amliorations sur le plan de protection actuel. Amlioration du plan de protection lors de la marche parallle. Proposer des solutions permettant lamlioration de la continuit de service. Ralisation dune application avec une interface graphique permettant la gestion et le calcul des rglages des protections du plan de protection quon modifi.\nC- Organisation du travail :\nPour atteindre les objectifs annoncs au paragraphe prcdent, nous avons trac la progression suivante : Dans le premier chapitre, on prsente une description du rseau de distribution MT de lONE, ses composantes essentielles depuis le poste de livraison HT/MT jusquau poste MT/BT des clients basse tension. Ce chapitre est ncessaire pour comprendre les caractristiques du systme concern , savoir ses limitations, et les contraintes quil subit. Dans un deuxime chapitre, on dcrit ltat actuel du plan de protection du rseau de distribution MT de Casablanca, son objectif, ces caractristiques, ainsi que son organisation. La connaissance dtaille de ltat actuel du plan de protection demeure ncessaire, pour raliser une tude et analyse critique de ce plan. Le troisime chapitre mis en vidence les limitations et les imperfections du plan de protection actuel, en marche normale, et en marche parallle, ainsi limpact des fugitifs sur la qualit de service. Le quatrime chapitre est consacr la prsentation des solutions proposes pour surmonter les dfauts cits dans le chapitre III. Ainsi il prsente le guide utilisateur de lapplication quon a dvelopp nomme RNPP (Rglage du Nouveau Plan de Protection) permettant aux utilisateurs le rglage des protections du rseau de distribution.\nChapitre I : Description du rseau de distribution MT de LONE\nD escription du rseau de distribution MT de lONE\nCHAPITRE 1 DESCRIPTION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT DE LONE\nDans ce chapitre, on prsente le rseau de distribution MT de lO NE dans la rgion de Casablanca. La connaissance des caractristiques du rseau de distribution MT, des contraintes quil subit , ainsi que les rglementations suivies par lONE est ncessaire pour tablir son plan de protection. On se limitera au rseau qui entre dans la zone daction de lagence de distribution de Casablanca (AD Casa).\n1. Frontires du rseau de distribution\nLa distribution couvre historiquement au Maroc les rseaux moyenne tension, dits MT, et les rseaux basse tension, BT. La frontire avec les rseaux de transport se situe dans les postes sources au niveau du transformateur HT/MT. La frontire avec les installations clients se situe en gnral au niveau de lappareil de coupure en aval du comptage, par exemple en aval du disjoncteur BT chez le client.\n2. Rgles adoptes par lONE\nLes rseaux de distribution MT obissent au Maroc certaines rgles gnrales : a) Les rseaux sont arborescents, non maills. Cela signifie que tout point desservi nest, chaque instant, aliment que par un chemin lectrique, venant dun poste source, passant successivement par un rseau MT, puis par un poste MT/BT, jusqu un rseau BT. b) Les postes sources disposent en gnral de deux alimentations et dun transformateur de secours pour faire face la panne dun des lments dalimentation. Cest le principe dit du N 1 qui prvoit que les clients doivent rester normalement desservis en cas de panne dun lment de rseau. [Figure1.1] c) Le rseau MT est bouclable lorsquil est construit en souterrain ou dans les zones de forte densit, de faon permettre la ralimentation des clients en cas de panne dun des tronons dalimentation normale.\nRIYAHI & BAALI\nd) Les disjoncteurs MT signalent leurs dclenchements de faon automatique un oprateur.\n3. La composition du rseau MT de lONE\nTrs gnralement, le rseau MT de lONE est compos, de manire hirarchise dans le sens du transit de lnergie, des lments suivants : Les postes sources HT/MT, aliments par le rseau de transport ou de rpartition ; Le rseau MT, constitu des dparts MT issus des sources (en lignes ariennes ou souterraines) ; Les postes MT/BT de distribution basse tension.\n3.1. Structure des postes HT/MT : La figure1-1 prsente la structure gnrale adopte par lONE dans les postes de livraison HT/MT.\nFigure1-1: Schma unifilaire dun poste HT/MT de lONE .\nLes principaux constituants dun poste HT/MT sont : Un ou plusieurs dparts HT. Un jeu de barres HT. Deux transformateurs de puissance. Deux transformateurs de services auxiliaires (TSA). Un jeu de barres MT. Plusieurs dparts MT.\nLe poste HT/MT peut tre gardienn, avec tlalarme ou tl conduit. Il est aliment par un rseau de tension 60KV, qui est transforme au moyen du transformateur de puissance une tension MT gale 22kV pour usage industriel, agricole, domestique ou autre.\n3.2. Transformateur de puissance Le transformateur de puissance est llment central dans un poste de transformation. En gnral, les postes HT/MT sont quips de deux transformateurs de puissances dont un seul est en service, le second tant disponible et prt tre mis en service en cas danomalie ou davarie du premier, leur per mutation peut se faire, soit manuellement, ou par un dispositif de permutation automatique [chapitre14.2]. Les caractristiques des transformateurs des postes HT/MT relevant de lagence de distribution de Casablanca sont prsentes en Annexe [Annexe I-2]. Ils sont de couplage toile/toile (Yyn0), leur neutre du ct MT est reli la terre travers une rsistance de limitation. Remarque : Vu laugmentation de la demande en nergie lectrique, la plupart des postes relevant de lAD Casa sont obligs de fonctionner avec les deux transformateurs en parallle .C est une solution palliative dans lattente de la construction de nouveaux postes HT/MT pour satisfaire la demande accrue en lectricit et respecter la rgle N-1 dj nonce.\n3.3. Les dparts MT 3.3.1. Les rseaux souterrains Au Maroc, lutilisation des rseaux souterrains est rserve aux zones urbaines denses tendis que les zones rurales sont alimentes en arien. Cela se justifie par les cots importants de mise en uvre du souterrain (cots des cbles et tranches), mais aussi par la ncessit dy associer une architecture bouclable ou\nmaille, compte tenu des grandes difficults de localisation de dfauts et des rparations ; ces cots ne pouvaient tre consentis que dans les grandes villes, o les rseaux ariens ne pouvaient pas tre acceptables (encombrement, esthtique, exigence de qualit de service).\nPoste MT/BT D PS Disjoncteur dpart Point de sectionnement Figure 1-2 Schma unifilaire dun rseau MT souterrain de lONE .\n3.3.2. Les rseaux ariens La structure des rseaux ariens MT est essentiellement arborescente, une seule voie dalimentation des charges, avec possibilits de secours par bouclage (en manipulant des points de sectionnement(PS)). Les dures de localisation des dfauts et de rparation, relativement modres en milieu arien, tant du mme ordre de grandeur que les temps de manouvres ncessaires pour effectuer manuellement sur place des bouclages permettant un secours ventuel.\nFigure 1-3 Schma unifilaire dun rseau MT arien de lONE\n3.3.3. La diffrence entre les rseaux ariens et souterrains : Les diffrences de structure entre rseaux ariens et souterrains proviennent essentiellement, par nature, de la ncessit de faire face des indisponibilits beaucoup plus longues en systme souterrain, pour localiser une avarie ventuelle et en effectuer la rparation (10 20 h) ou bien pour raliser des travaux programms. De plus, dans les zones urbanises forte densit de charge, ces indisponibilits affectent un nombre important de clients et les exigences de continuit de fourniture sont, en gnral, plus fortes que pour des rseaux ruraux ariens.  3.4. Les postes MT/BT Ils sont localiss entre le rseau de distribution MT et le rseau de distribution BT, ces ouvrages assurent le passage de la moyenne tension la basse tension. Les postes MT/BT de lONE sont constitus de quatre parties : Lquipement MT pour le raccordement au rseau amont. Le transformateur MT/BT. Le tableau des dparts BT comme points de raccordement du rseau aval de distribution (en BT). Une enveloppe extrieure prfabrique mtallique ou de plus en plus souvent en bton, qui contient les lments prcdents (pour les postes maonns).\n4. Automatisme du poste HT/MT\nEn plus des lments vitaux dvelopps dans les paragraphes prcdents, il existe dautres automatismes et systmes ncessaires pour assurer le bon fonctionnement du rseau de distribution MT. Parmi ces systmes, on peut citer : -\nAutomatisme de protection [chapitre II3]; Automatisme de dlestage ; Automatisme de permutation transformateur HT / MT ; Automatisme de rgulation de tension ; Systme de comptage.\n4.1. Automatisme de dlestage-relestage Cet automatisme permet dviter les consquences dun dsquilibre entre la production et la consommation en nergie lectrique, caractris par une perte de synchronisme\n(frquence 50Hz). Cet automatisme se compose : Dun systme de mesure de frquence quatre chelons qui labore en sortie des ordres de dlestage dune dure denviron 250 ms, distribus par cbles sur tous les dparts MT condition que la fonction dlestage soit en service. Au niveau de chaque dpar t, le choix de lchelon pour lequel le dpart devra tre dlest se fait par commutateur.\nEchelon2 49 Hz\nEchelon3 48,5 Hz\nEchelon4 47,5 Hz\nTableau 1-1 : Echelons de dlestage. - Dun relestage : labor soit par tlcommande, soit automatiquement au bout dune dure rglable (10 minutes environ). lorsque le systme de mesure de frquence quatre chelons est retomb. - Le relestage nest pris en compte, que si le dpart a dclench sur ordre de dlestage. Il est commun tous les dparts.\n4.2. Automatisme de permutation transformateur HT / MT L'automatisme de permutation transformateur HT/MT vise reprendre\nautomatiquement la charge d'un transformateur, lors d'un dfaut sur celui-ci ou sur sa liaison, par l'autre transformateur. La dure de la coupure est ainsi rduite. [Annexe I-3]\n4.3. Automatisme de rgulation de tension Pour adapter au mieux la tension dlivre sur le rseau, un automatisme permet de rguler la tension MT sur les transformateurs HT/MT ; le principe est de comparer la tension existante par rapport une tension de rfrence reprsentant le "client moyen tension". La comparaison s'effectue en simulant la chute de tension en fonction de la charge (compoundage). Le rglage s'effectue l'aide du rgleur en charge du transformateur HT/MT command par l'automatisme de rgulation de tension.\nChapitre 1 4.4. Systme de comptage\nChaque dpart est pourvu dun relais de comptage de lnergie consomme. La tension est puise depuis le transformateur de tension du jeu de barres. Alors que le courant est pris depuis les transformateurs de courant de chaque dpart.\n5. Mode dexploitation\nPour dfinir les grandeurs caractristiques du rseau MT (courant de pointe, de court circuit, capacit homopolaire), et par la suite le rglage des protections, le rgime dexploitation normal est insuffisant. En effet, suit des contraintes dexploitation, on a recours dautre rgimes : - Le rgime de secours normal ; cest celui que lexploitant adopte frquemment, aprs lavoir prvu, pour rtablir ou maintenir lalimentation dans des conditions acceptables et durables dun lment de rseau. La mise en application de ce rgime ne doit pas saccompagner dune modification du rglage des protections. - Rgime de secours exceptionnel, destin parer des situations dlicates et imprvisibles, correspond des indisponibilits simultanes dlments de rseau lectriquement voisins.\n6. Rgime du neutre adopt par lONE\nSur les rseaux de distribution, la mise la terre du neutre MT dtermine d'une manire essentielle les caractristiques des dfauts la terre lorsque ceux-ci se produisent. L'attention particulire apporte ce problme est justifie par le fait que, sur les rseaux de distribution MT, 70 80 % des dfauts sont monophass. 6.1. Critres du choix Au niveau des postes HT/MT, le rgime du neutre adopt par lONE est le neutre rsistant. Le choix de cette solution remonte aux annes 1950 et repose essentiellement sur : - La matrise des surtensions pouvant affecter les rseaux moyenne tension, par rduction dimpdance entre le rseau et la terre ; les surtensions frquence industrielle devant tre infrieures la tension de tenue des matriels, soit en pratique 24KV pour les rseaux ariens, et 36KV pour les rseaux souterrains. - La matrise des surtensions en basse tension en cas damorage dans le poste MT/BT; qui doivent tre limites 1500V. - La limitation des consquences du courant du dfaut ;\n- Ce rgime ralise une bonne slectivit ; le courant rsiduel du dfaut homopolaire doit tre dtect sans tre confondu avec les courants capacitifs des dparts sains. En tenant compte de ces arguments, lintensit du courant du neutre suite un courtcircuit franc la terre est limite :\n1000A, pour les rseaux souterrains ; puisque le courant de fuite est important, et que le courant de dfaut est important (les impdances de dfauts sont faibles).\n300A pour les autres rseaux (ariens et mixtes)\n6.2. La valeur de la rsistance de limitation Puisque limpdance propre du transformateur , et de la terre est insuffisante pour limiter les courants des dfauts des valeurs convenables, une rsistance point neutre du transformateur et la terre : Pour un rseau arien ou mixte : est intercale entre le\nPour un rseau souterrain :\n7. Typologie et analyse des dfauts affectant le rseau MT\nLes techniques utilises dans le rseau MT (ariennes, souterraines ou mixtes) induisent une typologie particulire de dfauts. Dont les plus courants sont: Les courts-circuits ; Les surcharges ; Rupture de conducteurs ; Les surtensions ;\nLes surtensions ne feront pas partie de notre tude. En effet, ce type de perturbation est trait laide des parafoudres qui tendent remplacer les clateurs dans les rseaux MT de lONE vu leurs performances satisfaisantes. En plus, elles sont traites par une protection ralise par un relais voltmtrique aliment par le TT jeu de barres MT.\nChapitre 1 7.1. Les courts-circuits\nLe courant de court circuit est une surintensit produite par un dfaut ayant une impdance ngligeable entre des conducteurs actifs prsentant une diffrence de potentiel en service normal. (NFC 15 100).\n7.1.1. Les causes des courts-circuits 7.1.1.1.Lignes ariennes Les hauteurs au-dessus du sol, les distances disolement entre phases et les lignes de fuite des isolateurs rendent les lignes ariennes particulirement sensibles lenvironnement : vgtation, oiseaux et pollution. En plus, les sections des conducteurs utiliss entranent une tenue mcanique moindre que pour les ouvrages HT et THT. Il sensuit de nombreuses ruptures de conducteurs. Ces dfauts sont trs dangereux pour les tiers et doivent tre limins rapidement. 7.1.1.2.Cbles souterrains La cause principale dincidents est due aux travaux proximit (terrassement).\n7.1.2. Types de court-circuit 7.1.2.1.Dfaut homopolaire Lexprience montre que 70 80 % des courts circuits se produisent, ou tout au moins dbutent par un dfaut entre phase et terre. Pour cette raison le traitement de ce type de dfaut relve dune importance majeure dans l laboration du plan de protection.\nLa figure 1-4 prsente la nature et la rpartition des courants lors d'un dfaut monophas la terre.\n: Courant qui apparait dans le neutre du transformateur lors dun dfaut homopolaire. : Courant capacitif homopolaire total du rseau. : Courant capacitif homopolaire dans le dpart sain. Figure 1-4 : Nature et rpartition des courants lors dun dfaut homopolaire sur un dpart.\nLe courant capacitif\nest dfinit comme tant le courant driv par la ractance\nmodlisant leffet capacitif total des lignes , et des cbles du dpart lors dun court -circuit avec la terre. La norme CEI 909 prcise que les capacits homopolaires doivent tre prises en compte dans les tudes si le facteur de mise la terre est gal ou suprieur 1,4.\nLe Facteur de mise la terre du rseau MT de lONE peut tre estim 6,7.  En effet, le courant du dfaut homopolaire Id est compos du capacitif IC du rseau et du courant dans le neutre IN . ID = I N + I C Avec : Et : 7.1.2.2. Dfaut entre phases Ils regroupent tous les dfauts causs par un contact entre conducteurs : Biphas sil sagit dun contact entre deux conducteurs par lintermdiaire de la terre ou non. Triphas si le contact est entre les trois phases par lintermdiaire de la terre ou non. ; Vr = V1 + V2 + V3 [Annexe I-4]\n7.1.3. Classement des courts-circuits On peut regrouper les dfauts de court circuit selon leurs nature en : Auto-extincteurs : qui disparaissent avant la raction de la protection, dure infrieure 100ms. Fugitifs : ncessitent lintervention de la protection, ils sont limins par les automatismes de reprise de service (renclencheurs), aprs une ouverture de 0,3s (ou par un disjoncteur shunt sil sagit dun dfaut homopolaire). Semi permanents : sont dtects par les protections, ils sont limins lissue du premier ou le deuxime renclenchement lent. Permanents : ne sont pas limins par les automatismes de reprise de service, ils ncessitent lintervention directe du lexploitant.\n7.2. Rupture du conducteur Louverture dune phase (dfaut srie) produit un dsquilibre sur le rseau qui entraine un faible courant de dfaut qui ne peut pas tre dtect par les protections ampremetriques. La rupture du conducteur peut tre caus soit par : Une mauvaise fermeture dun interrupteur (rseau MT). Fonctionnement incorrect d'un ple de sectionneur. Rupture de fusible plac dans les postes maonns. Rupture dune bretelle.\nLes dfauts permanents ariens affectant le rseau de distribution MT relevant de lAD Casa, peuvent prsenter un risque pour les tiers dans le cas o le conducteur tombe terre, et lorsqu'il n'est pas dtect cause de la faible valeur du courant de dfaut. On peut distinguer deux types de dfaut de rupture de conducteur : Conducteurs la terre ct charge. Rupture conducteurs sans contact avec la terre ct poste source. [Annexe I-5]\nLa rupture du conducteur avec contact la terre cot poste source entre dans le cadre des dfauts homopolaires.\n7.3. Surcharge Le courant de surcharge est une surintensit se produisant dans un circuit lectrique, qui nest pas due un dfaut lectrique (norme NF C 15 100). Cest un courant puis par la charge de valeur suprieure la valeur assigne de fonctionnement nominale.\nRIYAHI & BAALI EEP/EMI\nLa norme IEEE donne neuf risques pouvant exister si on surcharge le transformateur de puissance au-del de ses grandeurs nominales. En gnral, la surcharge des transformateurs peut causer la rduction de lintgrit des lments dilectriques, un chauffement excessif, et rduction de la rsistance mcanique des isolants des conducteurs et de la structure du transformateur. La surcharge prolonge est traduite par un chauffement excessif produit par effet joule ; directement proportionnelle au carr de lintensit du courant intgr dans le temps. Donc on peut avoir une image thermique du cble ou de transformateur partir du courant qui le traverse. Les caractristiques thermiques dun cble et dun transformateur sont donn es sur lannexe I-6. 7.4. Dfauts internes au transformateur Les dfauts pouvant se prsenter dans les transformateurs sont gnralement rpartis en trois catgories : Dfauts dans les enroulements et aux bornes ; Dfauts dans les circuits magntiques ; Conditions anormales de fonctionnement tel que surtensions, flux excessif et surcharge ;\n8. Caractristiques du rseau MT de lONE de la rgion de Casablanca\nLe rseau de distribution de lONE de la rgion de Casablanca couvre un tendu territorial relativement important .Lalimentation des postes MT/BT est assure grce des lignes MT (ariennes et souterraines) dune longueur totale denviron 1100 Km. La puissance totale installe sur lensemble du rseau est de 729,7 MVA. Le tableau 1-2 prsente les poste HT/MT relevant de l AD Casa, les dparts MT ainsi que les postes MT/BT desservies. POSTE HT/MT\nBOUSKOURA OULEDAZZOUZ SIDIMAAROUF TITMELLIL ZENATA NOUACEUR TOTAL\nNbr de dpart\n12 12 10 7 11 12 64\n171,15 233,63 16,35 261,88 7,36 75,03 765,39\n217,36 305,78 105,74 297,28 36,65 137,45 1100,25\nNbr de poste MT/BT\nPuissance Installe (MVA)\n46,21 72,15 89,39 35,4 29,3 62,42 334,86\n478 494 317 488 81 175 2033\n140,6 166,5 147 148,8 53,9 73 729,7\nTableau 1-2 : Caractristiques du rseau MT de LONE de Casablanca [donnes livres par lAD Casablanca mise jour Mars2009]\nRIYAHI & BAALI 23 EEP/EMI\nLe rseau prsent ci-dessus est assujetti des dfauts de nature diffrente. Le tableau13 donne les statistiques concernant les dfauts qui ont affects le rseau MT de lONE relevant de lAD Casa durant la priode 01/2007 jusqu 03/2009. nombre Fugitif semi-permanent Permanent Total\n1730 345 565 2643\n65,54 13,08 21,38 100\nTableau 1-3 : Statistiques des dfauts sur le rseau MT ONE de Casablanca.\nConclusion Dans ce premier chapitre on a prsent une vue dtaille de toutes les composantes du rseau de distribution MT de lONE depuis le poste HT/MT , en passant par les lignes MT (ariennes ,souterraines ou mixtes) jusquau poste client MT/BT. Ce rseau subit des contraintes engendres par sa structure spciale, savoir : La structure arborescente ; La multitude des dfauts en nature et en nombre ; La proximit des clients qui exige un niveau lev en qualit de service. Par consquent, un tel rseau ncessite la mise en place dun plan de protection particulier qui doit prendre ces contraintes en compte.\nChapitre II : Plan de protection du rseau de distribution MT de lONE\nPlan de protection du rseau de distribution MT de lONE\nUn plan ou un systme de protection du rseau MT a pour but de prserver le matriel constituant le rseau MT contre les perturbations, et les dsquilibres provoquant sa dfaillance. Il participe la qualit de fourniture de lnergie lectrique. Il consiste mettre en uvre un ensemble de protections distribues sur le rseau selon ses caractristiques, fonctionnant en concordance et en cohrence afin dliminer tous les dfauts affectant tous les points du rseau MT, dans le dlai le plus court, et par la protection la plus proche. La ncessit davoir une connaissance approfondie sur le principe de fonctionnement des protections savre essentiel dans llaboration dun plan de protection efficace. Ce chapitre dcrit lorganisation et les principes du plan de protection actuel de lONE.\n1. Objectif du plan de protection\nUn plan de protection doit : Prserver la scurit des personnes et des biens Eviter la destruction partielle ou totale du matriel. Assurer la meilleure continuit de service.\n2. Caractristiques dun plan de protection du rseau MT\nLes caractristiques principales du plan de protection dun rseau MT sont: La Sensibilit ; La Slectivit ; La Rapidit ; La Fiabilit; La Simplicit et le Cot du systme.\nLa conception du plan de protection repose sur la recherche dun compromis entre les caractristiques prcdentes. 2.1. La sensibilit Cest l'aptitude des protections dtecter les dfauts, notamment les dfauts trs rsistants qui peuvent mettre en pril la scurit des tiers. Il dpend de la sensibilit de chaque protection du plan de protection, et surtout des protections homopolaires, puisque 80% des dfauts de court circuit sont des dfauts homopolaires, eux aussi leur sensibilit dpend des dispositifs de mesure et des critres de dtection. Capteurs de mesure Tore homopolaire spcifique Seuils de dtection minimums Montage\n10%In : pour un relais temps 3TC sommateur calcul par relais constant. 5%In : pour un relais temps inverse.\nTableau 2-1 Seuils de dtection minimums des TC.  2.2. La slectivit Il doit permettre disoler seulement l'lment dfectueux parmi les lments du rseau suivants : Dparts MT ; Jeu de barres MT ; Transformateurs HT/MT et leurs liaisons aux jeux de barres MT.\nPour assurer une bonne slectivit dans un plan de protection dun rseau lectrique, en gnral on combine la slectivit chronomtrique avec la slectivit ampremtrique.\n2.2.1. La slectivit ampremtrique Elle met en uvre des appareillages de protection instantans (disjoncteurs rapides). Elle est base sur le fait que lintensit de court -circuit est dautant plus leve que le dfaut est proche de la source.\n2.2.2. La slectivit chronomtrique Elle consiste retarder le fonctionnement de la protection amont pour que la protection avale ait le temps disoler la partie en dfaut. Ce principe est utilis dans les rseaux en antenne. Lcart de temporisation entre deux protections successives correspond au temps de coupure du disjoncteur aval. Les temporisations sont dautant plus longues que la protection est plus proche de la source.\n2.3. La Rapidit Un plan de protection doit permettre llimination rapide des dfauts disolement de toutes formes en sparant llment dfectueux par le disjoncteur le plus proche, afin de rduire les consquences des courts-circuits. Le temps dlimination de tout courant rsultant, d'un court-circuit se produisant en un point quelconque du rseau ne doit pas tre suprieur au temps portant la temprature des conducteurs la limite admissible. Daprs la norme NF C 15 -100 ce temps est estim : Section de la canalisation en mm ; : Constante en fonction du type disolation ; [Annexe II-1] : Courant de court circuit triphas calcul au dbut de la canalisation ; on prend gal au courant de dfaut maximal qui peut affecter le rseau MT, il correspond alors au dfaut triphas proche du transformateur HT/MT : .\nXj Limpdance quivalente du rseau amont : XT limpdance interne du transformateur :\n2.4. La fiabilit Laptitude des protections viter les dclenchements intempestives, tel que le dclenchement dun dpart MT par dfaillance de la slectivit transversale (dclenchement par sympathie).\n3. Structure dune protection\nLes protections sont des automates qui dtectent l'apparition d'une anomalie partir d'un critre directement mesurable. RIYAHI&BAALI\nLautomatisme de protection est compos de: Relais ; Rducteurs de mesure ; Disjoncteur ;\nLe relais dtecte lexistence de conditions anormales par la surveillance continue partir des donnes quil reoit des transformateurs de courant ou de tension, puis il labore un ordre de dclenchement au disjoncteur en fonction du type de la protection (seuil de dclenchement, la temporisation, le sens de circulation de courant).\nFigure 2.1 Automatisme de protection. 3.1. Rducteur de mesure : Dans le rseau MT on peut distinguer deux types de rducteur de mesure : Les transformateurs de tension (TT) ; Les transformateurs de courant (TC) ; Dans le rglage des protections on doit tenir compte des caractristiques des TC, qui prsentent certaines limites pour les performances des protections : (la norme CEI 600444) Pour viter la saturation de circuit magntique le courant primaire de TC ne doit pas dpasser tre de lordre de 2 3 ; le courant demploie de TC. ;\nLe temps dun ordre de dclenchement ne doit pas tre infrieur est le temps de rponse de TC.\nLes TT sont destins alimenter les appareils de mesure, de contrle, et de protection, leur primaire reoit la tension du rseau, et le secondaire restitue une tension image gale 100 V entre phases lorsque la tension primaire est gale la tension nominale. La spcification technique applique aux transformateurs de courant, et de tension MT utiliss pour les besoins de protection est dcrite dans le document (ST ONE N C60 - P60).\n3.2. Relais Ce sont des dispositifs actionns par des grandeurs lectriques et qui sont destins commander des organes de coupure, de signalisation ou dautomatisme. Les technologies utilises dans les relais ont volu depuis la technologie lectromcanique vers la technologie statique (lectronique analogique) et puis actuellement la technologie numrique. Dans les postes relevant de lAD Casa ces trois technologies coexistent (tableau2-2). Les nouveaux postes sont tous quips par la technologie numrique, et pour les anciens postes, lONE est entrain de les rnover ;\nTableau 2-2 : Les diffrentes technologies utilises dans les postes ONE de Casablanca. Les relais numriques offrent plus de simplicit (affichage facile par utilisation des logiciels), dassiduit, de performance, et une large gamme de fonctions de protection. Ils sont dots de grandes capacits denregistrement dinformations sur ltat et le comportement du systme lectrique par lutilisation denregistrements de dfauts et de perturbographie.\n3.3. Disjoncteur Ce sont des appareils denclenchement et de dclenchement en charge. Ils peuvent utiliser diffrentes technologies de coupure. Ceux adopts par lONE fonctionnent par coupure dans le gaz SF6 commande mcanique ressort rarm lectriquement par un\nmoteur. Cette technique est la plus rcentes mais aussi la plus utilises dans le monde entier. [Spcification technique ONE : ST ONE N C61 - P61] 3.4. Renclencheur Le renclencheur est un automatise de reprise de service, il est associ au disjoncteur du dpart MT. Il est mis en route par les contacts des relais de protection. On peut distinguer deux types de cycle de renclenchement : Cycle de renclenchement automatique rapide : Il a pour but dliminer les d fauts fugitifs monophass ou polyphass. Il provoque le renclenchement rapide du disjoncteur de faon ce que le temps disolement du dpart en dfaut soit de 0,3 seconde ; meilleur compromis entre lintrt vident dun renclenchement aussi rapide que possible pour lensemble des utilisateurs et la ncessit de laisser le rseau hors tension suffisamment de temps pour que le trajet de larc soit dionis, ce cycle est ncessaire dans les dparts arien ; puisque plus que 65% [Annexe II-2] des dfauts sur une ligne arienne sont de type fugitifs. Cycle de renclenchement automatique lent :\nCe mode de renclenchement a pour but de rduire, dans la mesure du possible, les rpercutions dues aux dfauts semi permanents. Ces dfauts possdent la proprit de rapparatre aprs un cycle de renclenchement rapide du disjoncteur du dpart MT. En pratique, on prend une temporisation de 30 secondes. Dans les rseaux souterrains soit quon passe directement ce cycle ou on peut inhiber le renclencheur ; puisque la majorit des dfauts affectant le rseau souterrain sont des dfauts permanents. Simulation dun cycle de renclenchement, compos dun cycle rapide plus deux lent (1R+2L), sur un dfaut permanent :\nFigure 2-2 : Cycle de renclenchement. In : courant avant dfaut ; R : cycle Rapide ; Ir : courant de rglage du relais ; RIYAHI&BAALI\nL1 : 1er cycle Lent. EEP/EMI\nId : courant de dfaut ; R : cycle Rapide\nL2 : 2me cycle Lent D : Dclenchement Dfinitif.\n4. Organisation du plan de protection actuel du rseau de distribution MT de lONE\nLe plan de protection en vigueur (2002-2010) adopt par lONE a pour objectif de pallier aux imperfections de lancien plan de protection. 4.1. Organisation du plan de protection\nLe plan de protection actuel dcoupe le rseau de distribution MT en zones dlimites par les positions des organes de coupure. La figure 2-3 montre une disposition caractristique des zones de protection, correspondant respectivement : Des dparts MT (lignes MT) ; Tranche arrive MT (jeu de barres MT) ; Tranche transformateur HT/MT ;\nTranche arrive MT\nFigure 2-3 : Zones de protection du rseau de distribution MT de lONE. En plus des protections supplmentaires : Sous tranche dpart MT ; disjoncteur renclencheur en rseau (DRR) Contre les dfauts rsistants ; Protection internes du transformateur HT/MT ; Protection masse cuve ;\nCes zones se recouvrent pour ne laisser aucun point de rseau MT sans protection. Chaque protection agit en secours sur la dfaillance de la protection qui la prcde. La slectivit utilise entre les diffrentes protections est chronomtrique avec un intervalle de slectivit de : ; entre la protection des clients et le dpart MT. = 0.4s ; entre les DRR et les protections de dpart. 0.5s ; entre les protections des dparts, arrives et liaisons.\nCoordination des protections du plan de protection avec les protections en amont\nLes protections du rseau MT doivent tre coordonnes avec la protection des clients et les disjoncteurs renclencheurs en rseau (DRR). 4.2.1. La protection client Elle consiste prserver les transformateurs MT/BT contres les contraintes lectriques externes en provenance de l'amont et de l'aval. Ces dfauts sont grs par la protection BT concerne (fusibles ou disjoncteur), et cot MT soit par des fusibles ou des disjoncteurs. Disjoncteurs MT Ils sont installs dans les postes MT/BT, dont leur puissance installe dpasse 1000KVA. Selon la norme NF 13 100, on peut prendre lintervalle de slectivit\nchronomtrique entre les disjoncteurs MT placs dans les postes clients et les protections du rseau MT gal 0.4s. Fusibles MT Ils sont des coupe-circuit poudre fusible moyenne tension (ST ONE N C62 P62) installs lintrieur du poste MT/BT en amont du transformateur. Daprs la caractristique temps/courant des fusibles MT, on remarque que la temporisation de 0.4s assure une bonne slectivit entre les fusibles MT et le disjoncteur de tte de ligne moyenne tension. [Annexe II-3] 4.2.2. DRR Les DRR sont des disjoncteurs renclencheur triphass, ariens, munis d'un coffret de contrle commande et protection. Ils sont installs sur les drivations secondaires importantes, Ils assurent la protection dune ligne lectrique contre les dfauts entre phases, et homopolaires.\nPour assurer la coordination entre les protections du dpart et le DRR, on peut retarder le cycle rapide de renclencheur par 0.5s si le relais est numrique, mais pour les relais statique ou lectromagntique; il faut inhiber le cycle rapide de renclencheur : Cycle rapide DRR Lent_1 : 15s Lent_2 : 15s Dpart Lent_1 : 30s Lent_2 : 30s\nProtection dparts MT\nLa protection du dpart MT ou des lignes MT doit permettre la sauvegarde des quipements du rseau MT contre les courts circuits entre phases, et les dfauts homopolaires le plus tt possible par coupure de lalimentation et lisolement du dpart en dfaut , afin de minimiser et dviter la dfaillance des quipements. Ainsi elle doit permettre la dtection des dfauts rsistants. Elle commande un disjoncteur travers un reclencheur. Chaque dpart MT contient trois types de protection : Protection ampremtrique max dintensit contres les surintensits (50-51). Protection ampremtrique max dintensit contres les dfauts homopolaires (50-51N). Terre rsistante EPATR (64). En plus dun renclencheur (79) et dun relais de frquence\nFigure 2-4 : Les protections dun dpart arien MT. RIYAHI&BAALI\n4.3.1. Protections contre les dfauts homopolaires francs Elle est ralise par un relais ampremtrique temps constant. Lorsquun dpart est affect par un dfaut phase -terre, les TC des dparts sains affichent un courant rsiduel qui correspond au courant capacitif du dpart ; [Annexe I-4] Donc pour viter les dclenchements intempestifs dus la dfaillance de la slectivit transversale (dclenchement par sympathie), le seuil de dclenchement de la protection homopolaire de chaque dpart doit tre rgl une valeur suprieure au courant capacitif propre du dpart. Cette protection peut tre rgle comme suit : Rglage seuil Rseau arien Rseau souterrain . . Temporisation Arien Action : cycle rapide (0.3s) deux lents (30s). Souterrain : deux cycles lents (30s) .\nTableau 2-3 : Rglage de la protection contre les dfauts homopolaires du dpart MT. : La temporisation de la protection homopolaire du dpart, en gnral elle est gale s ; lchelon de 0.4 s est utilis pour pallier dventuelle existence des DRR en aval.\n4.3.2. Protection contre les dfauts rsistants (EPATR B) La protection homopolaire du dpart, ne permet pas de dtecter les dfauts monophass de forte impdance (au dessous de son seuil de dtection), pour cette raison quon associe cette protection, une autre protection appele EPATR. EPATR est une protection temps inverse assurant llimination des dfauts rsistants sur les dparts MT, elle est alimente par un TC tore plac la sortie du dpart, qui mesure la somme des courants des trois phases, lONE rgle cette protection selon la courbe suivante : si si Avec : Courant rsiduel dtect par la protection. Le temps de dclenchement. RIYAHI&BAALI\nChaque dpart a sa propre protection de terre rsistante .Cela permet de remdier les inconvnients de la protection de la terre rsistante centralise de lancien plan de protection. En effet lancienne protection est non slective, elle tait alimente par un TC plac sur le neutre du transformateur. Une fois elle dtecte un dfaut rsistant, elle dmarre un procd de recherche de terre rsistante , qui procde au dclenchement successif des disjoncteurs des dparts, suivant un ordre dfini au pralable, jusqu' quil trouve le dpart en dfaut. Ce fonctionnement engendre des microcoupures au niveau des dparts saines chaque fois quun dfaut rsistant apparat, ainsi lors de l apparition de deux dfauts simultanment sur des dparts diffrents. Le procd va dclencher le disjoncteur de larriv ; puisque le courant de dfaut persiste mme en dclenchant le disjoncteur dun dpart avari. Le seuil de dclenchement de lEPATR est rglable de 0,5 A 1,5 A ; il doit tre le plus bas possible, mais aussi il ne doit pas tre sensible au courant permanent existant en l'absence de dfaut d : Aux courants homopolaires harmoniques de rang 3 et suprieurs ; Aux courants dus au dsquilibre des capacits existant entre chacune des phases et la terre ; Au dsquilibre des tensions sur les trois phases. La protection de terre rsistante de chaque dpart MT (EPATR individuelle) est rgle comme suit : Seuil (A) 0.7 1 TMS 0.2\nTMS : Coefficient multiplicateur du temps [Annexe II-4]\n4.3.3. Protections contre les surintensits (Max I) Elle est ralise par deux relais ampremtriques temps constant, elle combine la protection contre les courants de surcharge et celle contre les courants de dfauts entre phases : Dfaut Courant de rglage Temps (s) Arien Dfauts entre phases Action : cycle rapide (0.3s) deux lents (30s). Souterrain : deux cycles lents (30s) Surcharge 3 //\nTableau 2-4 : Rglage de la protection contre les surintensits du dpart MT. RIYAHI&BAALI\n: Le courant nominal du secondaire de TC.\nProtection tranche arrive MT\nLa protection de la tranche arrive MT vient en secours de la protection de dpart MT, ainsi elle permet de dtecter les dfauts homopolaires et entre phases sur le jeu de barres MT. Elle commande le disjoncteur darrive MT. La temporisation de l'arrive est gale au moins deux fois la temporisation de dclenchement des dparts ; pour viter le dclenchement intempestif du au cumul de temporisation provoqu par la succession des dfauts sur les dparts.\n4.4.1. Protections contre les dfauts homopolaires Le rglage de la protection homopolaire de la tranche arrive MT se fait en fonction du coefficient d'amplification du courant rsiduel ; [Annexe I-4]. En effet lorsquun dfaut la terre affecte un dpart, lintensit mesure par le relais homopolaire de larrive ( diffrente de celle que mesure le dpart ( : est\nDonc le seuil de rglage de cette protection est gal Avec : le seuil de rglage le plus lev des relais homopolaires des dparts, et le\ncoefficient 1.2 permet dassurer une bonne slectivit entre les dparts et larrive. Le rglage de cette protection est prsent dans le tableau suivant : Courant de rglage Temps (s)\nTableau 2-5 : Rglage de la protection homopolaire de la tranche arrive.\n4.4.2. Protection contre les surintensits Le rglage de cette protection se fait en fonction de la puissance du transformateur auquel elle est rattache. Dfaut Dfauts entre phases Courants de surcharge 4 Courant de rglage Temps (s)\nTableau 2-6 : Rglage de la protection contre les surintensits de larrive MT .\n: Le courant nominal du secondaire du transformateur ;\nNB : les relais associs la tranche arrive MT provoque le dclenchement dfinitif du disjoncteur de cette tranche [figure 2-3].\nProtection tranche transformateur\nCette protection vient en secours la protection de darrive et des dparts, ainsi pour dtecter les dfauts en amont du jeu de barres MT. La protection de la tranche transformateur est identique la protection de la tranche arrive, elle commande le disjoncteur HT et d'arrive. Les relais de phase sont aliments par deux tores (appels bushing) placs sur les bornes MT du transformateur (en gnral sur les phases A et C). Le relais homopolaire est aliment par un TC plac sur le neutre du transformateur. La protection de la terre rsistante est alimente par un TC tore plac sur le neutre de transformateur. Elle permet de dtecter les dfauts rsistants en amont et en aval du jeu de barres MT. En retarde la terre rsistante de la tranche Transformateur par un chelon de 0.5s, par rapport ceux des dparts MT, pour assurer une slectivit entre la terre rsistante de la tranche Transformateur et des dparts MT.\nDfaut Dfauts entre phases Courants de surcharge Dfaut homopolaire Dfaut rsistant\nCourant de rglage\n5 +0.5 1.5 A 1.5\nTableau 2-7 : Rglage des protections de la tranche transformateur.\nNB : les relais de protection de la tranche transformateur provoquent le dclenchement dfinitif des deux disjoncteurs (arriv et liaison) embrassant le transformateur de puissance. [figure 2-3]\nProtection du transformateur HT/MT\nPour assurer la protection du transformateur HT/MT, on dploie les protections prsentes sur la figure 2-5.\n4.6.1. P r 4.6.2. Figure 2-5 : Les protections du transformateur HT/MT. 4.6.1. Protection interne Conformment larticle 432 de la NFC 13.100, La protection contre les dfauts internes du transformateur de puissance immerg dans un dilectrique est assure, par des dispositifs de dtection (gaz, temprature, etc.) agissant sur lorgane de coupure HT.\n4.6.1.1. Relais Buchholz (95) La protection interne du transformateur est rgit par un relais Buchholz (95)\n[Annexe II-5], Le relais Buchholz est activ par deux types de dfauts : Une production de gaz, qui donne une alarme. Ce gaz peut tre produit par un point chaud ou des amorages de trs faible nergie. Il peut s'agir aussi non pas de gaz mais d'air provenant d'une entre au niveau de la pompe de circulation d'huile ou de poches d'air emprisonnes dans le circuit magntique ; dans ce dernier cas, le transformateur peut tre remis en service (aprs analyse des gaz). Ce fonctionnement intervient galement lors d'une baisse du niveau d'huile. Un brusque mouvement d'huile conscutif un amorage interne, qui provoque un dclenchement. RIYAHI&BAALI\n4.6.1.2. Protection diffrentielle du transformateur (87T) Lactuel plan de protection recommande linstallation dune protection\ndiffrentielle transformateur, pour les transformateurs HT/MT de 40 MVA ; La protection diffrentielle des transformateurs est destine contre les dfauts internes entre phases, entre spire ou entre phase et terre. Elle consiste consiste contrler, en permanence, la constance du rapport du courant primaire au courant secondaire (pour chaque phase) ; et ceci en ngligeant le courant de magntisation. Ce rapport reste pratiquement constant pendant la condition normale de fonctionnement et lors des dfauts externes. A loccurrence dun dfaut interne au transformateur une disproportion entre les deux courants apparait, et engendre un courant diffrentiel qui peut tre exploit pour la mise hors service du transformateur.\nFigure 2- 6 : Montage du relais diffrentiel sur un transformateur HT/MT [AREVA KBCH]\n4.6.2. Protection contre les surcharges thermiques La dtection des surcharges thermiques du transformateur dans les postes HT/MT de lONE est assure par des sondes de thermostatiques qui contrlent en permanence la temprature de lhuile. On distingue : Une sonde thermostatique rgle 80 C, pour les transformateurs HT/ MT, son action entrane une signalisation sur llvation de la temprature. Une sonde thermostatique rgle 90, son action entrane instantanment le dclenchement du transformateur.\nDeux autres sondes, rgles respectivement 65C et 55C pour le dmarrage des arorfrigrants de rserve et la commande de leur arrt. 4.6.3. Protection masse cuve (51G) Cette protection permet de protger le transformateur HT/MT, et celui alimentant les services auxiliaires (TSA) contre une mise la masse des enroulements. Cette protection consiste relier la cuve des deux transformateurs la terre par lintermdiaire dun TC de rapport 200/1 A, le TC alimente un relais de calibre 0,5 A.\nFigure 2-7: La protection masse cuve  Il faut veiller ce que la corne cot masse soit relie directement la terre et non la cuve de faon viter le fonctionnement de cette protection sur une dcharge due des phnomnes atmosphriques coule vers la terre par les clateurs placs sur les bornes du transformateur HT/MT. Afin quun dfaut monophas ne puisse voluer en dfaut biphas ou triphas, la protection doit avoir un fonctionnement instantan, il provoquera le dclenchement des deux disjoncteurs (amont et aval) pour isoler le transformateur. Le seuil de dclenchement est rgl 60% du courant nominal primaire. Rgimes dexploitation\nLes dispositifs de protection et les automatismes de mise en service doivent tre modifis lors des travaux sous tension(TST), afin de mettre hors tension, dans le plus bref dlai, la ligne en dfaut suite dune fausse manuvre de l'quipe excutant les tr avaux sous tension. Cela permet dviter des consquences tragiques sur le personnel. Donc, en plus du rgime normal, deux autres rgimes ont t dfinis : Rgime spcial d'exploitation A : Il permet l'intervention par une quipe TST sur un dpart MT ; dans ce rgime : o On inhibe le fonctionnement des renclencheurs ; o le dclenchement temporis en 1,5 s pour les dfauts dtects par la protection de terre rsistante centralise. RIYAHI&BAALI\nRgime spcial d'exploitation B : Il permet d'effectuer des liaisons entre deux dparts la circulation dun courant\nMT issus d'un mme transformateur, cela provoque\nhomopolaire qui peut dclencher intempestif les protections homopolaires, ce rgime entraine : o Le shuntage des protections homopolaires (forage des bobines du courant rsiduel). o Inhibition des automatismes de reprise de service (ARS). Le dclenchement est instantan par la dtection de terre rsistante. 4.8. Marche parallle des transformateurs\nLONE adopte une rgle dor qui consiste doter chaque poste HT/MT par deux transformateurs dont lun est en marche (Tr1), et lautre en stand-by (Tr2). Cette configuration permet une continuit de service en cas dindisponibilit de Tr1 (panne, maintenance programm, etc.), avec permutation des rles chaque mois. Actuellement, La demande en lectricit dans la zone de Casablanca ne cesse pas daugmenter, ce qua port les postes de transformation HT/MT travailler au -del de leurs limites. Alors pour subvenir cette demande, dans lattente de construction de nouveaux postes de livraison, lONE met les deux transformateurs du poste en marche parallle. Malheureusement ce mode dexploitation pose plusieurs problmes au niveau : Rgulation de tension Plan de protection. 4.8.1. Condition vrifier Avant de mettre les transformateurs du poste en marche parallle il est ncessaire de sassurer que : - Les transformateurs sont aliments par le mme jeu de barres HT. - Les liaisons entre les bornes secondaires des transformateurs, les disjoncteurs gnraux et le disjoncteur de couplage ont les mmes caractristiques (mme longueur, mme section, mme cheminement) - Le couplage (triangle toile) ainsi que les indices horaires sont compatibles. - Les tensions de court-circuit sont gales 10 % prs. - Les tensions au secondaire des transformateurs, entre phases homologues entre ces phases et le neutre, sont infrieures 0,4 %. \n4.8.2. Rgulation de tension 4.8.2.1.Mise en quation La rgulation de la tension permet de garantir le niveau de tension acceptable chez les divers clients. Transfo n1\nFigure 2-8: Modlisation de la marche parallle des transformateurs. et et sont les tensions vide mesures aux bornes secondaires des transformateurs,\nleurs impdances directes de court-circuit. Si les deux transformateurs sont sur la mme prise, et sont connects au mme jeu de\nDaprs la figure 2 -6 on a : Donc : En plus:\nCette tension sera utilise pour commander le rgleur du transfo1, on lappelle\nDe mme on dduit que la tension de commande du rgleur n2 scrit sous la forme suivante :\n4.8.2.2.Cas de dsquilibre Sil y a un dsquilibre (les deux transformateurs ne sont pas sur la mme prise). la tension au secondaire du transfo n 1 est suprieure la tension au\nsecondaire du transfo n 2. les deux tensions sont en phase. Lcart entre les deux tensions produit une circulation d'un courant ractif entre les\ndeux transformateurs (du transformateur ayant la grande FEM vers le transfo ayant la plus faible FEM) tel que: Donc : et ; puisque I reste constant (fix par la charge). augmente, diminue, donc la commande du rgleur 1 continu augmenter le systme diverge. diminue, augmente, donc il diminue ,\nLe rgleur n1 voit que le courant\nDaprs la relation tablie en 7.2.1 alors augmente , alors augmente, do\nLe rgleur n2 voit que le courant augmente,\ncontinu diminuer le systme diverge encore.\n4.8.2.3.Solution adopte par lONE Pour viter la divergence du systme de rgulation de tension , lONE utilise un quipement de coordination qui fixe la priorit de rgulation un transformateur (systme maitre esclave); tout ordre de passage de prises au transformateur prioritaire doit tre suivit d'un passage de prise au transformateur non prioritaire. Il ne doit normalement y avoir quun automate de rgulation en position de mesure (il ne faut pas oublier que les deux rgulations voient la mme tension secondaire), le deuxime reoit les ordres du premier v ia lquipement de coordination, et de cette manire on aura toujours .\nRemarque : La rgulation de la tension est assur dans des postes HT/MT relevant de lAD Casa par un relais rgulateur de tension AREVA KVGC 202. 4.8.3. Plan de protection 4.8.3.1.Dfaut homopolaire Dans le cas o les transformateurs sont en marche parallles, si on laisse les deux neutres la terre ; tous les dfauts homopolaires seront aliments homopolaires. RIYAHI&BAALI EEP/EMI par deux sources\nEn effet, l ors dun dfaut phase terre dans un dpart, le courant de dfaut aura comme expression:\nFigure 2-9: Modlisation dun dfaut homopolaire lors de la marche parallle des transformateurs les deux ayant le neutre la terre. Donc le courant de dfaut sera gal In= In1 + In2 : un seul transfo Rseau souterrain Rseau mixte ou arien 1000 300 arien : 300 souterrain : 1000 deux transfos 2000 600 1315\nTableau 2-8 : Courant de dfaut homopolaire dans les dparts MT lors de la marche parallle des transformateurs les deux ayant le neutre la terre On remarque que cette exploitation nest pas conforme aux normes. Ainsi sil y a un dsquilibre dans les tensions du neutre ( circulation dun courant homopolaire : , on aura une est trs\n. Mme si la valeur de\nfaible, il peut dclencher les disjoncteurs des arrives MT des deux transformateurs, si le dsquilibre persiste, par terre rsistante de la tranche transformateur. RIYAHI&BAALI\n4.8.3.2.Solution actuelle Une pratique adopte par lONE pour faire face aux problmes prcdents consiste en la mise dun seul neutre la terre, alors que lautre reste isol. La dtection des dfauts la terre est assure uniquement sur le transformateur ayant son neutre reli la terre.\nUn plan de protection dun rseau de distribution MT doit assurer une synergie entre les diffrentes protections, pour assurer un bon fonctionnement face aux perturbations quelque soit le mode dexploitation. Lintroduction des protections numriques dans le plan de protection actuel de lONE lui offrent plus defficacit et de performance. Les principes gnraux du plan de protection actuel du rseau de distribution MT de lONE sont : - La partie du rseau affecte par un dfaut ne doit pas tre maintenue sous tension, mme selle empche la distribution de lnergie. - Le plan de protection contient deux systmes de protections, un contre les surintensits, et lautre contre les dfauts homopolaires. - La dtection des dfauts disolement est base sur le critre ampremtrique. - La slectivit entre les protections est assure par une slectivit chronomtrique. - La protection contre les surintensits utilise deux seuils de dclenchement un contre les courants de surcharge et lautre contre les dfauts entre phases.\nChapitre III : Limites du plan de protection du rseau de distribution MT de LONE\nLimites du plan de protection actuel du rseau de distribution MT de lONE.\nLimites du plan de protection du rseau de distribution MT de LONE\nPendant ltude du plan de protection actuel adopt par lONE pour les rseaux de distribution MT, on peut constater quil prsente certaines limites qui diminuent son efficacit face aux diffrentes situations. Le prsent chapitre est ax sur : Les limites du plan actuel en fonctionnement normal (un seul transformateur en marche) ; Les limites du plan actuel en marche parallle des transformateurs; Le plan actuel face aux dfauts fugitifs ; Limites du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE 1.1. Protections homopolaires 1.1.1. Etat actuel Dans les rglages actuels adopts par lONE pour les protections homopolaires des dparts, on choisit un seuil de rglage plus grand que celui inscrit dans le tableau 2-3. Cette pratique permet de tenir compte du rgime de secours normal, afin dviter un changement de rglage des protections (suit un changement de la configuration du rseau).Ceci conduit, pour certains postes HT/MT dans le rseau MT des valeurs de rglages correspondant des dfauts levs. [Tableau 3-1] Daprs lannexe III -1, on constate que le seuil de rglage de la protection homopolaire installe dans 47% dparts MT, et 90% Tranche transformateur (relevant de lAD de\nCasablanca) dpasse les valeurs de rglage admissibles ci-dessous :  100A 150A ; si les dparts sont purement souterrains.\n30A, si les dparts sont purement ariens. 60A 80A ; si les dparts sont mixtes.\nLe tableau ci-dessous reprsente la sensibilit des protections homopolaires installes dans les dparts MT relevant de lAD Casa par rapport aux dfauts homopolaires:\nRglage 100 60 50 40\n4,92 11,48 18,03 26,23\nTableau 3-1: La sensibilit des dparts ariens par rapport aux dfauts homopolaires.\n1.1.2. Consquences Des rglages levs risqueraient de diminuer la sensibilit des protections contre les dfauts homopolaires francs, et accroitre le nombre de fonctionnements de la protection de terre rsistante des dparts MT, et de la tranche transformateur (EPATR). Daprs les enregistrements de la perturbographie du poste NOUACEUR de 1/02/2009 13/02/2009, on remarque que le pourcentage de fonctionnement de EPATR sur les dfauts homopolaires est de 66.25%, par contre celui de la protection homopolaire est de 33.75% EPATR donne un ordre de dclenchement dfinitif, ce qui peut nuire la continuit de service et engendrer des KWh non vendues. Surtout, sil sagit des dfauts semi permanents, qui peuvent tre limins par un deuxime cycle de renclencheur [Chapitre II3.4]. En effet, lintensit minimale dun dfaut homopo laire semi permanent est de 15A . Donc ce courant engendre un temps de dclenchement maximal de la protection terre rsistante de 11,8 s [chapitre II4.3.2]. En plus, les dfauts semi permanents ont une dure qui dpasse cette temporisation (entre 20s et 60s) , par consquence la terre rsistante peut dclencher sur les dfauts homopolaires semi-permanents. La probabilit davoir un tel dfaut nest pas nulle, en effet : 75% des dfauts sur les rseaux arien MT sont des dfauts phase terre ; 13,08% des dfauts sont des dfauts semi permanent. [Annexe II-2] Donc 9.81% des dfauts sur les rseaux arien MT sont des dfauts homopolaires semi permanents.\nVu le manque de donnes permettant dvaluer les pertes introduites par dclenchement de la terre rsistante sur les dfauts semi-permanents, on a procd une simulation dun dfaut homopolaire semi permanent non dtecter par la protection homopolaire : Donnes : poste NOUACEUR o LONE value le KWh non vendue 17DH/KWh. o Dpart NOUACEUR-BOUSKOURA : puissance installe gale 12.25MVA. o Le temps dintervention, pour la remise sous tension dun dpart est estim 30min. Dfaut : dclenchement du dpart de poste NOUACEUR par terre rsistante, provoqu par un dfaut homopolaire semi permanent. Les pertes peuvent tre estimes Energie non vendue : Cos() Dure de coupure (h) Coefficient dutilisation 1.2. Protections contre les dfauts entre phases Le rglage des protections contre les dfauts entre phases, un seul seuil temporis (slectivit chronomtrique) peut conduire la diminution de la rapidit du plan de protection, et avoir un temps dlimination de dfaut prohibitif et incompatible avec la tenue des matriels au courant de court-circuit, surtout pour la protection situe le plus en amont (Tranche DH. suite une coupure de courant par\ntransformateur), puisque elle aura la temporisation la plus leve.\n1.3. Protections contre les surcharges Le rglage de la temporisation de la protection contre les surcharges un temps constant, diminue la fiabilit du plan de protection; puisque le temps de dclenchement dune telle protection doit tre inversement proportionnel au courant de surcharge, ainsi il dpend de ltat thermique du conducteur avant lapparition de la surcharge. [Annexe I-6] Le tableau ci-dessous donne le temps de dclenchement par surcharge dun dpart MT, calcul partir de limage thermique dun cble arien, ayant une section de 150mm [Annexe I-6]. Daprs les valeurs ci -dessous, on remarque clairement que le rglage actuel de la protection contres la surcharge des dpart (dclenchement 3s si le courant dpasse 300A) peut occasionner des dclenchements intempestifs.\nCourant de surcharge (A) 450 450 600 Temps dclenchement (min) 4,28 3,39 1,48\nCharge avant lapparition de la surcharge (%) 70 80 80\nTableau 3-2 : Temps de dclenchement dun dpart par surcharge donn par limage thermique. [Annexe I-6]\nEn plus, lors de lapparition dune surcharge au niveau du transformateur HT/MT, le plan actuel procde au dclenchement du transformateur (sauf poste NOUACEUR). Cette pratique nuit la continuit de service puisque le jeu de barres MT se trouve sans alimentation. Ce genre de problme arrive parfois ; exemple : Poste SIDI MAAROUF le 22/02/2009 11:28:35.397 dclenchement de transformateur 1 par surcharge, le temps dintervention de 15min. LONE value le KWh non vendue 17DH/KWh. Le dclenchement du transfo par surcharge suppose que le transfo travail au-del de ses limites ). suite une coupure de courant par\nOn peut estimer les pertes :\nEnergie non vendue (kwh)\nprix du kwh non vendu\nA travers cet exemple rel, on peut constater les pertes en nergie non vendue du au dclenchement du transformateur suite une surcharge.\n1.4. Rupture du conducteur Lors dune rupture de conducteur cot charge, on remarque que le courant de dfaut ct MT est extrmement faible quelle que soit la rsistance du dfaut. En effet, le courant de dfaut dpend de la charge avale au transformateur MT/BT. [Annexe I-5] A titre d'exemple la rupture de la phase 1, en prsence dune charge avale de 50 KVA sous 22 kV, se traduit par un courant de dfaut d'environ 0,6 A. RIYAHI&BAALI EEP/EMI\nEn effet : Daprs lannexe I-5 on a : , avec : AN :\nLors dune rupture du conducteur ct source, le courant de dfaut est trs faible. Alors les protections ampremtriques ne peuvent pas dtecter ce dfaut. De mme pour les protections homopolaires, puisquelles sont rgles sur un seuil au del du capacitif du dpart.[Chapitre IV4.2], seulement la protection de terre rsistante qui peut dtecter ce genre de dfaut. Mais dans le cas de lONE, parfois les protections du rseau MT ne dtectent pas une rupture du conducteur, surtout lorsquelle arrive dans une sous drivation. Ce sont les clients qui prviennent lONE , quil y a un dfaut dan s leur rseau de distribution MT, puisquils sentent un dsquilibre dans leur rseau BT ; chute de tension et de courant. Le montage ci-dessous permet de simuler les dsquilibres affectant le rseau du client, lors dune rupture de conducteur.\nFigure 3-1: Montage de simulation dune rupture du conducteur proche du poste MT/BT.\nCette simulation ralise sur MATLAB/SIMULINKTM, Donnes : - La charge : 400V / 200KW / cos = 0.8 AR - Transformateur : 250KVA ; 22KV/400V Simulation : A linstant t = 0.1s, appariation rupture de la phase A.\nFigure 3-2: Les grandeurs lectriques du rseau BT de client lors dune rupture du conducteur proche du poste MT/BT. [Annexe III-2] Donc il est ncessaire denvisager une protection contre la rupture de conducteur dans le nouveau plan de protection.\n1.5. Protection interne du transformateur Malgr que le plan de protection dcrit par lONE exige lutilisation de la protection diffrentielle pour les transformateurs ayant une puissance 40MVA, on trouve un seul poste (poste NOUACEUR) parmi six postes, quest quip de cette protection, cependant elle reste encore en veille.\nMarche parallle des transformateurs 2.1. Protection homopolaire La solution adopte par lONE (laisser un seul neutre la terre), pour faire face aux\ndfauts poss par le courant homopolaire, lors de la marche parallle des transformateurs prsente encore des faiblesses en cas de : Dclenchement du transformateur ayant le neutre la terre ; Dfaut homopolaire sur la tranche de transformateur ; Protection 2.1.1. Dclenchement du transformateur ayant le neutre la terre En cas de dclenchement de transformateur ayant le neutre la terre par un dfaut entre phases ou un dfaut interne, le rseau devient neutre isol; dans ce cas un dfaut homopolaire ne sera pas dtecter, puisque le courant de dfaut est faibles, ce qui met la protection et la scurit des personnes en pril, ainsi les phases saines se trouvent portes la tension compose par rapport la terre, La non-limination de ces surtensions transitoires par coulement la terre : - Renforce la probabilit dun second dfaut survenant sur une autre phase qui va provoquer un vritable court-circuit biphas par la terre. - Peut provoquer lamorage des isolants (lignes ariennes et mixtes), ou au niveau des boites de jonction et de connexion(pour les lignes souterraines). Mme si le transformateur ayant le neutre isol se dclencher par surcharge, cela ne permet pas dviter ces problmes ; puisque la protection contre les surcharges est lente.\n2.1.2. Dfaut homopolaire sur la tranche de transformateur Un dfaut homopolaire survenant sur la liaison entre le transformateur, et le jeu de barres MT provoque la circulation du courant pouvant dclencher intempestivement la protection\nde la tranche transformateur saine, sans couper le dfaut. (On a nglig le courant capacitif)\nFigure 3-3: Modlisation dun dfaut homopolaire sur la Tranche transformateur.\n2.2. Dfauts entre phases : 2.2.1. Dfaut entre phase sur un dpart Lors dun dfaut entre phases dans un dpart (1), le dfaut sera aliment par les deux transformateurs :\nFigure 3-4: Dfaut entre phases sur un dpart lors de la marche parallle des transfos.\nDonc le temps portant la temprature des conducteurs la limite admissible va-t-tre diminu ; en effet : On a : Iccmax (1transfos) =\nIccmax (2transfos) =\nDonc : Si on suppose que la puissance de court circuit du rseau amont est infinie, on peut ngliger devant , ce qui donne : . Dans ce cas on doit augmenter la rapidit du plan de protection (rduire les temporisations des protections), pour rduire les consquences des courts circuits dus aux dfauts entre phases. Daprs lannexe II -1, on remarque que les temporisations utilises dans les protections contre les dfauts entre phases, reste admissibles lors de la marche parallle des transformateurs.\n2.2.2. Dfaut sur Tranche transformateur : Un dfaut sur larrive dun transformateur provoque la circulation de deux courants de dfauts et , qui peuvent dclencher intempestivement la tranche saine, par\nconsquence les dparts MT vont se trouver sans alimentation.\nFigure 3-5: Modlisation dun dfaut homopolaire sur la Tranche transformateur .\nLimites du plan de protection face aux dfauts fugitifs: 3.1. Consquences dun dfaut fugitif Les coupures brves sont souvent le rsultat du fonctionnement des automatismes de\nrseau tels que les renclencheurs rapides et/ou lents, les permutations de transformateurs ou de lignes. Les utilisateurs subissent une succession de creux de tension et/ou de coupures brves lors de cycles de dclenchement-renclenchement automatiques permettant llimination des dfauts fugitifs. [Chapitre II3.4]\n3.2. Statistiques des dfauts fugitifs affectant le rseau de distribution MT Cette tude est base sur les enregistrements des renlencheurs de chaque poste HT/MT pendant la priode entre janvier 2007 et mars 2009. Les enregistrements sont issus soit des postes asservis (PA) soit des consignateurs dtat . On se limitera aux dparts ariens, puisque ce sont les plus affects par les avaries dont une bonne partie de type fugitif. Les disjoncteurs des dparts ariens sont associs des renclencheurs rgls sur des cycles de type Rapide + Lent (R+1L) , ou Rapide + 2 Lents (R +2L). [Chapitre II3.4]\nQuant aux dparts souterrains, compte tenue de leur structure les rendant moins exposs aux dfauts fugitifs, leurs renclencheurs sont rgls sur des cycles soit un lent (1L) soit deux lents (2L). Les postes concerns par cette analyse sont les postes relevant de lagence de distribution de Casablanca (AD Casa) :\nBOUSKOURA ; OULED-AZZOUZ ; SIDI-MAAROUF ; TITMELLIL ; ZENATA ; NOUACEUR (mise en service novembre 2008).\nPoste BOUSKOURA OULED AZZOUZ SIDIMAAROUF TITMELLIL ZENATA NOUACEUR total\nRapide 498 785 76 1222 55 7 2643\nlent1 244 203 55 386 20 5 913\nlent2 82 32 13 2 0 0 129 taux(%)\nFugitifs 254 582 21 836 35 2 1730 65,54\nTableau 3-3: Statistiques des renclencheurs des postes HT/MT pendant la priode 01/2007 jusquau 03/2009\nLe tableau ci-dessus illustre le taux des dfauts fugitifs par rapport au nombre total des dfauts, on remarque que plus de 65% des dfauts sont fugitifs.\nConclusion Dans ce chapitre, on a pu tirer les faiblesses et les limitations du plan de protection actuel du rseau de distribution MT de lONE, ainsi que les inconvnients de lactuelle exploitation des transformateurs des postes sources (marche parallle), qui provoque des dfaillances dans le plan de protection, ces dfaillances se rsument comme suit: Dclenchement dfinitif par protection terre rsistante. Temps de dclenchement dlimination des dfauts polyphass pour les protections les plus en amant. Dclenchement inutile du transformateur par surcharge. Dclenchement intempestif des dparts MT par surcharge. Dsquilibre dans les rseaux clients non dtect par le plan de protection, causs par rupture du conducteur.\nDclenchement intempestif des arrives MT par un dfaut homopolaire sur la tranche transformateur, lors de la marche parallle.\nLes limitations dveloppes dans ce chapitre ncessitent des solutions qui soient ralisable techniquement et conomiquement rentables.\nChapitre IV : Amlioration du plan de protection du rseau MT\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE\nAmlioration du plan de protection du rseau MT\nLa prsente partie traite des solutions permettant daml iorer et de renforcer le plan de protection actuel adopt par lONE dans son rseau MT de distribution.les amliorations proposes sont : - La mise en place des protections contre les surcharges pour les transformateurs HT/MT et pour les lignes lectriques. Ainsi que limplantation dune logique de dlestage base sur limage thermique du transformateur HT/MT. - Combiner la slectivit chronomtrique et ampremtrique pour les protections contre les dfauts phases en utilisant la courbe CEI temps inverse (courbe A). - Prvoir une protection directionnelle homopolaire (67N) au lieu de la protection ampremtrique homopolaire classique (50-51N). - Prvoir une protection contre la rupture du conducteur. - Etablir le rglage de la protection diffrentielle du transformateur HT/MT (87T). En outre, afin de remdier aux imperfections affectant le plan de protection lors de la marche parallle des transformateurs HT/MT, on propose les amliorations suivantes : - Automatisation du sectionneur du neutre. - Prvoir une protection directionnelle de courant rsiduel (67N) sur les arrives MT. - Prvoir une protection directionnelle de courant de phase (67) sur les arrives des deux transformateurs. Et finalement, on propose le rgime du neutre compens pour amliorer la qualit de service.\n1. Amlioration du plan de protection Les amliorations proposes dans ce paragraphe concernent en grande partie lexploitation des fonctionnalits offertes par les relais numriques AREVA 142 quipant la plupart des postes HT/MT relevant de lAD Casa (83% des postes voir chapitre II Tableau 2-4). 1.1. Protection contre les surcharges Les relais AREVA P142 intgrent une fonction dite image thermique base sur le courant [voir annexe IV-1]. Cette fonction peut tre exploite pour contrler la surcharge du transformateur et celle de chaque dpart. Daprs la norme NF C 15 100, La caractristique de fonctionnement d'un dispositif protgeant une canalisation contre les surcharges doit satisfaire aux deux conditions suivantes : : Le courant demploie de conducteur. : Le courant admissible sur conducteur ; : Le courant de rglage 1.1.1. Dparts MT On choisit un seuil de dclenchement gal du conducteur de la drivation sera dfinit en fonction de la nature de\nprincipale [voir Annexe I-4 ], de mme la constante\nce conducteur. Le dclenchement sera dfinitif (pas de renclenchement), le se uil dalarme est rgl La valeur du courant admissible sur un conducteur peut se calculer par la formule suivante : : Constante ; [Formule utilise par lONE] gal 12 pour aluminium et 15 pour le cuivre\n: Section du conducteur.\nSection(mm2) 75 120 150\ncourant admissible(A) Al 198,59 269,56 311,63 Cu 248,24 336,94 389,54\nTableau 4-1: Les courants admissibles sur les conducteurs.\nPuisque la plupart des drivations principales sont constitues de conducteur de section gale 150 mm , on peut prendre 1.1.2. Transformateur On utilise limage thermique du relais de la Tranche transformateur pour donner lordre de dclenchement par surcharge, cet lment peut tre rgl comme suit : avec Le seuil de dclenchement est rgl le seuil dalarme est rgl , , . ; le courant nominal du transformateur. ; .\nCet ordre de dclenchement peut tre exploit pour raliser une logique de dlestage par surcharge (application conforme aux recommandations de IEEE C5791-1995) ; qui permet de surveiller le courant dlivr par le transformateur et de fixer, par ordre de priorits, de multiples valeurs de surcharge commandant le dclenchement des dparts MT. 1.1.2.1.La logique de dlestage Cette logique est applique un seul poste HT/MT celui de NOUACEUR [voir Annexe IV-2] Les amliorations apportes la solution existante sont: Lexploitation de limage thermique; ce qui donne plus de prcision et de fiabilit au temps de dclenchement, au lieu dutiliser un temps de dclenchement fixe. Lutilisation de limage du courant dlivr par les TC bushing pour contrler le dclenchement de la logique ; Lexploitation du rseau K-Bus, pour vhiculer les signaux de dlestage interne, au lieu dutiliser une logique cble. Lajout dune fonction appele relestage , (Lancienne logique ralise seulement le dlestage des dparts MT), afin damliorer la continuit de service. Cette fonction permet avant de passer au dlestage des dparts de mettre le transformateur de secours en marche sil est en veille, ou bien de dclencher le disjoncteur de couplage, si chaque transformateur alimente une partie du rseau sparment de lautre (cas du poste NOUACEUR).\nCette logique est programme en utilisant\nl'Editeur PSL du logiciel de support\ntechnique des quipements de AREVA [Voir annexe IV-3].\nFigure 4-1 : Schma unifilaire simplifi dun poste HT/MT. Entre de commande : On utilise les seuils de dclenchement thermique du transfo 1 et 2 pour dmarrer la logique de dlestage interne. Donc pour accder ces seuils on associe au niveau de chaque relais de la Tranche transformateur un conditionneur de contact.\nTranche commune : Dans la tranche commune, on rgle 5 seuils : Le premier seuil appel relestageI est utilis pour enclencher le disjoncteur de liaison (HT) et de larrive MT, ou le disjoncteur de couplage (sil existe). Les autres seuils delestage X ECH seront temporiss pour commander le dlestage des dparts selon leur priorit, la temporisation entre un seuil est un autre sera de 2s. Si les disjoncteurs sont dj en marche parallle, on doit passer directement au dlestage des dparts MT.\n1.1.2.2.Logique de relestage Table de vrit :\nDISJ de couplage (D) 0 0 0 0 1 1 1 1 DISJ AR1 (Q1) 0 0 1 1 0 0 1 1 DISJ AR2 (Q2) 0 1 0 1 0 1 0 1 Relestage X 1 1 1 X 1 1 0\nTable de Karnaugh :\nQ1 D Q2 0\nDonc si lun des\ndisjoncteurs Q1 ,Q2 ou D est ouvert, on envoie un ordre\ndenclenchement ces disjoncteurs, dans le cas contraire on passe au dlestage des dparts MT.\nFigure 4-2: Logique de dlestage/relestage interne. Dans le cas o le jeu de barres est quip ,au lieu dun disjoncteur de couplage ,dun sectionneur inter-barres (ferm en exploitation normale), on force lente donnant ltat de disjoncteur de couplage 1. TRANCHE TR et Arrive : Pour mettre en marche le transformateur (qutait en stand-by), il faut donner un ordre denclenchement aux disjoncteurs (T) et (Q). [Figure 4-1]\nLenclenchement de disjoncteur (Q) doit tre retard par 0.5s, pour laisser le temps au disjoncteur (T) de se fermer.\nSi le jeu de barres est quip par un disjoncteur de couplage tel que le poste de NOUACEUR ou de ZENATA, on relie le conditionneur commandant lenclenchement de disjoncteur de couplage au relestageI .\nDpart MT : Dans chaque relais on associe au conditionneur donnant lordre de dclenchement de disjoncteur de dpart MT un seuil de dlestage delestageI ECH X selon sa priorit.\nLiaison entre les relais P142 ralisant la logique de dlestage interne : Dans le poste de NOUACEUR les diffrentes tranches (Tranche Dpart , Tranche Commune et Tranche Transformateur) sont quipes de relais P142 assurant leurs propres protections. Limplantation dune logique de dlestage/relestage intgrant les amliorations proposes auparavant ,ncessite une coordination entre les diffrents relais P142.\nFigure 4-3: Liaison entre les relais P142 ralisant la logique de dlestage interne. 1.2. Protection contre les dfauts entre phases : 1.2.1. Principe : On peut combiner la slectivit chronomtrique avec la slectivit ampremtrique, pour viter les risques poss par lutilisation de la slectivit chronomtrique toute seule, en utilisant deux seuils de dclenchement [Chapitre II4.6.1]. Pour un rseau de distribution, il est difficile dobtenir les seuils exacts de rglage assurant la bonne coordination entre les protections utilises contre les dfauts polyphass, donc on se trouve dans lobligation de faire certaines simplifications : Pour calculer le 1 r seuil, on ne considre que les grandes drivations, pour simplifier le calcul. Le calcul du 2me seuil nest pas vident, vu la complexit du rseau MT, donc comme solution, on peut utiliser des courbes de fonctionnement temps inverse (prconises par le cahier technique de Schneider N 174), appele la courbe A.\n1.2.2. Mthodologie de rglage : La mthode de rglage des protections contres les dfauts entre phases peut tre dcrite comme suit : Etape 1 : On commence par la reprsentation dun schma unifilaire simplifi du rseau, o on dfinit lossature du rseau : RIYAHI&BAALI Les grandes drivations. EEP/EMI\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE Les organes de protections. Les points de sectionnement (PS).\nFigure 4-4 : Ossature dun rseau MT. Etape 2 : Calcul de de chaque dpart MT :\nPour chaque dpart on calcul le courant de court circuit biphas minimal pour chaque chemin, tout en supposant que les PS sont tous ferms, puis on choisit parmi ces courants le courant le plus faible grande). Calcul de temps de dclenchement de la protection de dpart MT ( Le temps de dclenchement la protection client : : Le temps de dclenchement de la protection de dpart. 0.4s : Lchelon de temporisation entre la protection client et celle de dpart. : Le temps de dclenchement de la protection client ; en gnral il est de 0.4s. Remarque : Sil y a des DRR en aval du dpart MT, on doit ajouter un chelon de 0.5s sur la temporisation de la protection de dpart ( ). doit tre suprieure : pour coordonner avec (point pour lequel limpdance de court circuit est la plus\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE ne doit pas tre suprieur , [Chapitre II2.3] est admissible, par\nDaprs lannexe II -1, On remarque que le choix de\nrapport au temps portant les conducteurs des drivations principales leur tenue maximale lors du n court circuit ( ), mme pour les sections faibles ; puisque ces conducteurs sont loin des transformateurs, donc le courant de court circuit maximal qui peut les traverser est infrieur au courant maximal partir duquel on a calcul . Etape 3 : Diagramme de slectivit Le rglage de la courbe A ncessite deux paramtres le Dpart MT : donc : est suprieur au courant de dclenchement de la protection et [voir annexe II-4].\nOn prend On doit vrifier que\ncontres les surcharges, ce quest vrifi dans ce cas. [Voir chapitre IV/2.1] Puis on calcule le rapport Avec : ; La puissance de court circuit minimale sur le jeu de barres HT Ensuite en dduit le partir de la relation suivante : ;\nBien entendu lintensit de pointe\ndoit tre choisie suprieur lintensit du courant de\nappele par le dpart MT, compte tenu des rgimes de secours.\nTranche Arrive MT : gale , et\nOn prend la temporisation de larrive donc : De mme, on doit vrifier que le courant\nest suprieur au courant de dclenchement\nde la protection de surcharge du transformateur. [Voir chapitre IV 2.2.] Puis on calcule le rapport ; le plus lev.\n: Lintensit de courant\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE partir de la relation suivante : , on prend , et on recalcule ;\nEnsuite en dduit le Mais si le\nTranche Transformateur: gale\nOn prend la temporisation de la protection de la tranche Transformateur , On a : Ensuite en dduit le Mais si le partir de la relation suivante : , on prend donc :\nEt on recalcule Pour assurer la slectivit entre ces protections, on doit vrifier que le chaque dpart est infrieur , si on trouve le contraire on prend : , et on recalcule le courant de mise en travail de la protection de dpart partir de lexpression suivante : de\n1.3. Protection homopolaire Lorsque le courant de rglage de la protection homopolaire dpasse les seuils de rglage admissibles [chapitre III1.1], la protection homopolaire ampremtrique classique devient insuffisante. On peut remplacer cette protection par une protection directionnelle de courant rsiduel. Lutilisation de la protection directionnelle de courant rsiduel (67N) sur les dparts MT permet de rduire les seuils de dtection des dfauts homopolaires, puisquelle ne tient pas compte du capacitif du rseau. Par cette solution, on peut liminer les dclenchements inutiles sur les dfauts semi permanent, avec un investissement nul, puisque il suffit pour installer la 67N sur les dparts MT, dactiver llment directionnel du courant rsiduel sur les relais AREVA P142 dj existant dans les dparts MT.\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE 1.3.1. Caractristique de dfaut homopolaire\nPour dterminer le rglage de la 67N sur les dparts, il est ncessaire de dterminer la caractristique de dfaut ; la position du courant rsiduel dans le dpart MT en dfaut ( ceux dans les dparts MT sains ( ) en fonction de la tension rsiduelle ( . ), et\nPour un dfaut phase terre, le courant capacitif dans le dpart sain scrit sous la forme suivante :\nFigure 4-5 : Rpartition des courants homopolaires lors dun dfaut phase terre. Daprs lannexe I-2 : On pose: ;\nEn cas o le capacitif dans la ligne est ngligeable on aura : Donc : do\nPour un rseau ayant le neutre rsistant, la valeur max que peut atteindre le courant capacitif total des dparts sains RIYAHI&BAALI est : EEP/EMI\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE Donc :\nEn cas o le neutre est isol on aura : On a :\nFigure 4-6 : Caractristique de dfaut homopolaire. 1.3.2. Mode de polarisation du relais AREVA P142 Le relais directionnel est polaris par la tension rsiduelle du jeu de barre MT, il est aliment par un TC tore entourant les trois phases.\nFigure 4-7 : Nouveau schema de protection aprs insertion de la 67N.\nLa tension rsiduelle est normalement dphase de 180 par rapport lintensit du courant rsiduel. Cest pourquoi les quipements maximum de courant terre directionnelle sont polariss partir de la grandeur " automatiquement intgr dans lquipement P142 . ". Ce dcalage de phase de 180 est\nZone de dclenchement aval\nZone de dclenchement amont\nFigure 4-8 : Caractristique de rglage de la protection directionnelle de courant rsiduel RCA est l'angle caractristique du relais ou langle directionnel, cest l'angle dont il faut dplacer laxe caractristique par rapport la tension de polarisation du relais pour obtenir la sensibilit maximale du relais .\n1.3.3. Rglages assigns : Seuil de courant : On doit choisir le seuil le plus faible possible, puisque le courant capacitif nest pas pris en compte par le relais directionnel, mais on doit tenir compte dans ce choix de la sensibilit et la prcision des TC et du relais. Pour question de fiabilit ; on prfre utiliser cette protection pour dtecter les dfauts franc et dutiliser une autre protection spciale pour dtecter les dfauts trs rsistant. (EPATR) On peut choisir un seuil de 6A, ce seuil permet de dtecter les dfauts rsistant de lordre de .\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE Seuil de tension :\nDes tensions rsiduelles de faibles valeurs peuvent exister dans des conditions normales de rseau en raison des dsquilibres de ce rseau, des imprcisions du TT, des tolrances de lquipement, etc. pour ces raisons le relais dispose dun seuil rglable par lutilisateur,\nqui doit tre dpass pour que la fonction maximum de courant terre directionnelle soit oprationnelle. Le rglage du seuil de tension rsiduelle doit tre cohrent avec le seuil du courant et la valeur de limpdance homopolaire du rseau. On peut choisir : [annexe I-2]\nLa zone de dclenchement : Le rglage de laxe de sensibilit maximale est dfini en fonction de largument de limpdance homopolaire du rseau. Langle caractristique RCA doit tre choisit de faon ce que la zone de dfaut soit contenue dans la zone de dclenchement du relais avec une marge de scurit. Daprs la caractristique dun dfaut homopolaire, langle caractristique optimal permettant dobtenir la sensibilit maximale du relais est 45. Temps de dclenchement : Courbe de dclenchement temps constant gal 0.8s. La protection directionnelle doit intervenir avant la protection de terre rsistante, ce quest bien vrifi, puisque la courbe de dclenchement de la protection 67N se trouve au dessous de celle de la terre rsistante. [Annexe IV-4]\nLes autres protections homopolaires du poste HT/MT peuvent tre rgles non directionnelles : Protection Arrive Liaison Courant de rglage Temps 1.5s 2s Action Pas de renclenchement Pas de renclenchement\nTableau 4-2 : Le nouveau rglage propos des protections homopolaire de liaison et de larrive.\n1.4. Rupture du conducteur :\nDans cette partie on va dterminer les paramtres de rglage dune protection contre la rupture des conducteurs (le seuil de dclenchement, et la temporisation.); afin damliorer la sensibilit du plan de protection. 1.4.1. Seuil de dclenchement : Les dfauts sries (rupture de conducteur) ne crent pas une augmentation de courant sur le rseau, ils ne peuvent donc pas tre dtects par des protections ampremtriques. Par contre ils produisent un courant de dfaut inverse important qui peut tre dtect, et utiliser pour dclencher une protection maximum dintensit. Mais lorsque la ligne est peut charge la protection courant inverse ne peut pas fonctionner correctement, puisque le courant inverse lors dun dfaut sera trs proche et mme infrieur au dsquilibre en rgime permanent pleine charge. Les relais AREVA P142 permettent de mesurer le rapport qui offre une meilleur\nsensibilit et prcision que la mesure du courant inverse, puisque ce rapport a lavantage dtre constant quelque soit le courant de charge : [annexe1-5] Conducteurs la terre ct charge : En module :\n- Conducteurs sans contact avec la terre ct poste source :\nLors dun dfaut srie : Proche du transformateur : on pose que et que : \nRupture dans le rseau :\nDonc pour dtecter les deux dfauts on peut choisir\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE 1.4.2. Rglage de la temporisation :\nDsquilibre d au courant de court circuit : Dfaut phase-terre : Dfaut biphas terre : Dfaut triphas terre : On remarque que lors dun dfaut phase terre ou biphas le rapport de est suprieur\n; si le dfaut est franc\n0.5, donc la protection contre les dfauts sries (rupture de conducteur) dtecte les dfauts disolement. Une rupture dun conducteur est un dfaut permanent qui ncessite un dclenchement dfinitif, donc afin dviter un dclenchement intempestive de la protection de rupture de conducteur sur un dfaut disolement, qui a une forte chance dtre un dfaut fugitif, surtout dans les rseaux ariens, la temporisation associe cette protection doit tre suprieur au . temps de dclenchement des protections contre les dfauts disolement ;\nMais dans le cas dune rupture de conducteur sans contact avec la terre, la protection de terre rsistante de dpart en dfaut dtecte un courant homopolaire gal au courant capacitif de dpart :\nFigure 4-10 : Modlisation de la circulati on du courant capacitif lors dune rupture de conducteur. Donc la temporisation doit en mme temps tre infrieur au temps de dclenchement de la protection de terre rsistante correspond li ntensit de courant capacitif du dpart le RIYAHI&BAALI EEP/EMI\nplus lev. Daprs lannexe IV-5 le courant capacitif du dpart le plus lev est gal 80A, pour cette intensit la protection de terre rsistante individuelle dclenchera 3.87s. Donc on peut prendre , afin dtre plus rapide que la protection de terre rsistante lorsquil sagit dun dfaut srie, et en mme temps pour laisser le temps aux protections contres les courant de court circuit dagir sur un dfaut disolement.\n1.4.3. Rglage de la protection sur le relais AREVA P142 : Les relais AREVA P142 contient un lment de protection mesurant le rapport entre le courant inverse et le courant direct ( ) qui permet la dtection des dfauts sries.\nCette protection sera installe au niveau de chaque dpart, elle sera rgle comme suit : . La temporisation associe au rapport est rgle 3.5s.\n1.5. La protection diffrentielle du transformateur (87T) La protection des transformateurs HT/MT est assure dans la totalit des postes HT/MT relevant de lAD Casa par les lments classiques prsents pr cdemment. Actuellement le seul poste HT/MT dot dune protection diffrentielle (87T) est le poste NOUACEUR Cette fonction est assure grce au relais numrique AREVA KBCH 120. Malheureusement, la 87T reste encore en veille cause des difficults au niveau de son rglage. On prsente dans ce paragraphe les diffrents rglages ncessaires pour un bon fonctionnement de la fonction diffrentielle. Le schma de raccordement du relais est prsent sur l Annexe IV-5 . Il est rappeler que la 87T tablie un ordre de dclenchement aux deux disjoncteurs embrassant le transformateur( T et Q).\n1.5.1. Caractristiques de fonctionnement La fonction diffrentielle pourcentage de la KBCH 120 prsente une caractristique pourcentage deux pentes afin dassu rer une sensibilit aux dfauts internes ainsi quune stabilit en condition de dfaut traversant important.\nFigure 4-11 : caractristique pourcentage du relais KBCH 1.5.2. Les rglages ncessaires\nFigure 4-12 : menue rglage du relais KBCH 120 Dans le menu rglage du relais KBCH 120 un ensemble de rglages sont indispensables pour son bon fonctionnement, savoir : [S1 [S1 [S1 [S1 [S1 [S1 Liaisons Fn] : Rapport TC HT] : Rapport TC BT1] : Rattr rap HT] : Rattr coupl HT] : Rattr rap BT1] : Activation de la fonction diffrentielle ; Rapport des TC cot HT ; Rapport des TC cot MT ; Rattrapage du rapport cot HT ; Rattrapage du couplage cot HT ; Rattrapage du rapport cot MT ; EEP/EMI\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE Rattrapage du rapport cot MT ; seuil bas ; seuil haut .\n[S1 Rattr coupl MT] : [S1 Id>] : [S1 Id>>] :\n1.5.2.1.Rattrapage de rapport Pour assurer le bon fonctionnement de llment diffrentiel, il est important quen conditions de charge et de dfaut traversant, les courants dans llment diffrentiel du relais squilibrent. Dans de nombreux cas, les valeurs nominales primaires des TC cot HT et MT ne correspondront pas exactement aux courants nominaux de lenroulement du transformateur. Dans les systmes traditionnels, ce rattrapage peut tre ralis par lemploi de TC intercalaires externes. Pour les protections numriques KBCH 120, on intgre sous forme de logiciel, des TC intercalaires pour sassurer que les signaux arrivant dans lalgorithme diffrentiel sont corrects. 1.5.2.2.Rattrapage du couplage et filtrage du courant homopolaire Pour compenser un ventuel dcalage de phase entre deux enroulements dun transformateur, il faut raliser un rattrapage de couplage. Habituellement, ce rattrapage est assur par des TCs intercalaires physiques externes, convenablement connects, avec le mme couplage que ceux du transformateur de puissance. Dans les postes de distribution HT/MT de lONE, le couplage des transformateurs de puissance est de type Yyn0. Alors le dphasage dans le transformateur est de 0 o, donc le rattrapage de couplage nest plus ncessaire. Par contre, vue le rgime du neutre adopt (neutre la terre de lenroulement MT, et neutre du primaire isol) , un dfaut de terre externe de la zone protge, engendre la circulation dun courant homopolaire dans les TCs de lenroulement MT, ce qui peut entrainer le fonctionnement intempestif du relais. Il est indispensable de dassurer un filtrage du courant homopolaire au niveau de lenroulement MT. En effet, la KBCH 120 assure le filtrage du courant homopolaire en logiciel laide dun pige courant homopolaire appel Ydy0.\nFigure 4-12 : rattrapage de couplage pour un transformateur HT/MT Yyn0 [ Document constructeur AREVA KBCH 120-130-140] 1.5.2.3.Les rglages prconiss pour le cas de NOUACEUR : Les donnes sur les Transformateurs du poste NOUACEUR ncessaires pour le rglage sont : S = 40 MVA , U1n= 63KV , U2n = 24KV , couplage : Yyn0 Rapport TC cot HT : 400/5A Rapport TC cot MT : 1200/5A I1n = I2n = = 366,6 A = 962,3A\nRattrapage rapport cot HT : Rattrapage rapport MT :\nRattrapage de couplage cot HT : Yy0 Rattrapage de couplage cot MT : Ydy0\n1.5.2.4.Rglage du seuil bas (Id>): Le rglage choisi dpend de la valeur du courant diffrentiel qui peut exister dans les conditions normales de fonctionnement du au : courant de magntisation des transformateurs (TCs et transformateur de puissance). Changement de prise du transformateur de puissance.\nOn choisi le rglage prconis par le constructeur : Id> = 0,2 p.u 1.5.2.5.Rglage du seuil haut (Id>>): Le seuil haut instantan (Id>>) permet une limination plus rapide pour les dfauts internes sveres.\nPlage de rglage 0,1 0,5 p.u 5 20 p.u\nRglage recommand 0,2 p.u 10 p.u\nId > Id > >\n2. Amlioration du plan de protection lors de la marche parallle 2.1. Dfauts homopolaire 2.1.1. Automatisation de sectionneur du neutre Comme indiqu dans le chapitre 3, si le transformateur ayant le neutre la terre dclenche .Il est ncessaire de fermer le sectionneur du neutre de lautre transformateur afin de dtecter les dfauts homopolaires. Lautomatisation du sectionneur du neutre permet de rsoudre ce problme en fermant le sectionneur du neutre du transformateur qutait isol dune manire systmatique.\n2.1.1.1.Logique de commande La commande des sectionneurs est ralise base de ltat des disjoncteurs de larrive et , puisque tout dclenchement du transformateur Tr1 (respectivement Tr2) est ralis (respectivement )\nSi on donne la priorit au sectionneur S1 du neutre du Tr1, en disant que si les deux transformateurs fonctionnent en parallle alors S1 est ferm, S2 est ouvert. Table de vrit : Table de Karnaugh :\n1 0 0 1 X X 1 1 1 0 1\nDonc si on adopte cette solution, un seul sectionneur sera automatis ( ) ce qui reprsente un gain conomique. Mais cela signifie que Tr1 sera le plus sollicit par les dfauts homopolaires, ce qui peut diminuer considrablement sa dure de vie .Cela est prouv par une\nanalyse de lhuile des transformateurs dun poste HT/MT de lONE qui a montr que la dure de vie du transformateur ayant le neutre la terre est plus faible que celui ayant le neutre isol. Donc on doit prvoir un commutateur rester ferm si les deux transformateurs qui permet de choisir le sectionneur qui doit marchent en parallle, afin de repartir les\nsollicitations dues aux dfauts homopolaires sur les deux transformateurs.\nTable de vrit : 0\n0 0 0 0 1 1 1 1 0 0 1 1 0 0 1 1 0 1 0 1 0 1 0 1 X X 1 0 X X 1 1 X 1 X 1 X 1 X 0 00 01 11 10 X X 0 1 X X 1 1\nTable de Karnaugh : 1\n2.1.1.2.Schma de puissance et de commande Le Schma de puissance et de commande des moteurs commandant les sectionneurs des neutres est prsent sur lAnnexe IV-6. Un catalogue constructeur prsentant les caractristiques dun sectionneur motoris Est sur l Annexe IV-7 2.1.1.3.Rentabilit de la solution : Actuellement ,les sectionneurs des neutres sont manipuls manuellement par les agents de lONE .Donc il y a un temps mort ou le rseau se trouve neutre isol ,la dtection des dfauts monophas nest plus assur. Donc le rseau fonctionne en prsence du dfaut. Cette situation saggrave encore dans le cas des postes non gardienns ou un agent doit se d placer pour revenir la situation normale. Les dangers probables lorsque le neutre est isol sont lis la scurit des personnes et du matriel. La non dtection des dfauts monophas peut mettre en pril des vies humaines. Le transformateur se trouve assujetti des contraintes lectrodynamiques qui risque de mettre en danger ce composant vital du poste HT/MT.\nLa surtension qui apparait sur le rseau se trouve assujetti des surtensions qui risquent de mettre en danger les composantes du rseau MT. Lautomatisation du sectionneur du neutre ncessite un investissement li au :\nPrix des deux sectionneurs motoriss ; Prix dinstallation de maintenance; 2.1.2. Protection directionnelle de courant rsiduel sur les arrives MT : Pour complter cette solution on doit mettre une protection directionnelle de courant\nrsiduel sur les arrives MT, pour couper le courant de dfaut provoqu par un dfaut sur la liaison entre le transformateur est le jeu de barres MT. [Figure 3-3] On a Or: Donc : Soit et la tension rsiduelle, et Cas extrme : Si on nglige leffet capacitif du rseau : Si : Donc langle optimal entre la tension de polarisation et laxe caractristique est et ) et et\n; dphasage entre le courant rsiduel de la tranche en dfaut donc :\nFigure 4-13 : Caractristique dun dfaut homopolaire affectant la liaison entre le transfo et le jeu de barres MT.\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE Consigne de rglage :\nRCA=45 ; Seuil de courant : 1.2*6A ; Seuil de tension : (voir annexe impdance homopolaire de dfaut)\nZone de dclenchement amont.\n2.2. Dfauts entre phases : Un dfaut sur larrive dun transformateur provoque la circulation de deux courants de dfauts et , qui peuvent dclencher intempestivement la tranche saine, par\nconsquence les dparts vont se trouver sans alimentation.\nFigure 4-14: Modlisation de la circulation du courant lors dun dfaut polyphass sur la liaison.\nDonc pour viter cela, seulement les disjoncteurs 'regarder vers' lamont du jeu de barres MT. 2.2.1. Caractristique de dfaut La figure ci-dessous reprsente, la zone des courants circuits triphass et biphass par rapport\nqui doivent dclencher. Pour\nraliser cela, on ajoute aux arrives MT une protection directionnelle phase (67) rgle pour\n(phase 2) de courant de courts\ndaprs lannexe IV-8\nFigure 4-15 : Caractristique du courant la phase 2 de la tranche transfo sain lors dun dfaut polyphass sur la tranche transfo.\n2.2.2. Mode de polarisation de la 67 sur la tranche arrive Le relais directionnel est polaris par les tensions composes du jeu de barre MT , il est aliment par les trois TC de calibre 1200/5 plac sur larrive MT .\nFigure 4-16 : Polarisation de la 67. Phase de protection Phase 1 Phase 2 Phase 3 Tableau 4-3: Tension de polarisation dune protection de courant de phase directionnel. La protection 67 est active si les deux conditions suivantes sont ralises : - Le courant de phase est suprieur au seuil de rglage ; Courant de fonctionnement Tension de polarisation\nLa phase du courant par rapport la tension de polarisation est dans la zone de dclenchement. Axe caractristique\nFigure 4-17 : Caractristique de rglage de la 67. (Relais P124)\n2.2.3. Rglage assign Le seuil de dclenchement : puisque le relais ne voit pas le courant de charge, on peut rgler 87% de . ; on peut prendre\nLangle caractristique :\nZone de dclenchement : le relais est rgl sur la zone de dclenchement amont. Temporisation : Le temps de dclenchement de cette protection doit tre inferieur celui de la protection ampremtrique de larrive MT (utilise contre les dfauts avals) correspond au courant : , Afin dviter un dclenchement intempestive de cette dernir e sur un dfaut amont. Donc : ;\nFigure 4-18: Caractristique de rglage la 67 installe dans la tranche arrive contre les dfauts polyphass affectant lamont du jeu de barres MT .\n3. Amlioration de la qualit de service\n3.1. Introduction Les clients sont devenus de plus en plus exigeants concernant la qualit de lnergie lectrique. Dans cette optique, lONE doit mener des actions permettant la rduction des cots lis la perte de continuit de service et la non qualit. Pour rsoudre les problmes causs par le taux lev des dfauts mondiaux (par exemple lEDF) : Solution1 : Le disjoncteur shunt ; Solution 2 : Le neutre compens. Par la suite ,on tudiera les deux varits pour en tirer la mieux adapte au rseau de distribution MT de lONE. Une tude de rentabilit savre ncessaire pour appuyer ltude technique de la solution retenue. 3.2. Solution1 3.2.1. Description du disjoncteur shunt Le disjoncteur Shunt est un disjoncteur quon dispose sur le jeu de barres, il est commun tous les dparts du poste source. Il est constitu de trois lments unipolaires indpendants. Quand un dfaut homopolaire apparat, le ple correspondant du disjoncteur shunt court-circuite la phase en dfaut et la terre pendant un temps trs bref (0,15 seconde). RIYAHI&BAALI EEP/EMI fugitifs [chapitre III3.2], deux solutions actuellement prconis par les distributeurs dnergie\nLensemble est pilot par un automatisme coordonn avec les renclencheurs des dparts MT. Ses caractristiques lectriques sont celles des disjoncteurs de ligne MT.\nFigure 4-19: Pole dun Disjoncteur shunt Siemens.  3.2.2. Principe de fonctionnement Normalement ouvert, le disjoncteur shunt fonctionne ples spars de la manire suivante : A lapparition dun dfaut phase-terre, le slecteur de phase identifie la phase en dfaut ; si ce dfaut donne lieu la circulation dun courant suprieur une limite rglable (courant de dmarrage In) , le slecteur donne lordre au disjoncteur -shunt de fermer le pole correspondant la phase en dfaut. Celle-ci est alors potentielle nul par rapport la terre pendant 0.15 s environ, temps suffisant pour teindre les dfauts monophass fugitifs.\nFigure 4-20: disjoncteur shunt mont sur le jeu de barre du poste HT/MT.  3.2.3. Les critres de fonctionnement du disjoncteur shunt Pour dtecter un dfaut monophas sur un rseau dont le neutre est mis la terre par une impdance, on peut surveiller le courant ou la tension homopolaire. En pratique, la dtection des dfauts est ralise par une mesure du courant dans le circuit de mise la terre du neutre MT. La phase en dfaut est dtermine par un systme de balance voltmtrique alimente par les tensions du transformateur correspondant. En effet, le rseau de distribution peut tre sollicit plusieurs types de dfaut. Des rgles gnrales doivent tre respectes par le disjoncteur shunt pour assurer un bon fonctionnement : -Un dfaut monophas provoque le fonctionnement dune seule balance. Le ple correspondant peut shunter le dfaut. -Un dfaut biphas la terre provoque le fonctionnement de deux balances. Le disjoncteur shunt est verrouill. -Un dfaut triphas la terre ne provoque aucun fonctionnement de balance. Le disjoncteur shunt est verrouill. -Lorsquun dfaut polyphas isol de la terre affecte le rseau, le disjoncteur shunt est verrouill. 3.2.4. Problmes techniques lis la solution1 La solution du disjoncteur shunt prsente des inconvnients srieux au point de vue technique.\nEn effet, Lors du shuntage de la phase avarie, les phases saines sont ports la tension compose, augmentant ainsi le risque damorage la terre de lune entre -elles. Ce qui engendre des frais supplmentaires lis la maintenance du rseau. En plus, On peut rencontrer des cas o le disjoncteur shunt participe la cration dun court-circuit polyphas .Ils sont dus essentiellement un disfonctionnement au niveau du matriel : Lautomatisme de commande dtecte un dfaut sur la mauvaise phase et donne l ordre de fermeture au ple qui nest pas concern par le dfaut. Fermeture simultanes de deux ou trois ples par la dfaillance du dispositif de commande. Durant la fermeture du ple apparat un deuxime dfaut sur une autre phase. En plus des problmes prcdents, dautres contraintes lies au fonctionnement normal peuvent avoir lieu. Daprs son principe de fonctionnement, le disjoncteur shunt cre un court -circuit franc au niveau du jeu de barre lors de lapparition de tous dfauts monophass. le tr ansformateur et le jeu de barre se trouvent assujetti des efforts lectrodynamiques pouvant mettre en pril ces deux composants central du poste HT/MT . Pour toutes ces raisons ,on a jug que la solution du disjoncteur shunt nest pas rentable comme solution face au dfauts fugitifs . 3.3.Solution 2 3.3.1. Principe de fonctionnement Le neutre est reli la terre via une inductance L D ,le courant inductif de la bobine ID passe travers cette dernire et peut compenser la contribution du courant capacitif du rseau dans le courant de dfaut la terre.\n3.3.1.1.Mise en quation\nFigure 4-21 : Schma dun dfaut monophas dans un rseau compens.  D aprs la figure precedent, lexpression du courant du dfaut: IF = I 1 + I 2 + I 3 + I D = j[ CE (-2E1 + E2 + E3) + IF = 3j E 1 [ C E dextinction darc est exactement gale : ] ]\nCette relation montre que le courant de dfaut est gale zro, quand la bobine\nCeci est justifi par la figure, qui reprsente un circuit schmatique en composantes symtriques et qui est utilis dans lanalyse des procds pour les structures asymtriques ou pour le fonctionnement dun rseau triphas. Jusqu prsent, il a t suppos que les quipements sont sans pertes. M ais le courant de dfaut contient un courant rsiduel actif dtermin par les pertes ohmiques de la bobine et les drivations transversales des circuits du rseau. Donc mme lorsque la bobine de Peterson ralise laccord avec le capacitif du rseau ,il y a une composante active qui circule dans le dfaut. 3.3.1.2.Systme daccord Autrefois, pour accorder la bobine dextinction, les exploitants mesuraient la tension homopolaire laide dun voltmtre raccord sur un enroulement auxiliaire de la bobine. Par des manuvres successives, ils recherchaient la prise qui leur donnait la tension la plus grande.\nLes caractristiques lectriques du rseau dpendant de la topologie du rseau, toute manuvre dexploitation tait alors suivie dun rglage de la bobine sur sit e par un agent dexploitation. Aujourdhui, les dispositifs modernes utilisent un artifice automatique qui permet dexciter limpdance homopolaire du rseau en injectant un courant partir dun gnrateur appartenant lquipement. Par rglage de linductance de lInjecteur de Courant (IC), il permet deffectuer dune manire autonome les corrections ncessaires au dsaccord ventuel de limpdance homopolaire du rseau. Priodiquement le dispositif manoeuvre lIC et observe la manire dont varie la tension homopolaire. Il comporte donc un tage de mesure accord la frquence industrielle. Lexcursion de rglage prend fin lorsque les conditions dun compromis sont runies. Ces fonctions sont assures par une liaison srie analogique reliant lIC au dispositif daccord . 3.3.2. Changement au niveau du plan de protection : 3.3.2.1. Relais de protection : Le passage au rgime du neutre compens sur les rseaux MT rend inefficaces les protections homopolaire ampremtriques actuelles. Do la ncessit dutiliser une protection wattmtrique homopolaire (PWH), qui offre plus de sensibilit. 3.3.2.2.Caractristique de dfaut Caractristique de dfaut : Daprs la partie du Chapitre IV1.3.1 on a :\nFigure 4-22 : Puissance rsiduelle lors dun dfaut homopolaire.\nCHAPITRE IV On a:\nOn remarque dans le cas dun dfaut homopolaire, la puissance homopolaire dans le dpart en dfaut est ngative ( nulle. 3.3.2.3.Consignes de rglages de la PWH: P142 PWH dclenchement sur seuil de puissance rsiduelle, elle mesure la puissance rsiduelle partir de courant rsiduel et de la tension rsiduelle. Si on suppose que le relais est polaris par la tension ( . Le rglage de la puissance correspond au : O : : Angle entre la tension de polarisation (Vr) et le courant rsiduel. : Angle caractristique du relais ( ) Seuil de courant : Si le rseau est parfaitement compens, le courant de dfaut dpend seulement de la rsistance de dfaut, puisque lquipement est aliment par un TC tore, on peut prendre un seuil gal 1A. Mais il convient de remarquer que dans la plupart des situations, le rseau nest pas parfaitement compens et un faible niveau de courant de dfaut peut alors circuler, ainsi si on tient compte du courant de dsquilibre, un rglage typique peut donc tre de lordre de 5A. Seuil de puissance: Daprs le chapitre 3.4 du B 61 -22, On retient en moyenne un rglage de la PWH 0,4 W (BT), qui correspond une sensibilit de l'ordre de 5 A 10 A. Langle caractristique : Lquipement doit tre appliqu de telle sorte que sa direction avale soit oriente vers le dpart de ligne protger, donc La temporisation : La courbe de dclenchement temps constant. ), par contre pour le dpart sain elle est presque\nFigure 4-23: Caractristique de rglage la PWH sur les dparts MT.\n3.3.3. Etude de rentabilit du neutre compens : 3.3.3.1. Les postes concernes :\nOn recommande le remplacement de la rsistance de limitation par la bobine de Peterson pour les postes dont on a jug prioritaire. Les postes concerns sont : Tit Mellil Ouled Azzouz. Bouskoura\nCes postes sont marqus par lampleur des dfauts fugitifs qui ont affect leurs rseaux ariens, et aussi par la prsence des clients industriels sur le territoire desservie par eux. 3.3.3.2. Les investissements ncessaires :\nLa mise en place du neutre compens sur les postes prcdent ncessite les ressources suivantes : Une bobine de Peterson [Annexe IV-9] : Le prix dune bobine de Peterson marque 2H Energy = 120KDH Chaque poste sera quip de deux bobine de Peterson, donc un prix globale de : 120*6 = 720 KDH La protection wattmtrique homopolaire peut est assure par le relais AREVA P142. Ce relais est dj install sur les postes Ouled Azzouz et Bouskoura . Quant au poste Tit Mellil, tant quip par une technologie statique, on doit prvoir une protection wattmtrique pour chaque dpart (7) et chaque tranche arrive (2).\nLe prix de chaque quipement est estim : 50 KDH (frais dinstallation inclus) Pour les TC alimentant les relais, on exploite les TC tore de la protection contre les dfaut rsistant dj install . Les frais total sont estims alors de : 50 * ( 7 + 2) = 450 KDH On estime la dure de vie du matriel stale sur 10 ans. Investissement total (annuel) = ( 720 + 450 )/10 = 117 KDH 3.3.3.3. Le gain estim Le gain estim suite lapplication du neutre compens est la somme de plusieurs facteurs, savoir : Elimination des dfauts fugitifs : le neutre compens permet de transformer les dfauts monophass en dfaut auto extincteur. Cela diminue le nombre de fonctionnement du renclencheur surtout pour les dfauts fugitifs. Parmi les industries les plus influences par les microcoupures on trouve les chanes compltes de fabrication en continu dont le procd ne tolre aucun arrt temporaire dun lment de la chane (imprimerie, sidrurgie, papeterie, ptrochimie), Limpact financier (par ex. sur la productivit) est plus difficilement quantifiable. Les clients MT sont grs par lAgence de Distribution de Casa, le nombre des clients MT relevant de lAD/CASA a atteint 1174 fin fvrier 2007. Durant lan 2007, lAD Casa reu 10 rclamations dont 9 concernant les microcoupures. Les dgats sont estims de : 1800 KDH Cette somme est rembourse par lONE ( via lassurance). Scurit des personnes : la vie des personnes na pas de prix. La rsistance du neutre remplace retournera au stock .Elle sera monte dans un poste HT/MT o la qualit de fourniture ne reprsente pas un souci majeur (zone ou il ny a pas dactivit industrielle). 3.3.3.4. Le bnfice total par poste :\nBnfice total = Gain total - Investissement total = 1800 - 117 = 1783 KDH Le neutre compens savre donc potentiellement rentable.\n4. Logiciel RNPP : Afin de faciliter la manipulation, la gestion, ainsi que le rglage des protections du plan de protection des rseaux MT de lONE, dont on a apport des amliorations, on a dvelopp une application appel RNPP , permettant le calcul des R glages des protections du Nouveau Plan de Protection.\n4.1. Les outils de programmation\nLa ralisation de cette application a ncessit la combinaison de deux logiciels : le Visuel Basic 6.0 et lAccess. On a utilis le Visuel Basic pour programmer une interface graphique qui permet une utilisation simple et fluide du programme, ainsi on a utilis lAccess comme base de donnes pour stocker et grer les donnes et les rsultats des rglages. 4.2. Linterface du logiciel Linterface du logiciel prsente une image simplifie dun nouveau poste 60/22KV ONE, elle est compose : Dun schma dtaill dun poste HT/MT. Dun menu gnral permettant laccs chaque poste HT/MT du rseau MT. Indicateur de ltat des disjoncteurs du poste en exploitation actuelle. Blocs : o TC & TT o Protection. o Transformateur. o Rgime du neutre.\nFigure 4-24 : Interface graphique du logiciel R RIYAHI&BAALI EEP/EMI\n4.3. Les fonctionnalits du logiciel Le logiciel RNPP propose lutilisateur une interface graphique assurant plusieurs fonctions lui permettent la gestion et le stockage des : - Rglages des protections du rseau MT. - Rapports des TC et TT - Caractristiques des cbles MT. - La structure et les caractristiques des postes HT/MT installs dans le rseau de distribution MT. Ainsi le logiciel permet le calcul du : Rglage de certaines protections. Limpdance homopolaire de dfaut homopolaire, et le courant capacitif propre de chaque dpart MT. Le courant de court circuit minimal de chaque dpart MT.\n4.4. Exemple de calcul Poste NOUACEUR On calcul les rglages des protections de la tranche du poste NOUACEUR, qui alimente le rseau souterrain. [Annexe IV-10] 4.4.1. Prparation de base de donnes Jeu de barres HT Tension (KV) 60 Pccmin (MVA) 333,33 ucc (%) 12,08 RT () 0,01 Transformateur Sn (MVA) 40 (KVA) 24 Nombre de dparts MT 4\n4.4.2. Calcul prliminaire Calcul du capacitif : Dpart SAPINO1 SAPINO2 TECHNOP-1 longueur (m) 10862 23902 105 2552 5946 1920 2604 3598 Type PRC-AL-R150 PRC-AL-R150 PRC-AL-R120 PRC-AL-R150 PRC-CU-R120 PRC-AL-R120 PRC-AL-R150 PRC-CU-R120\nAmlioration du plan de protection du rseau de distribution MT de lONE En utilisant le bloc Capacitif du dpart on trouve les rsultats suivants : Dpart\nSAPINO1 SAPINO2 TECHNOP-1 TECHNOP-2\n(A) 29,90 65,81 22,23 13,87\nca ( 2,50 5,5 1,86 1,16\nZh () 36,3 37 36,2 36\nPour calculer le courant de court circuit minimal de chaque dpart MT, on utilise lossature du rseau souterrain reprsente dans lannexe IV-11. DEPART NOUACEUR-SAPINO 1 NOUACEUR-SAPINO 2 NOUACEUR TECHNOPOLE 1 NOUACEUR TECHNOPOLE 2 Arrive MT Tranche Transformateur (A) 821,706 821,706 2515,458 3222,966 3867,559 4641,071 TMS 0,086 0,086 0,145 0,145 0,170 0,283 Courant de mise en travail (A) 390,000 390,000 718,589 718,589 1561,298 1560,000\n4.4.3. Rglage des protections 4.4.3.1.Protection dparts MT\nCes rglages sont communs entre tous les dparts.\nDfauts entre phases : DEPART NOUACEUR-SAPINO 1 NOUACEUR-SAPINO 2 NOUACEUR TECHNOPOLE 1 NOUACEUR TECHNOPOLE 2 4.4.3.2.Protection Arrive MT : Courbe seuil (A) CEI Inv Normale 0,086 CEI Inv Normale 0,086 CEI Inv Normale 0,145 CEI Inv Normale 0,145 TMS 390,000 390,000 718,589 718,589\n4.4.3.3.Protection Tranche transformateur :\nA travers cette partie on a propos des solutions permettant damliorer et de renforcer lactuel plan de protection du rseau MT de distribution relevant de lAD Casa, tout en essayant de montrer leur rentabilit et justifier linvesti ssement dans ces solutions. Les solutions quon a propos pour lamlioration du plan de protection, ne demande pas un investissement, puisque les quipements de protection actuels installs dans la plupart des postes HT/MT intgrent des fonctionnalits permettant la mise en place de ces solutions telles que : Limage thermique. Directionnel de courant rsiduel. Directionnel de courant de phase. Rupture du conducteur.\nLinvestissement dans lautomatisati on du sectionneur du neutre est justifiable par rapport au gain quelle va apporter, puisque un dfaut homopolaire non dtect prsente un danger pour les personnes (en cas de dclenchement de transformateur ayant le neutre la terre). Ainsi les surtensions non coules vers la terre peuvent dtruire les matriels MT, et renforcer la probabilit dun second dfaut. La protection diffrentielle reprsente un intrt majeur pour la protection du transformateur de puissance contre les dfauts internes. En plus son prix ne reprsente que 1% du prix du transformateur de puissance ( 40 MVA) . Une tude technico-conomique indique que ladoption dun neutre compens apporte un gain considrable en matire dlimination des microcoupures et la scurit des personnes.\nDans le cadre de ce projet de fin dtudes, notre travail consiste en ltude et la dtermination des limitations du plan de protection actuel du rseau de distribution MT de lONE Casablanca. Pour aboutir des solutions permettant damliorer sa fiabilit et son efficacit face aux limitations dtectes. Une analyse de ltat actuel du plan de protection de distribution MT de lONE Casablanca montre que la technologie numrique est la plus utilise (83% de poste HT/MT) , par contre les fonctionnalits offertes par les protections numriques ne sont pas bien exploites et cause des limitations dans le plan de protection. Des nouvelles fonctions de protection sont alors proposes pour renforcer le plan de protection actuel. Ce tableau rsume les solutions proposes. Dfaut\nSeuil lev Slectivit chronomtrique Temps de\nDclenchement dfinitif par protection terre rsistante Temps de dclenchement lev (rapidit)\nProtection directionnelle homopolaire sur les dparts MT Courbe temps inverse (type A) -Image thermique.\n-Logique de dlestage pour transformateur.\nNon dtect par les protections installes\n-Dsquilibre dans les rseaux clients. -La scurit des personnes.\nMise en place dune protection contre la rupture du conducteur.\nLa marche parallle des transformateurs impose au plan de protection de faire face des situations dlicates savoir :\nDclenchement du transformateur ayant le neutre la terre, le rseau devient sans protection homopolaire. Dfaut homopolaire sur les arrives MT ; peut engendrer le dclenchement de la tranche saine.\nDfauts entre phases sur la tranche transformateur cause un dclenchement intempestif des arrives MT.\nGrce des solutions techniques, on a pu surmonter les problmes que pose ce type de fonctionnement au plan de protection travers: Lautomatisation de sectionneur du neutre. Lutilisation dune protection directionnelle homopolaire (67N) sur les arrives MT.\nLutilisation dune protection directionnelle de courant de phase (67) sur les arrives MT. Lamlioration de la qualit de service a fait lobjet de notre rflexion. De ce fait, aprs\nune tude statistique sur les dfauts fugitifs affectant le rseau de distribution MT et ces consquences. On a jug ncessaire de traiter ce problme p ar lutilisation du neutre compens. Une tude technico-conomique montre la rentabilit et la faisabilit des solutions proposes. Le gain apport concerne : le renforcement du niveau de scurit des personnes et des biens; la diminution de lnergie non vendue. Notre travail a aboutis la ralisation dune application informatique (logiciel RNPP) permettant la gestion et le calcul des rglages des nouvelles protections introduites dans le cadre de lamlioration du plan de protection actuel.\nFinalement, nous recommandons la mise en application des amliorations proposes dans notre projet. Ils doivent tre accompagns dun suivi pour valuer leur impact sur le plan de protection .\n Site officiel de lONE www.one.org.ma\n Rseaux de distribution Structure et planification Philippe CARRIVE techniques de lingnieur D4210.  Rseaux de distribution Introduction Alain DOULET techniques de lingnieur\nD4200.  Plan de protection des rseaux HTA B61.21 document ralis par STE d'EDF GDF\nSERVICES Edition 1994.  Guide de la protection MERLIN GERIN\n Protection des rseaux par le systme de slectivit logique F.Sautriau Cahiers techniques. .  Protection des rseaux HTA industriels et tertiaires Andr SASTRE Cahier\ntechnique 174.  Guide des protections des rseaux industriels DESA/RSE 02 888 608/B  Site officiel de Siemens www.siemens.com  Rglage du dispositif de commande dun disjoncteur shunt B61.22 EDF  La pratique du rgime de neutre Michel LAMBERT  Le traitement du point neutre dans les rseaux MT Pr. Edmund HANDSCHIN et Dieter KONIG Revue REE N2 Fvrier 1996.  Rglage des protections Protection des rseaux MT Guide technique de la distribution B.61-25 E.D.F.  Protections de Dpart Ligne & Cble Guide Technique MiCOM P142/P142/P143  Cours acadmique machines lectriques Dr. CHERKAOUI EMI/EEP/2007.\nDescription de lunit daccueil\n1. L'ONE, premier distributeur du pays : Actuellement, l'organisation du secteur de l'nergie lectrique s'articule autour de l'ONE qui en est le principal oprateur. En effet, l'Office se positionne en tant qu'unique acheteur d'nergie lectrique auprs des divers producteurs et il assure galement le dispatching de l'nergie produite au niveau des distributeurs nationaux (figure 1-1). Quant la distribution, elle est caractrise par une organisation partage. En effet, les grandes agglomrations telles que Rabat, Casablanca, Tanger, Ttouan, Fs, Marrakech, Mekns, El Jadida, Safi, Larache ou encore Knitra sont desservies par des oprateurs locaux de distribution. Dans la plupart des cas, il s'agit de rgies autonomes intercommunales de distribution d'eau et d'lectricit, mais aussi d'oprateurs privs. Donc la distribution de l'nergie lectrique est assure : Soit directement par l'ONE, notamment en zones rurales et dans quelques centres urbains ; Soit par des Rgies de Distribution qui sont au nombre de 7 Rgies, places sous la tutelle du Ministre de l'Intrieur ; soit en gestion dlgue dans les villes de Casablanca, Rabat, Tanger et Ttouan qui est assure par des oprateurs privs (Lydec, Redal et Amendis). Pour desservir sa clientle rpartie travers tout le pays, l'ONE s'appuie sur un large rseau de distribution en plein dveloppement qui connat une croissance importante grce notamment au programme de gnralisation de l'accs l'lectricit au monde rural (programme PERG).en effet, dans son primtre d'intervention, l'ONE dispose d'un rseau d'une longueur totale de plus de 182 300 km de lignes MT/BT .\nFigure 1-1 Lnergie lectrique au Maroc\n2. les ventes de lnergie lectrique : A fin dcembre 2007, les ventes dnergie lectrique se sont leves 20540 GWh, soit une volution de lordre de 6,7% par rapport 2006 due essentiellement laccroissement des ventes de la clientle basse tension. Cette croissance est particulirement marque dans les zones o la distribution est assure par lONE qui ont enregistr une augm entation de la demande de 10% . La progression commerciale se reflte aussi au niveau du portefeuille clients de lONE qui a connu durant la mme anne, toutes catgories confondues, une augmentation du nombre de clients de 8,9%, due principalement laugmentation des clients ruraux. Ce qui porte le nombre total des clients de lONE plus de 3,5 millions fin 2007. Les ventes dnergie sont rparties hauteur de 46% aux distributeurs, 38,3% aux ventes directes de lONE et 16,6% aux clients grands comptes de lOffice aliments en trs haute tension et haute tension.\nLe chiffre daffaires de lONE au titre de lanne 2007, sest lev 17milliards de dirhams, soit une hausse de 8,9% par rapport 2006.\nFigure 1-2 :Distribution des ventes dlectricit de lONE anne 2007 \nCaractristiques des transformateurs de puissance des postes HT/MT de LAD Casa Anne de Poste\n12,15 11,68 11,7 11,81 12,26 11,74 11,86 12,36\nYnyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0 Ynyn0\n21 21 21 23 21 21 21 21 21 21 21 21\n42,5 42,5 42,5 42,5 12,8 12,8 12,7 12,7 12,7 42,5 42,5 42,5\nNEXANS NEXANS NEXANS NEXANS NEXANS NEXANS NEXANS NEXANS GETRA GETRA NEXANS NEXANS\n2001 1995 2006 2006 2001 2001 2003 2004 2005 2005 2004 2004\nSchma type dun automatisme de permutation \nFonctionnement normal Lors d'un dfaut dans la zone du transformateur HT/MT n 1 et aprs fonctionnement des protections correspondantes, qui mettent hors tension le transformateur, l'APT n 1 va successivement provoquer les actions suivantes : Envoi l'APT n 2 de l'ordre de fermeture du disjoncteur HT transformateur n 2 ; Aprs une temporisation (environ 10 s), envoi l'APT n 2 de l'ordre de fermeture de l'arrive MT n 2 et de fermeture du disjoncteur de couplage (sil existe). Ces squences permettent de couvrir les diffrentes configurations du poste, selon que l'alimentation du poste au moment du dfaut se fait par un ou deux transformateurs fonctionnant sparment. NB : LAPT est verrouill par les dfauts de terre rsistante et par le fonctionnement de la protection ampremtrique au niveau de larrive MT du transformateur. \nCalcul de On pose: On a : = =\nDonc : est la somme des trois courant de phase du dpart en dfaut. On sait que : Avec : ID courant de dfaut ICD courant capacitif rsiduel du dpart en dfaut\nDonc : En plus : Avec : =\nIC Le courant capacitif rsiduel total :\nAlors : Or : = donc :\nDonc : On pose :\nest la somme des trois courant de phase de dpart sain. On a : Calcul du courant de dfaut ID: On a : ID = I N + IC Avec : Le courant de dfaut et est alors compos du capacitif du rseau et du courant dans le neutre.\nDonc : Alors :\nExemple poste NOUACEUR :\nDEPART NOUACEUR-BOUSKOURA NOUACEUR-TIT MELLIL NOUACEUR-MEDIOUNA NOUACEUR-SAPINO 1 NOUACEUR-SAPINO 2 1,00118182 1,0024651 1,00110796 1,00123992 1,00314314\nNOUACEUR TECHNOPOLE 1 1,00744253 NOUACEUR TECHNOPOLE 2 1,00758585 NOUACEUR-POLE URBAIN 1 1,0094269 NOUACEUR-POLE URBAIN 2 1,01022232\nOn distingue deux types de dfaut de rupture de conducteur : Conducteurs la terre ct charge :\nSoit un rseau MT avec conducteur la terre du cot de poste MT/BT. On suppose que la valeur de la capacit homopolaire soit ngligeable, ce dfaut peut tre modlis par le schma suivant :\nOn suppose que limpdance de dfaut Daprs Les composantes symtriques : V1= V2=a V3=a + + +a +\n(V1 + aV2+aV3) = (V1 + aV2+aV3) = (V1 + V2+V3)\nOn a : V 1= E V3 = aE V2=0 (cot charge) On a: , , V1 = (1+ a) V1 = (1+ a) V1\nOn nglige limpdance de transformateur MT/BT devant celle de la charge Z, on pose z limpdance de la charge ramene cot MT.\nDonc les impdances directe, inverse et homopolaire cot charge sont : ; le neutre MT du transformateur est isol de la terre.\nI1= I2=a I3=a\n+a + + a +\nConducteurs sans contact avec la terre ct poste source :\nSoit un rseau MT avec une rupture dune ligne arien (phase1) sans contact avec la terre. On suppose que la valeur de la capacit homopolaire soit ngligeable, et que la source est symtrique ; Ei = Eh =0. Ce dfaut peut tre modlis par le schma suivant :\nOn dduit que :\nExemple : ouverture de la phase 1 du sectionneur tte de ligne ; on prend : et\n(Courant de court circuit biphas) Courant de court circuit biphas\nLa caractristique thermique dun cble : Elle dfinit le temps pour lequel le cble peut supporter le courant de surcharge sans dtrioration, elle peut tre approche par la formule suivante :\nGuide Technique P14x/FR M/A44\n: Temps admissible de la surcharge. : Constante de temps dchauffement. : Courant de phase le plus lev ; courant admissible. : Valeur nominale du courant pleine charge ; courant de dclenchement. : Constante : Courant de rgime avant lapplication de la surcharge. (min) Cble arien Jeu de barres 25-50 70-120 Cble souterrain 150 185 240 300 10 60 10 15 25 25 40 40 Les valeurs de la constante . La caractristique thermique du transformateur : Pour les transformateurs immergs dans lhuile on utilise une caractristique thermique deux constantes de temps, dfinit comme suit : 22KV Limite section 100 mm (Cu) ou 150mm (Al)\nAvec : Constante de temps dchauffement et de refroidissement des enroulements du transformateur. : Constante de temps dchauffement et de refroidissement de lhuile isolante.\nLa courbe de surcharge dun transformateur immerg pour une surcharge journalire daprs CEI 76 est donne par la figure suivante :\nLa courbe de surcharge dun transformateur immerg (CEI 60076) Exemple : Pour un transformateur immerg charg toute l'anne 80 % on lit sur la courbe correspondant au coefficient 0,8 une surcharge journalire admissible d'environ 120 % pendant 4 heures ou encore, 135 % pendant 2 heures.\nCode ANSI: 49- Protection de surcharge ou relais thermique 50- Protection maximum de courant instantane 50N - Protection maximum de courant instantane de neutre 51- Protection maximum de courant temporise ( temps constant ou inverse ) 51N - Protection maximum de courant de neutre temporise ( temps constant ou inverse ) 59- Protection maximum de tension de phases 64- Protection contre les dfauts la masse ( masse cuve , terre rsistante ) 67- Protection maximum de courant directionnelle de phases temporise 67N- Protection maximum de courant directionnelle de neutre temporise 79- Renclencheur monophas ou triphas 81- Relais de frquence ( minimum ou maximum ) 87 T- Protection diffrentielle transformateur 95- Relais Buchholz\nTableau : Les valeurs de la constante K. [NF C 15 100]\nTemps portant le conducteur sa temprature admissible (s) Poste Section Cu 75 Bouskoura 120 150 75 sidi Maarouf 120 150 75 120 150 75 120 150 75 120 150 75 120 150 1,75 5,05 8,15 1,97 5,05 7,90 2,04 5,22 8,15 1,57 4,02 6,28 1,68 4,31 6,74 2,11 5,41 8,46 1 transfo Al 0,76 1,94 3,03 0,85 2,18 3,41 0,88 2,25 3,52 0,68 1,74 2,71 0,73 1,86 2,91 0,91 2,34 3,65 Cu 1,63 4,16 6,50 1,73 4,43 6,92 1,76 4,51 7,04 1,54 3,93 6,14 1,59 4,08 6,37 1,80 4,60 7,18 2 transfos Al 0,70 1,80 2,81 0,75 1,91 2,99 0,76 1,95 3,04 0,66 1,70 2,65 0,69 1,76 2,75 0,78 1,99 3,10\nTableau : Temps portant le conducteur sa temprature admissible (s)\nStatistique des dfauts fugitifs entre le 1/1/2007 et 1/3/2009 des lignes ariennes\nnombre fugitif semi-permanent permanent total\nCourbe A selon CEI : La courbe CEI temps inverse (courbe A), il reprsente la caractristique temporelle de dclenchement dune protection maximum de courant temps dpendant.\n: Coefficient multiplicateur du temps. (Pour la P142 entre 0.025 et 1.2) : Courant mesur : Courant de mise de mise en travail. Cette courbe passe temps constant des courants suprieurs .\nLa caractristique de rinitialisation est seulement temps indpendant (tRESET), Le temps indpendant peut tre rgl zro (comme spcifi dans la norme CEI).\nCourbe TR (EPATR B) : Cette reprsente la caractristique temporelle de dclenchement dune protection contre les dfauts homopolaires trs rsistants. Equation : Pour I allant de 0.5A 200A (MT). Pour I suprieur 200A (MT)\nmultiplicateur de temps rglables de 0.025 1.2 avec un pas de 0.025. (TMS = 0.2 correspond la courbe ONE EPATR B) Courant (en A MT) 432 0.655 800 1\nLe corps du renferme deux flotteurs qui peuvent pivoter et commander ainsi les contacts mercure c1 et c2. Ces deux (ou contacts sur\ndemande) chacun un circuit. Le circuit du contact c1 actionne un signal d'alarme. Le circuit du contact c2 actionne le dispositif de\ndclenchement. Figure : Schma de principe du relais Buchholz\nLe relais Buchholz protge toujours le transformateur en cas de fuite du dilectrique condition toutefois qu'elle se manifeste au-dessous du relais.\nLes Mesures prendre en cas de fonctionnement du relais Buchholz : Premier cas : Le signal d'alarme a fonctionn seul, dans ce cas, il convient dliminer le transformateur en passant sa charge sur une autre unit. Le dilectrique tant de l'huile, il est ncessaire de dterminer la nature des gaz enferms dans le petit rcipient au-dessus du relais: Si les gaz dans le relais sont ininflammables, on peut remettre en service lunit aprs les avoir expuls l'aide du robinet purgeur. Si les gaz sont inflammables. Cela peut provenir d'un dfaut interne grave. Le transformateur ne doit pas alors tre remis en service. Les gaz recueillis doivent alors tre analyss. Lanalyse des gaz dissous dans l'huile ou recueillis au Buchholz permet de prciser le diagnostic porter sur le transformateur. Deuxime cas : Le signal dclenchement a fonctionn : Dans ce cas le transformateur doit rester isol car un dfaut grave sest produit lintrieur et les dispositions doivent tre prises pour le localiser.\nCourant de rglage des protections homopolaires\nNombre de dparts\nNature de rseau arien arien arien arien arien arien arien arien arien arien Souterrain arien arien arien arien arien arien Souterrain arien arien arien arien arien arien arien arien arien arien arien\nCourant de rglage 36 60 40 36 100 100 110 40 100 40 110 36 40 100 36 36 40 36 36 40 55 55 40 36 60 36 55 36 36\nBOUSKOURA DEROUA NOUACEUR Mediouna TIT MELLIL AL KHOUZAMA DOMAINE ROYAL OULED AZZOUZ NASSIM BOUSKOURA ZONE INDUSTRIELLE Y2 RMEL LAHLAL SIDI MAAROUF Y6 NASSIM Y7 JOUALLA Y10 DAR BOUAZZA Y12 SIDI MAAROUF Y3 NOUACEUR BOUSKOURA Y4 ILOT CIVIL Y6 SOTHEMA Y9 PIB 2 Y2 DAR SRIDJ Y9 NOUACEUR Y4 AV TIT MELLIL Y7 EL GARA Y6 MEDIOUNA TIT MELLIL Y10 DAR SRIDJ Y8 Z. INDUSTRIELLE Y2 ANASSI Y11 AV TIT MELLIL ZENATA SALAM 1 SALAM 2\nLes relais MiCOM P142 disposent de multiples fonctions permettant une adaptation facile, ils conviennent aux applications ncessitant une protection maximum de courant phase et terre.\nFigure : Vue de face du relais P142\nParmi les fonctions de protection assures par le Les relais MiCOM P142, on trouve : Fonction Code AINSI Protection triphase maximum de courant non67/50/51 directionnelle/directionnelle (50N/51N) Protection contre les dfauts la terre, gammes standard et sensible (67N) (64) Maximum de courant inverse 46 Protection minimum de tension 27 Protection maximum de tension 59 Maximum de tension rsiduelle 59N Protection minimum de frquence Protection maximum de frquence Logique de rupture de conducteur Surcharge thermique 49 Maximum de courant rgulation de tension Protection maximum de tension inverse Renclencheur (4 cycles) 79 Dfaillance de disjoncteur 50BF\nCette logique est utilise uniquement dans le poste NOUACEUR : Elle exploite le 1er seuil de llment MAX I, pour dlester les dparts MT en fonction de leur priorit, llment MAX I est aliment par le courant de larrive du transformateur par lintermdiaire dun TC. Commande Arrive MT :\nSeuil de dclenchement Sortie La sortie est connecte chaque dpart.\nDlestage dpart: On rserve une entre pour recevoir le signal de dlestage interne, ce signal est temporis selon la priorit du dpart ; plus que le dpart est important (alimente des clients importants) plus que la temporisation est grande.\nRelais donnant au disjoncteur dpart\nSignal : seuil de dclenchement par surcharge\nRglage : Seuil de dclenchement gal transformateur. (1200A); le courant nominal du\nPriorit (temporisation en s)\n30 60 60 Rseau souterrain 180 210 240 90 120 Rseau arien 150 210\n1. SAPINO1 2. POLE URBAIN1 6. TECHNOPOLE 2 4. POLE URBAIN2 3.TECHNOPOLE 1 5. SAPINO2 TIT MELLIL DEROUA MEDIOUNA BOUSKOURA\n6.613 1.385 19.73 0.4 12.805 10.455 2.12\nLEditeur PSL (Schmas Logiques Programmables) est un outil graphique de visualisation et d'dition d'quations boolennes, il permet de se raccorder au port en face avant du priphrique MiCOM P142, de rapatrier et d'diter ses fichiers de schmas logiques programmables et de lui renvoyer le fichier modifi. Symboles logiques : La barre d'outils ci-dessous fournit des icnes permettant de positionner chaque type d'lment logique dans le schma PSL.\nCre une liaison entre deux symboles logiques. Cre un signal d'entre logique. Cre un signal d'entre. Cre un signal de sortie. Cre un signal d'entre vers la logique devant recevoir un message GOOSE UCA 2.0 mis par un autre IED. Cre un signal de sortie depuis la logique devant mettre un message GOOSE UCA 2.0 vers un autre IED. Cre un signal d'entre vers la logique devant recevoir un message InterMiCOM mis par un autre IED. Cre un signal de sortie depuis la logique devant mettre un message InterMiCOM vers un autre IED. Cre un signal d'entre vers la logique pouvant tre actionne par un ordre externe. Cre un signal de contact : A travers ces sorties que le relais P142 donne les ordres de dclenchement disjoncteurs. aux\nCre un conditionneur de contact. Cre un oprateur ET. Cre un oprateur OU. Cre une temporisation.\nPick-up : retarder le signal pour raliser la logique (temporisation)\nANNEXE IV-7 Caractristiques techniques :\nConforme la norme CEI 62271-102 Ur = 24 kV , Ir =1250 A Commande manuelle et motorise. Sectionneur ouverture verticale coupure dans l'air. Pression des contacts assure par ressorts. Bras constitus de couteaux en cuivre, continus et entretoiss. Chssis en tle acier plie et galvanise. Sectionneur unipolaire basculant dextrieur SBE pour mise la terre du neutre (marque CDCEM)\nPlan d'installation horizontale du sectionneur\nFigure : Les dfauts polyphass. Dfaut polyphas proche de la source : (A) Pour un dfaut proche de la source les tensions mesures seront affectes par le dfaut. Cas dun dfaut biphas : entre les phases 3 et 2. Les courants de dfauts : I1=0 I2= Les tensions de dfauts :\nSi on prend Alors: I2= - I3= : et V1= , V3 = V2\nDonc : V23 =0 , V31 = -V12\nDo : I2\nFigure : Caractristique dun dfaut biphas. Dfaut triphas : (C) Les courants de dfaut triphas ont les expressions suivantes : I1= I2= I3=\nFigure : Caractristique dun dfaut triphas. Les vecteurs des tensions reprsentent les tensions avant dfaut.\nDonc le dphasage entre et est gale\nDfaut polyphas loign de la source :\nLorsque le dfaut est trs loign du disjoncteur et des dispositifs de mesure de tension ; limpdance du rseau amont est ngligeable devant limpdance de rseau aval, ( .\nFigure : Dfaut biphas loign de la source. On a : (thorme de Millman) or donc :\nDe mme on trouve que : V3 =\nOn pose : On a : Donc: et or :\nFigure : Zones des courants\nde courant de courts circuits triphass et biphass par rapport\nBobine de Peterson ( Transfix groupe cahors) :\nCaractristiques : Impdance de compensation gradins, rgle au moyen dinterrupteurs sous vide, actionns par un contrle commande reli un systme dauscultation permanent du rseau.\nFonctions : - Crer un point neutre artificiel indpendant du transformateur HT/MT. - Compenser grce un accord automatique le courant capacitif rsiduel du rseau. - Permettre le fonctionnement des protections homopolaires, en assurant une valeur de courant actif suffisante dans le dfaut monophas.\nMontage interne :\nDocument formation poste ht mt\nDokumen Serupa dengan Pfe Amelioration Reseau Distribution\nLainnya Dari Mohammed Rahmani\nPopuler di Power Engineering\nGuide de Choix Des Relais de Protection\nTest N°3 - Technologie - 1ère AS (2009-2010) Mr Gharbi Jamel\nCours Etude Des Installations Électriques