Chapitre 3 : Etude de la protection différentielle de la ligne HTB 161kV Sakété 2
3.5. Etude des réglages de la ligne sakété 2
Quatre réglages sont tous configurables par l’utilisateur pour assurer une bonne protection différentielle. Cette souplesse de réglage permet de personnaliser les caractéristiques de la protection afin de l’adapter à une sensibilité et des spécifications de TC particulières. Parmi ces quatre réglages trois sont recommandés par le fabricant après certaines expériences. Ainsi nous adoptons les trois réglages suivants :
Is2 = 2,0 pu
k1 = 30%
k2 = 150%.
Ces réglages doivent donner une caractéristique de protection convenable dans la plupart des applications.
Seul le réglage Is1 reste à déterminer. La valeur de ce réglage doit être supérieure à la valeur éventuelle de l’écart entre les rapports des TC des extrémités de ligne, s’il se produit ; elle doit également prendre en compte le courant capacitif. La figure 3.4 décrit le principe du dispositif de protection de la ligne L210.
En observant le circuit montre à la figure 3.5, les valeurs de réglage pour l’élément différentiel du courant de phase peuvent être définies.
54 Figure 3.6 : Schéma de la protection
Les valeurs suivantes doivent être réglées comme suit : Is2 = 2,0 pu
k1 = 30 %
k2 = 150 % (pour une application a 2 extrémités)
Le réglage de Is1 reste à définir. Dans le cadre de notre travail nous utilisons le relais P542. Aucune possibilité de compensation du courant capacitif de la ligne n’est possible par le relais. La valeur de Is1 doit donc être réglée à 2,5 fois la valeur du courant capacitif en régime permanent.
Détermination du courant capacitif la ligne L210
Le courant capacitif d’une ligne est obtenu par la formule [8]:
Ich =U(kV)xC(µF)xωx√3
1000 𝑥𝐿
où
U représente la tension de service la ligne en kV;
C représente la capacitance linéique de la ligne en µF/km ; L la longueur de la ligne en km ;
ω représente la fréquence du courant alternatif en rad/s.
Pour U = 161 kV, CxL = 0,55232 µF, ω = 2x50xpi = 314 rad/s, on a :
55 Ich = 161x0.55232x100x3,14x√3
1000
Ich = 48,36 A
Determination de Is1 Is1 doit être supérieur à 2.5Ich D’ou Is1 > 2,5 x 48,36 A Soit Is1> 120,906 A.
Les TC de ligne ont au primaire une valeur nominale de 400 A et de 800A. Le courant de base adopté sera de 800A [9] puisque c’est ce courant qui offre le courant de seuil Is1 le plus bas. La valeur de Is1 doit donc être supérieure à 120,906/800 = 0,302 pu.
On choisit donc : Is1 = 0,4 pu.
Lorsque le courant capacitif est faible ou négligeable, le réglage d'usine par défaut de 0,2 In doit être applique.
3.6. Apport du dispositif à la qualité de l’énergie fournie et à la fiabilité du réseau La protection différentielle participe à la qualité du réseau en ce sens qu’elle permet d’isoler la portion en défaut et assure la continuité du service au client connecté au reste de la ligne.
De plus cette protection apporte un gain en terme de d’énergie puisque sa présence permet d’identifiera des poches de fuite de courant qui constituaient des sources de pertes énergétiques et un manque gagner à la société de transport.
De même du point de vue qualité sinusoïdale du courant, la protection différentielle jouera un rôle capital étant donné que les courants parasites qui s’ajouteraient au cours du transport sera constaté et des dispositions seront prises par les techniciens afin d’y pallier ou afin d’amoindrir leurs effets sur la qualité de l’énergie fournie aux clients.
56 La qualité de l’énergie fournie aux clients participe à la durabilité des équipements des clients au meilleur rendement de ceux-ci et donc une satisfaction permanente des clients du réseau.
Conclusion
Dans ce chapitre, nous avons étudié et proposé un système de protection différentielle de la ligne L210. Mais bien avant, nous avons effectué une brève présentation de la ligne à protéger. Le relais de protection proposé est le relais MiCOM P542. Grâce à ce relais la ligne L210 pourra être préservée des défauts différentiels. Nous avons également étudié les différents réglages nécessaires à la mise en œuvre de ce dispositif pour assurer la protection parfaite de la ligne L210.
57
Conclusion générale
58 Un réseau électrique est un système complexe constitué d’éléments passifs et d’éléments actifs (composants, matériels et équipements électriques) qui s’influencent mutuellement. Le fonctionnement du système dans le temps et dans l’espace est le résultat de toutes ces interactions, conformément aux lois de l’électricité. Etant donné que la fiabilité d’un réseau électrique dépend de trois facteurs à savoir :
- Qualité de l’énergie offerte aux clients ; - Disponibilité de l’énergie dans le temps ; - Coût de maintenance réduit ;
il est important de prévoir dès la conception du réseau, les moyens nécessaires qui concourent à son exploitation aisée. Parmi ces moyens, nous citons les protections qui constituent une partie essentielle des réseaux. Compte tenu de leur architecture très complexe et très sensible, les réseaux électriques nécessitent une protection contre les différents types d’anomalies telles que les courts-circuits, les surtensions, les surintensités, les fuites de courant, …etc.
Nous avons étudié la protection différentielle du réseau haute tension 161kV reliant la ville de Cotonou à celle de Sakété passant par le Poste de Maria-Gléta. Ce type de protection est surtout intéressant contre les fuites de courant et les défauts d’isolement qui ne sont presque pas constatés par la protection de distance dans les réseaux en mettant parfois hors service la zone qui porterait un défaut ou simplement en signalant la zone de défaut pour que des mesures correctives soient prises.
La protection est réalisée par un relais, des réducteurs de tension, des réducteurs d’intensité et des coupes circuit (disjoncteurs, sectionneur,…)
Le principe de fonctionnement du relais est basé sur des mesures d’intensité de courant aux extrémités de la ligne protégée. Le relais compare les valeurs obtenues. Le résultat de cette comparaison est ensuite comparé avec les paramètres préréglés dans l’appareil avant de donner l’ordre de couper la zone qui porte le défaut. Le relais renseigne ensuite sur la position du défaut.
59 La précision dans le fonctionnement du relais dépend de l’étude des paramètres de réglage liés aux calculs d’ingénierie qui doivent être minutieusement faits avec les grandeurs propres de l’installation à protéger.
Le bon choix des paramètres de réglage de la protection assure à la fois une bonne sécurité des personnes contre les électrisations, et une parfaite sécurité des biens contre les effets destructifs des courants forts sur les câbles, lignes, jeux de barres, … etc., ainsi qu’une bonne continuité de service globale du réseau HT en isolant la partie en défaut du réseau afin de préserver le fonctionnement du reste du réseau.
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Références bibliographiques
[1] : Schneider Electric, Protection des réseaux électriques, Guide de la protection, 2003.
[2] : CHERIF Med Foudhil, CHERIF Khayr Eddine, Calcul des protections d’une ligne de transport électrique HTB 220 kV, Mémoire de Master, Université KASDI MERBAH – OUARGLA, juin 2014.
[3] : ZELLAGUI Mohamed, Étude des protections des réseaux électriques MT (30 &
10 kV), Mémoire de Master, Université MENTOURI CONSTANTINE, juillet 2010.
[4] : GRTE, Manuel de réglages des protections des réseaux SONELGAZ, aout 2004.
[5] : MICROENER, Protection des lignes aériennes HTB, Cahier Technique.
[6] : ICE, Choix des Relais de Protection, guide d’application des relais de protection.
[7] : AREVA, MiCOM P541, P542, P543, P544, P545, P546 Protections différentielles de courant, Guide technique.
[8] : Christian Puret, les réseaux de distribution publique MT dans le monde, Cahier Technique n°155, septembre 1991.
[9] : Théodore WILDI, Electrotechnique, 3ème Edition.
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Table des matières
REMERCIEMENTS ... II SIGLES & ABREVIATIONS ... III LISTE DES FIGURES ET TABLEAU ... V RESUME ... VI ABSTRACT ... VI SOMMAIRE ... VII
INTRODUCTION GENERALE ...1
PREMIERE PARTIE : STRUCTURE D’ACCUEIL ET DEROULEMENT DU STAGE ...3
Chapitre 1 : Structure d’accueil et déroulement du stage ...4
1.1. Présentation de la CEB ...4
1.1.1. Structure organisationnelle ...4
1.1.2. Organigramme de la DRTB ...6
1.1.3. Clients et fournisseurs de la CEB ...7
1.1.3.1. Les fournisseurs de la CEB ...7
1.1.3.2. Les clients de la CEB ...7
1.1.4. Infrastructures de production d’énergie électrique ...8
1.1.4.1. Infrastructures de production au TOGO ...8
1.1.4.2. Infrastructures de production au Bénin ...8
1.1.5. Infrastructures de transport de l’énergie électrique ...9
1.1.5.1. Infrastructures de transport au TOGO ...9
1.1.5.2. Infrastructures de transport au BENIN ...9
1.1.6. Présentation du réseau de transport de la CEB ... 10
1.1.6.1. Schéma synoptique du réseau interconnecté de la CEB ... 10
1.1.6.2. Schéma unifilaire du poste de Vèdoko ... 12
1.2. Déroulement du stage ... 13
1.2.1. Présentation de la DRTB ... 13
1.2.2. Organigramme de la DRTB ... 14
1.2.3. Travaux effectués ... 15
62
1.2.3.1. Travaux effectués au sein de la division exploitation ... 15
1.2.3.2 Travaux effectués au sein de la division lignes ... 16
1.2.3.3. Travaux effectués au sein de la Division Appareillage, Contrôle Electrique et Télécommunications (DACET) ... 19
1.2.4. Constats et suggestions apportées ... 20
DEUXIEME PARTIE : PRESENTATION DU PROJET ... 21
1. Problématique... 22
2. Objectif ... 22
3. Résultat attendu ... 23
Chapitre 2 : Généralités sur la protection des lignes aériennes HTB ... 24
Introduction ... 24
2.1. Le concept de protection des réseaux électriques ... 24
2.1.1. La définition du système de protection ... 24
2.1.2. Détermination des réglages des unités de protection ... 25
2.2. Les défauts ... 26
2.2.1. Les différents types de défauts ... 26
2.2.2. La détection des défauts ... 27
2.2.4. Les anomalies sur les réseaux électriques ... 28
2.3. Différents types de protection des lignes de transport ... 29
2.3.1. Protection de distance ... 29
2.3.1.2. Réglage de démarrage ... 30
2.3.2. La protection différentielle ... 32
2.3.2.1. Avantages et inconvénients ... 33
2.3.2.2. Comparaison des deux principes de stabilisation ... 33
Conclusion ... 34
Chapitre 3 : Etude de la protection différentielle de la ligne HTB 161kV Sakété 2 ... 35
Introduction ... 35
3.1. Présentation et description de la ligne ... 35
3.2. Protections ... 35
3.2.1. Protection existante sur la ligne ... 35
3.2.2. Protection complémentaire proposée ... 35
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3.3. Etude et description du dispositif proposé [7] ... 36
3.3.1. Présentation de l’équipement... 37
3.3.2. Logiciels de l'équipement ... 38
3.3.2.1. Système d'exploitation en temps réel ... 38
3.3.2.2. Logiciel de supervision ... 38
3.3.2.3. Logiciel de plate-forme ... 38
3.3.2.4. Logiciel applicatif de protection et de contrôle ... 39
3.3.3. Description du matériel ... 39
3.3.3.1. Carte processeur ... 39
3.3.3.2. Carte coprocesseur ... 40
3.3.3.3. Bus (limande) de communication interne ... 41
3.3.3.4. Module d'entrée ... 41
3.3.3.5. Carte de transformateurs ... 42
3.3.3.6. Carte d'entrée ... 42
3.3.3.7. Module d'alimentation (contient les contacts de sortie) ... 43
3.3.3.8. Carte d'alimentation électrique (inclus l'interface de communication EIA(RS) 485) ... 43
3.3.3.9. Carte de relais de sortie ... 44
3.3.3.10. Carte IRIG-B ... 45
3.3.3.11. Seconde carte de communication arrière ... 45
3.3.3.12. Carte Ethernet ... 46
3.3.4. Disposition mécanique ... 47
3.3.5. Caractéristiques de la protection différentielle de phase ... 48
3.5. Etude des réglages de la ligne sakété 2 ... 53
3.6. Apport du dispositif à la qualité de l’énergie fournie et a la fiabilité du reseau….55 Conclusion ... 56
CONCLUSION GENERALE ... 57
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ... 60
TABLE DES MATIERES ... 61