Nos respectables professeurs

Dédicace

Nous dédions ce travail à :

Nos chers parents

Pour tous leurs sacrifices, leur bienveillance à notre succès, et leur soutien moral.

Pour leur aide, durant toute la période de nos études.

Que ce travail soit la preuve de notre éternelle reconnaissance, amour et respect.

Nos frères

En témoignage de l’affection et de tout l’amour qui nous unit. Pour leur soutien moral et leur aide tout le long de nos études et qu’ils trouvent dans ce travail l’expression de

notre profond respect.

Nos familles et nos amis

Pour leur soutien,

Leur reconnaissance et leur affection.

Nos encadrants

Pour leur aide et leur accompagnement qui nous ont permis de mener à bien notre projet.

Nos respectables professeurs

Qui nous ont tant formés pour être à la hauteur de représenter notre honorable école

Remerciement

Au terme de ce travail de projet de fin d’études, nous tenons à exprimer nos sincères gratitudes et notre profonde reconnaissance à toutes les personnes qui ont contribué à la réalisation de ce travail dans les meilleures conditions.

Nous voudrons remercier en particulier, le chef de département du Poste Ligne & Pôle Fabrication (PLPF), M. Chahbaoui de nous avoir accordé un stage aussi intéressant au sein de sa direction. Nous remercions également nos encadrants externes M. El Khalfi Abdelmadjid, M.fares Omar et M.DAMOU Hamza de l’encadrement de notre travail, leur disponibilité et leurs conseils pertinents.

Nous exprimons nos vifs remerciements à M.Tachafine, notre encadrant à L’EHTP, pour l’attention qu’il nous a accordé, son appui et son soutien.

Nous tenons aussi à remercier tous nos collègues à SPIE Maroc de leur aide technique, et particulièrement, M.Hajbi, M.Hammadi, M.Skhoune, les membres du bureau d’étude, le chef de service M.El HANKARI Nouredine ainsi que tout le personnel du département.

Au corps professoral du département Génie Electrique pour les efforts qu’ils fournissent pour nous procurer une formation solide digne d’un ingénieur de l’avenir.

A toute personne ayant contribuée de près ou de loin à la réussite de ce travail Merci.

Table des matières

Dédicace ... 1

Remerciement ... 2

Résumé ... 9

Abstract... 10

Introduction générale ... 11

Présentation de SPIE Maroc ... 12

Présentation du projet et du cahier des charges ... 17

Partie I : Étude et dimensionnement des ouvrages électriques HT et MT du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JORF ... 20

Chapitre I- Réseau de la mise à la terre et régimes du neutre ... 21

1- Généralités : ... 21

2- Définitions ... 22

3- Circuit de mise à la terre du poste PJ-TPP : ... 22

Chapitre II- Dimensionnement des connexions HTB/HTA ... 28

1- Calcul de la section théorique S1 (par le courant d’emploi Ib) : ... 29

2- Calcul de la section S2 de tenue au court-circuit: ... 30

3- Calcul de la section thermique S3 de l’écran de câble: ... 31

4- Vérification de la chute de tension: ... 32

5- Vérification de l’effet couronne : ... 32

6- Choix de la section finale : ... 33

Chapitre III- Calcul des courants de court-circuit ... 34

1- Définition : ... 34

2- Hypothèses de calcul de courant de court-circuit : ... 36

3- Méthode de calcul des courants de court-circuit maximaux : ... 36

4- Modélisation du réseau électrique du poste par la méthode des impédances : ... 38

Chapitre IV- Dimensionnement des jeux de barres HT/MT ... 40

1- Introduction : ... 40

2- Jeu de barres HT : ... 40

3- Jeu de barres MT : ... 44

Chapitre V- Dimensionnement des réducteurs de mesures ... 47

1- Introduction : ... 47

2- Dimensionnement des transformateurs de courant TC : ... 47

3- Dimensionnement des transformateurs de tension (TT) : ... 50

Chapitre VI- Plan de protection ... 54

1- Introduction : ... 54

2- Fonctions de protection : ... 54

3- Les relais de protections : ... 54

4- Réglage des protections : ... 56

5- réglages de protections : ... 61

Chapitre VII- Etude de sélectivité ... 70

1- Généralité : ... 70

2- Etude de sélectivité du poste : ... 70

Partite II : Étude de l’installation basse tension du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JHORF ... 75

Introduction générale ... 76

Chapitre I-Dimensionnement des chargeurs et batteries ... 77

1- Hypothèse de dimensionnement des chargeurs et batteries : ... 77

2- Méthodologie de calcul ... 78

3- Bilan de puissance et dimensionnement de la batterie de l’armoire 127Vcc ... 78

4- Bilan de puissance et dimensionnement de la batterie de l’armoire 48Vcc 79 Chapitre II-Dimensionnement des transformateurs des services auxiliaires et dimensionnement des canalisations ... 80

1- Dimensionnement des transformateurs des services auxiliaires : ... 80

2- Dimensionnement des canalisations :... 80

3- Dimensionnement des jeux de barres ... 84

4- Calcul des courants de court-circuit. ... 84

Chapitre III- Choix des équipements de protection ... 86

1- Introduction ... 86

2- La sélectivité... 87

Chapitre IV- Estimation du coût ... 88

1- Phase de l’appel d’offres ... 88

2- Phase d’estimation du coût de la solution technique ... 89

3- Estimation des Coûts : ... 89

Conclusion générale ... 93

Bibliographie ... 94

ANNEXES ... 95

ANNEXE HT-1 ... 96

ANNEXE HT-2 ... 107

ANNEXE HT-3 ... 111

ANNEXE BASSE TENSION -1 ... 112

ANNEXE BASSE TENSION -2 ... 118

ANNEXE BASSE TENSION -3 ... 123

ANNEXE BASSE TENSION -4 ... 127

ANNEXE BASSE TENSION-5 ... 130

ANNEXE BASSE TENSION -6 ... 134

Liste des figures

Figure 1:Organigramme SPIE MAROC ... 14

Figure 2: Organigramme du département PLFP ... 16

Figure 3:L'architecture ancienne et actuelle de la boucle 60 KV ... 17

Figure 4: Schéma explicatif du mode de fonctionnement d’alimentation de post PJ-TPP ... 19

Figure 5:Mise à la terre par conducteur de cuivre ... 21

Figure 6 : Schéma du plan Génie civil du poste PJ-TPP ... 22

Figure 7 : Schéma d’implantation du réseau de terre sous AUTOCAD ... 23

Figure 8: Détermination de la section des conducteurs de phases ... 29

Figure 9: Court- circuit triphasé ... 34

Figure 10: Court-circuit biphasé... 35

Figure 11: Court-circuit biphasé - terre ... 35

Figure 12: Court-circuit phase-terre ... 35

Figure 13: Schéma simplifié d’un réseau ... 36

Figure 14: Circuit équivalent lors d'un court-circuit triphasé ... 37

Figure 15: Modélisation du poste PJ-TPP par la méthode des impédances ... 38

Figure 16: La tension de coude en fonction du courant magnétisant ... 50

Figure 17: Schéma d’un TC et son circuit aval ... 52

Figure 18: Schéma de protection différentielle à haute impédance ... 56

Figure 19: Schéma de protection différentielle à pourcentage ... 57

Figure 20: Courbe de déclenchement de la protection différentielle ... 57

Figure 21: Principe de fonctionnement de la protection directionnelle homopolaire ... 59

Figure 22: Zone de fonctionnement des protections directionnelles de terre... 59

Figure 23: Protection de masse cuve ... 60

Figure 24: Relais Buchholz ... 61

Figure 25: Schéma unifilaire du départ et arrivé MT ... 71

Figure 26: Schéma unifilaire du transformateur de puissance ... 72

Figure 27: Schéma unifilaire de la tranche transfos et du départ 60 KV ... 73

Figure 28: Schéma unifilaire simplifié des services auxiliaires ... 76

Figure 29: Hypothèse de calcul de la batterie ... 77

Figure 30: Etude de sélectivité du JDB des auxiliaires alternatifs ... 87

Figure 31: Schéma synoptique du poste PJ-TPP (partie HT) ... 96

Figure 32: Schéma synoptique de la partie BT ... 97

Figure 33: Mode de pose –Température ambiante – Groupement des câbles... 98

Figure 34: Facteur q ... 104

Figure 35: Vérification de la section du conducteur de terre par VBA Excel... 107

Figure 36: Vérification de la tension de pas et de contact avec VBA Excel ... 107

Figure 37: Note de calcul du réseau de terre générée par VBA Excel ... 108

Figure 38: Vérification mécanique et thermique des jeux de barres avec VBA Excel ... 109

Figure 39- Note de calcul de dimensionnement des jeux de barres HT avec VBA Excel ... 110

Figure 40: Dimensionnement des Batteries et des chargeurs de batteries avec VBA Excel.. 110

Liste des tableaux

Tableau 1: comparaison entre des régimes du neutre ... 26

Tableau 2: Coefficient dépendant de la nature de l'âme ... 30

Tableau 3: Facteur K caractérisant du matériau ... 31

Tableau 4 :Erreurs maximales de courant et de déphasage en fonction de la classe de précision pour les TC utilisés pour la mesure. ... 48

Tableau 5: Récapitulatif des réducteurs de mesure ... 53

Tableau 6: Les types de relais choisis pour chaque fournisseur... 55

Tableau 7: Réglage du contrôle de synchronisme ... 66

Tableau 8: Caractéristique d'anti pompage ... 67

Tableau 9: Consommation des relais GE ... 78

Tableau 10: Les chutes de tension admissibles en courant alternatif ... 82

Tableau 11: Les chutes de tension admissibles en courant continu ... 82

Tableau 12: Choix de la section de la protection ... 83

Tableau 13: Choix de la section du neutre ... 84

Tableau 14: Types de courbes de déclenchement des disjoncteurs ... 86

Tableau 15: Estimation du coût du matériel HT ... 90

Tableau 16: Estimation du coût du matériel MT ... 91

Tableau 17: Estimation du coût du matériel contrôle commande ... 92

Tableau 18: Facteur tenant compte de la température ambiante ... 99

Tableau 19: Sections des connexions ... 99

Tableau 20 : Les distances min et max pour les différents niveaux de tension ... 100

Tableau 21: Section théorique et section thermique de tenue en court-circuit ... 101

Tableau 22: Calcul des courants de courts-circuits ... 101

Tableau 23: Facteurs Vσ et Vr ... 102

Tableau 24: Facteurs α, γ, β. ... 103

Tableau 25: Niveau de pollution ... 104

Tableau 26: Caractéristiques des isolateurs en porcelaine ... 105

Tableau 27: Module d’inertie des barres ... 106

Tableau 28: Bilan de puissance de l’armoire 127Vcc ... 112

Tableau 29: Les désignations des signalisations ... 113

Tableau 30:Bilan de puissance 48VCC ... 113

Tableau 31: Facteur de simultanéité pour les armoires de distribution ... 113

Tableau 32: Facteur d'utilisation ... 114

Tableau 33: Bilan de puissance de l’armoire alternative ... 114

Tableau 34: Les lettres de sélections ... 115

Tableau 35: Facteur de correction K1 ... 116

Tableau 36: Facteur de correction K2 ... 116

Tableau 37: Facteur de correction K3 ... 116

Tableau 38: Détermination de la section minimale ... 117

Tableau 39: choix de la section du conducteur selon le courant admissible en conditions normales dans l’armoire 220Vcc ... 118

Tableau 40: Choix de la section du conducteur selon le courant admissible en conditions

normales dans l’armoire 127Vcc ... 119

Tableau 41: choix de la section du conducteur selon le courant admissible en conditions normales dans l’armoire 48Vcc ... 120

Tableau 42: choix final des sections des circuits alternatifs 220V... 120

Tableau 43: choix final des sections des circuits continus 127Vcc ... 121

Tableau 44: Résultat des courants du court-circuit dans l’armoire 220V ... 127

Tableau 45: Résultat des courants du court-circuit dans l’armoire 48Vcc... 128

Tableau 46: Résultat des courants du court-circuit dans l’armoire 127Vcc... 128

Tableau 47: choix des disjoncteurs de l’armoire 127Vcc ... 130

Tableau 48: Choix des disjoncteurs de l’armoire 48Vcc ... 131

Tableau 49: Choix des disjoncteurs de l’armoire 220 V ... 131

Tableau 50: Sélectivité entre disjoncteur général basse tension et disjoncteurs des circuits alternatifs ... 132

Tableau 51: Sélectivité entre disjoncteur en aval et on amont du chargeur 127 VCC ... 134

Tableau 52: Sélectivité entre disjoncteur en aval et en amont du jeu de barre 48VCC ... 135

Résumé

Considérée parmi les leaders dans le domaine de réalisation et conception des installations électriques, la société SPIE Maroc propose des solutions fonctionnelles qui répondent aux attentes des clients.

La stratégie établie par la société est déterminante dans le pilotage des projets basés sur une connaissance des besoins à satisfaire et des contraintes, implique la prise en compte de l'ensemble des données, des hypothèses et de tous les éléments nécessaires à la conception et la définition des matériels.

Le présent rapport n’est autre que le fruit du travail du projet de fin d’études de quatre mois au sein de l’entreprise en question. L’accent a été mis sur la réalisation des tâches demandées par le maitre d’ouvrage du projet Maroc Phosphore à savoir, le dimensionnement des ouvrages électriques de la haute et moyenne tension, le dimensionnement des jeux de barres, l’élaboration du plan de protection accompagné de l’étude de sélectivité, le dimensionnement des câbles et protections, le dimensionnement des batteries et chargeurs alimentés à courant continu, les spécifications techniques des matériels et enfin une estimation du coût du projet.

Abstract

Considered among the leaders in the field of production and designing electrical installations, the company SPIE Maroc, offers functional solutions that meet customer expectations.

The strategy established the company, namely the rigorous management and critical in the management of projects based on knowledge of the needs and constraints, requires taking into account all data, assumptions and all the necessary elements for designing and the defining equipment.

This project reflects the result of a four-month of working with the company in question, the focus was on achieving the tasks requested by the master developer of the project Maroc Phosphore to find the sizing of the high and medium voltage electrical facilities, the size of the bus bars, development of the plan protection with the selectivity study, cable sizing and protection,the size of the batteries and chargers supplied DC, technical specifications of material and finally an estimate of the cost material of low voltage installation.

Introduction générale

Dans le cadre de la concurrence mondiale, et la grande compétitivité dans le monde industriel, les entreprises sont appelées à améliorer la qualité de leurs produits et services, elles doivent adopter une politique qui tient compte de l’évolution économique et technologique actuelle, afin de faire face efficacement aux impératifs du marché et des réglementations, aux besoins des clients mais aussi aux nécessités du développement durable.

C’est dans ce cadre que s’inscrit notreprojet de fin d’études au sein de SPIE Maroc, qui consiste entre autre à élaborer une étude de dimensionnement de tous les ouvrages électriques HTB/HTA et services auxiliaires du poste de transformation 60/ 11KV

PJ-TPP à l’OCP-JORF. Cette étude comprend une partie haute et moyenne tension ainsi qu’une partie basse tension.

La première partie comprend : le dimensionnement du circuit de mise à la terre et de choisir le régime du neutre approprié, le dimensionnement des connexions HT&MT, l’élaboration du plan de protection accompagné de l’étude de sélectivité.

La deuxième partie, consacrée à l’étude des services auxiliaires. Cette dernière a pour objectif de dimensionner les batteries et les chargeurs alimentés à courant continu, élaborer le bilan de puissance de l’installation, dimensionner les canalisations et enfin choisir les équipements de protection convenables en assurant la sélectivité.

Présentation de SPIE Maroc

Introduction :

SPIE est une société multinationale spécialisée dans plusieurs domaines. En particulier, elle est l’un des leaders dans le domaine d’électricité industrielle et tertiaire, avec près de 400 implantations dans 25 pays et 23 000 collaborateurs.

SPIE propose des services et des solutions techniques performantes qui répondent aux enjeux actuels et futurs de ses clients, qu’ils soient locaux ou internationaux.

Dans cette partie, nous allons présenter le groupe SPIE, lieu de notre stage, et ses diverses activités. Ensuite nous allons donner un aperçu sur la société d’accueil, ainsi que de son architecture interne.

Historique de SPIE Maroc :

Elle a été créée en 1900 sous le nom de la Société Parisienne pour l’Industrie des Chemins de Fer et des Tramways. En 1946, elle devient la Société Parisienne pour l’Industrie Electrique (SPIE). En 2003, cette dernière est rachetée à 100% par AMEC pour devenir, sous le nom AMEC SPIE, la branche « Europe continentale » du groupe britannique.

A partir de 2006 à nos jours AMEC SPIE devient encore une fois SPIE la Société Parisienne pour l’Industrie Electrique.

Pour l’historique de SPIE au Maroc, les dates ci-dessous représentent des événements importants dans notre territoire national :

1907 : Construction du port de Casablanca par la future SPIE Batignolles.

1942 : Création de SPIE Maroc.

1946 : Création de la « Chérifienne d’Entreprises Laurent Bouillet » 1968 : SPIE Maroc devient SPIE Batignolles Maroc.

1975 : Création d’Elecam (suite au décret de marocanisation).

1975 : Création de la société marocanisation d’entreprises Laurent Bouillet (Melb).

1999 : Acquisition par le groupe SPIE de la Marocaine d’entreprises Laurent Bouillet.

2003 : Les filiales marocaines de SPIE : Elecam et Melb deviennent filiales d’Amec SPIE.

2010: La fusion d’ELECAM et MELB pour la création de SPIE Maroc.

Ce groupe possède une répartition géographique large notamment en : - Royaume-Uni.

- Europe Continentale et Maroc.

- Amérique du Nord.

- Asie / Pacifique.

SPIE a réalisé en 2005 un chiffre d’affaires pro forma de 2 688 millions d’euros.

Domaines d’activités :

Sur chacun de ses marchés en Europe, SPIE propose à ses clients industriels, tertiaires, opérateurs et aux collectivités territoriales, une offre globale de services à valeur ajoutée associant expertise technique, compétences d'intégration et proximité.

En effet elle couvre les domaines suivants : Génie électrique :

- Réseaux extérieurs et éclairage public ; - Installations Générales d'Electricité (IGE) ; - Processus Industriel et Automatismes (PIA) ;

- Sécurité électronique et environnement des bâtiments ; - Réseaux de télécommunications.

Génie climatique et fluides :

- Tertiaire : Chauffage, Ventilation, Climatisation, Chaufferie, Protection incendie,…

- Conditionnement processus : Ventilation, Refroidissement, Filtration…

- Confort : Chauffage, Ventilation, Contrôle de l'hygrométrie, Climatisation,…

- Transport de fluides : Eau chaude, Eau glacée, Eau purifiée, Vapeur, Gaz,…

- Hospitalier : Chambres stériles, Salles d'opération, Fluides médicaux,…

Génie mécanique :

- Ensembles mécaniques, hydrauliques et pneumatiques ; - Machines statiques, robinetterie et tuyauterie ;

- Machines tournantes, compresseurs, pompes, moteurs et turbines ; - Machines et systèmes de production ;

- Appareils de levage et de manutention ; - Transfert d'unités de production ; - Usinage.

Systèmes d’information et de communications : - Réseaux d'entreprise ;

- Réseaux de ville et d'opérateurs ;

- Réseaux de sûreté et de communication (VDI, DAI, sécurité, téléphonie, GTC,…) ; - Gestion des équipements (tunnels, radio,…).

Infrastructures ferroviaires : - Voies ferrées ;

- Caténaires ; - Sous-stations ;

- Contrôle et communication ; - Systèmes électromécaniques.

Maintenance et exploitation :

- Génie électrique et automatismes ; - Génie climatique et fluides ; - Services de spécialités ; - Génie mécanique ;

- Systèmes de communications.

Au Maroc, le groupe SPIE est composé de deux unités : - SPIE Elecam.

- SPIE MELB (Marocaine d’Entreprise Laurent Bouillet).

Les activités de SPIE Maroc s’articulent sur les axes suivants : - Electricité Industrielle et Tertiaire ;

- Réseau et Télécom ; - Lignes et Postes ; - Fabrication Métallique ; - Maintenance et Exploitation ; - Génie Climatique et Fluides.

-

Organigramme de SPIEMaroc :

Dans la présente partie, nous allons présenter la filiale marocaine du groupe SPIE : SPIE Maroc, lieu de notre stage, et ses diverses activités.

SPIE est une multinationale spécialisée dans plusieurs domaines, elle est en particulier l’un des leaders dans le domaine de l’électricité industrielle et tertiaire, avec près de 400 implantations dans 25 pays et 23 000 collaborateurs. SPIE propose des services et des solutions techniques performantes qui répondent aux enjeux actuels et futurs de ses clients, qu’ils soient locaux ou internationaux.

Figure 1:Organigramme SPIE MAROC

La fiche technique se présente comme suit :

- Dénomination : SPIE Maroc (filiale de groupe SPIE) ; - Date d’immatriculation: 10 Juin 1975 ;

- Forme juridique : Société Anonyme SA ; - Identifiant Fiscal N° : 36101123 ;

- CNSS : 1958993 ;

- Directeur général : Mr. Lucien ROZEC ;

- Secteur d’activités : Electricité, mécanique, génie climatique, et autres services industriels ;

- Capital : 17 352 500 DH ;

- Chiffre d’Affaire en 2008 : 569 354 703,00 DH ;

- Siège social : route d’El Jadida, Pk 374 (par Lissasfa) Km 13,5- Commune rural Oulad Azzouz .Province de Nouaceur –Casablanca ;

- Moyens Humains : 1100 personnes ; - Certificat : ISO 9001 version 2000 ; - Téléphone : (212-522) .97.79.00;

- FAX: (212-522) .32.19.90;

- Site Web: [email protected].

Département pôle lignes et poste fabrication (PLPF) :

Notre stage s’est effectué au sein du pôle lignes et poste fabrication (PLPF) de la société SPIE Maroc et plus précisément dans le Bureau d’Etudes (B.E) de ce département qui représente l’une des piliers majeurs de l’entreprise.

Le bureau d’études est responsable de : - L’étude technique des affaires ;

- La détermination et la planification des tâches d’études ;

- L’élaboration des notes de calculs ainsi que le choix du matériel nécessaire conformément au cahier des charges et normes ;

- L’élaboration et la vérification des plans d’exécution ;

- L’assistance technique aux chargés d’affaires et aux chefs de chantiers ; - Les essais et les mises en service des installations ;

Voici ci-dessous l’organigramme du département PLPF :

Figure 2: Organigramme du département PLFP

Présentation du projet et du cahier des charges

Présentation du projet :

L’ensemble industriel Maroc Phosphore Jorf Lasfar est alimenté en énergie électrique par un réseau électrique - lui aussi alimenté à travers le poste source PGD 225 KV- composé de la boucle 60KV raccordée à l’ONE et aux Joint-ventures (IMACID, PMP, BMP) via les postes PJ0 et PJ10.

La fiabilité, la disponibilité et la souplesse d’exploitation de ce réseau doivent être assurées pour réaliser les objectifs de production dans les meilleures conditions techniques, de sécuritéet de coûts.

L'alimentation en énergie électrique de l'ensemble industriel Maroc Phosphore Jorf Lasfar et l'échange d'énergie électrique avec l'ONE sont assurés par une boucle 60kV dont l'architecture actuelle est la suivante:

Dans le cadre d’une vision stratégique de l’amélioration du fonctionnement des unités de production, le groupe OCP (Jorf Lasfar d’El-Jadida) présenté par Maroc Phosphore III et IV a opté pour procéder à l’installation de nouveau poste de transformation 60/10KV (PJ-TPP).

Figure 3:L'architecture ancienne et actuelle de la boucle 60 KV

Vu que le projet est en cours d’étude, le pôle DPLF nous a confié la tâche d’étude et dimensionnement de la totalité des équipements du poste y compris le réglage des protections.

Cahier des charges :

Maroc Phosphore du groupe OCP opère et gère le site JORF-LASFAR(JPH) qui a quatre unités de production de l’acide phosphorique et des fertilisants existantes, nommées MAROC phosphore, IMACID, PMP& BMP. Dans une nouvelle perspective le groupe OCP a décidé d’élargir son pôle de production tout en ajoutant des autres unités de production ce qui implique la nécessité d’adaptation et d’amélioration du réseau électrique.

Le travail qui nous a été demandé de réaliser, pendant une période de quatre mois, se compose des parties suivantes :

Étude et dimensionnement des ouvrages électriques HT et MT du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JORF.

- Réseau de terre ;

- Etudes de court-circuit ; - Connexion HT et MT ;

- Dimensionnement des réducteurs de mesures ; - Sélectivité.

Étude de l’installation basse tension du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JORF.

- Etudes de court-circuit ; - Canalisations ;

- Sélectivité.

Etude de contrôle commande du poste PJ-TPP 60KV/10KV à l’OCP JHORF.

- Plan de protection ;

- Réglages des relais numérique.

Présentation du poste PJ-TPP 60/10KV :

Le poste en question est alimenté à travers deux départs 60 KV, issu du PDE -225 KV, ces deux départs alimentent un jeu de barres HT, constitué d’un sectionneur de couplage d’où la structure d’un réseau double alimentation. Cette configuration est préconisée lorsqu’une bonne continuité d’alimentation est demandée ou lorsque les équipes d’exploitation et de maintenance sont peu nombreuse.

Le schéma unifilaire (voir figure 31Annexe HT-1) du poste PJ-TPP est constitué essentiellement de :

- Deux travées départs 60KV ; - Un jeu de barre 60KV ;

- Deux travées transformateur 60KV ; - Deux arrivées 10KV ;

- Un jeu de barre 10KV ; - Dix départs 10KV.

Il est aussi constitué d’une installation de services auxiliaires comportant : - Deux transformateurs de services auxiliaires (TSAs).

- Un jeu de barres alimenté en courant alternatif

- Un jeu de barres alimenté en courant continu (127Vcc)

- Un jeu de barres alimenté en courant continu (48Vcc)

Mode de fonctionnement du poste PJ-TPP :

D’après le cahier des charges, le mode de fonctionnement est décrit comme suit :

Le sectionneur SW2 est initialement fermé. Le disjoncteur CB2 est fermé alors que le disjoncteur CB3 est ouvert. Le transformateur T1 assurera le secours du transformateur T0.Pour les deux arrivés (départs) 60 KV ils peuvent jouer le rôle de départ ou arrivé en congruence avec les autres postes de transformations, comme ils peuvent secourir l’un l’autre.

Figure 4: Schéma explicatif du mode de fonctionnement d’alimentation de post PJ-TPP

Partie I :

Étude et dimensionnement des ouvrages électriques HT et MT du poste PJ-TPP

60KV/10KV à l’OCP JORF

Chapitre I- Réseau de la mise à la terre et régimes du neutre A-Réseau de mise à la terre :

1- Généralités :

La mise à la terre est l'ensemble des moyens et des mesures par lesquelles un élément d'un circuit électrique, une pièce métallique d'un équipement électrique ou une pièce conductrice placée au voisinage d'une installation électrique sont reliés à la terre. Un circuit de terre est constitué d’un ensemble des conducteurs enterrés dans le sol à une profondeur d’environ 0,8 m et reliés entre eux électriquement. En cas de court-circuit de forte intensité ou de coup de foudre, il a pour but de faciliter l’écoulement au sein du sol, des courants de défaut correspondant et de limiter les différences de potentiel transitoires.

Figure 5:Mise à la terre par conducteur de cuivre

La problématique de mise à la terre réside dans la détermination de la résistance de prise de terre, si nécessaire à sa réduction, si les valeurs des tensions admissibles sont dépassées, aussi bien la réalisation d’une liaison équipotentielle. Dans ces conditions un circuit de terre doit assurer essentiellement :

- La protection des bâtiments et des installations contre la propagation des surtensions provoquées par les défauts et les manœuvres d’appareillage.

- La compatibilité électromagnétique, c’est-à-dire la limitation des perturbations électromagnétiques.

- La sécurité des personnes et des animaux par limitation des tensions de pas et de contact à des valeurs de sécurité.

- Le fonctionnement correct du réseau d'alimentation électrique afin d'assurer une bonne qualité d'énergie.

Avant d’entamer l’élaboration de réseau de terre nous allons tout d’abord définir certains concepts que nous jugeons utile pour la compréhension de but de réseau de terre ainsi que le calcul fait.

2- Définitions

La tension de pas : est la tension entre les pieds d'une personne se tenant debout près d’un point d’injection du courant à la terre. Elle est égale à la différence de tension, donnée par la courbe de distribution de tension, entre deux points situés à différentes distances du point d’injection. Une personne peut être blessée lors d'un défaut tout simplement en se tenant debout près du point de mise à la terre.

La tension de contact : est la tension entre les mains en contact avec un objet et les pieds. Elle est égale à la différence de tension entre l'objet et le point d’appui des pieds. La tension de contact peut être d’autant plus grande que la mise à la terre de l’objet se trouve en un point éloigné. Par exemple, une grue reliée à la terre qui entre en contact avec une ligne électrique sous tension expose toute personne touchant la grue ou son câble de traction à une tension de contact proche de la tension de la ligne électrique.

Une liaison équipotentielle: est une protection permettant de garantir l'absence de potentiel électrique entre des pièces métalliques. Cela est réalisé à l'aide d'un ou plusieurs fils de terre en cuivre ou aluminium, afin de limiter les différences de potentiel.

3- Circuit de mise à la terre du poste PJ-TPP :

Pour élaborer le réseau de terre nous nous sommes basés sur le standard IEEE 80-2000, qui est un guide de sécurité pour la mise à la terre des postes. Le cahier de charge n’exige pas d’installer une grille pour le réseau de mise à la terre pour le poste PJ-TPP 60KV/11KV. (La grille est exigée pour les postes 225KV/60KV).

Dans une première étape nous avons étudié les plans AUTOCAD du poste PJ-TPP afin de localiser les différents massifs du poste comme le montre le schéma suivant :

Après, nous avons procédé au traçage du réseau de terre qui consiste à lier les différents massifs du poste tout en respectant une surface de maille inférieure à25 m² (spécifié dans le cahier des charges).

Le schéma suivant montre l’implantation sous AUTOCAD du réseau de terre :

Massifs

Les portes

Figure 6 : Schéma du plan Génie civil du poste PJ-TPP Transformateurs

Figure 7 : Schéma d’implantation du réseau de terre sous AUTOCAD

Pour avoir des surfaces conforment au cahier des charges nous avons inséré des brettèles. D’après le schéma nous avons calculé la longueur totale du réseau de la terre qu’est de 750 m.

Pour le calcul concernant le réseau de terre nous allons suivre les étapes suivantes : - Dimensionner le conducteur de mise à la terre

- Calcul de la tension de contact et de pas

- Calcul de la résistance du conducteur de mise à la terre

- Calcul du courant maximum IG qui circule dans la terre (par suite calcul de potentiel maximum de la terre (GPR))

- Comparer GPR avec la tension de contact Pour les données de base on a :

- La superficie du poste A=27,3*26=709,8 (m²) ;

- La résistivité du sol où le conducteur de mise à la terre ρ=69,18 Ω.m ; - La résistivité de la couche superficielle ρs=100 Ω.m ;

- Le temps d’élimination de défaut : tc =0,5 (s) ; - La durée de défaut : tf= 3 (s) ;

- Le ratio : 10 ;

- La profondeur du circuit de mise à la terre hs=0,8 (m) ;

- Le matériau utilisé est le cuivre dur (HARD-DRAWN). En utilisant la table 1 de la norme (IEEE Std 80-2000) nous avons :

Sabots de terre

Le puits de terre Brettèle

- Le coefficient thermique de résistivité à température de référence à 20°C αr=0 ,00381 ; - La résistivité du conducteur sous-terrain ρ_r=1,78 ;

- La température maximale admissible en °C T_m=1084 ; - La température ambiante °C Ta=50 ;

- Le coefficient de la capacité thermique en (J/(Cm³.°C)) TCAP=3,42 et K0= (1/ αr)-Tr=242;

- La longueur totale du réseau de mise à la terre LT =750m ; - La durée du courant de choc ts=0,5 (s) ;

- Le courant de court-circuit phase- terre à l’entrée du poste est : 25 KA.

Dimensionnement du conducteur de mise à la terre :

La section du conducteur de terre est donnée par la formule suivante : ^√

√ ⁾ ₎ 1) Donc la section du conducteur de mise à la terre est de 75

le cahier des charges exige un minimum de 75 mm² d’où la section retenue est de 75 mm².

Calcul de la tension de contact et de pas:

Pour calculer la tension de pas et de contact on procède par le calcul du coefficient Selon la norme on a :

⁽

)

(2)

Pour le calcul de tension de pas et de contact on a utilisé les formules concernant une personne de 70 Kg.

√

√

Calcul de la résistance de mise à la terre :

La résistance de la terre après avoir implanté le réseau de terre est donnée par la formule suivante :

(

√

(

√

))

Donc la résistance Rg=1,18>1 Ω (la valeur de la résistance doit être inférieur à 1 Ω selon la normeIEEE 80-2000).Donc il faut améliorer la résistivité de la terre par ajout de piquets ou bien ajout de sel et charbon dans le puits de terre.

Calcul du courant maximum circulant dans la terre :

Tout d’abord nous allons commencer par le calcul du facteur de division du courant de défaut Sf qu’est donné par le rapport du courant de défaut à la terre et le courant de retour à travers la résistance du neutre du transformateur de puissance.

On a: If= IN+IC+IR

I_N: le courant qui circule dans la résistance entre le neutre de l’installation et la terre.

I_C : le courant capacitif entre la phase en défaut et la terre.

IR : le courant qui circule dans la résistance de l’isolement (on le prend nul).

Or IC =3jCW*V

Dans notre cas on a une tension V= 10KV, d’où C=0,34 µF/Km.

Donc à 100 m on a C=34 nF ; W=100π.

Ce qui nous permet de conclure que I_f=I_N car I_C est de l’ordre de 100 mA.

D’où S_f=100%.

Pour le calcul du courant maximum à la terre, on procède selon la norme par le calcul du facteur de décrémentation Df.

√

(

)

Et

D’où le potentiel maximum à la terre est donné par:

A partir du résultat de l’équation (3) et de celui de l’équation (7) on constate que la valeur de la tension de contact est largement inférieure au potentiel maximum à la terre (GPR). Ainsi le réseau de terre est conforme à la norme.

Remarque :

Pour le calcul nous avons créé une Macro VBA de l’Excel afin d’automatiser le calcul. Cette Macro est basée sur l’algorithme explicité pour le calcul ci-dessus. Pour la Macro elle est présentée dans l’annexe HT-2.

B- Les régimes du neutre :

Le choix du régime du neutre est une phase primordiale dans la conception des installations électriques. Lors d'un défaut d'isolement, ou de la mise accidentelle d'une phase à la terre, les valeurs prises par les courants de défaut, les tensions de contact et les surtensions sont étroitement liées au mode de raccordement du neutre à la terre.

Dans toute installation, la continuité de service en présence d'un défaut d'isolement est également liée au régime du neutre. Un neutre isolé permet la continuité de service en basse tension et même en haute tension, tout en respectant la réglementation en vigueur sur la protection des personnes. Un neutre mis directement à la terre, ou faiblement impédant, impose au contraire un déclenchement dès l'apparition du premier défaut d'isolement.

Le choix du régime du neutre, tant en basse tension qu'en haute tension, dépend à la fois de la nature de l'installation et de celle du réseau électrique, il est également influencé par la nature des récepteurs, la continuité de service et la limitation du niveau de perturbation imposé aux équipements sensibles.

Le tableau suivant présente une comparaison entre les différents schémas de mise à la terre :

Tableau 1: comparaison entre des régimes du neutre

Régime du neutre Principe Avantages Inconvénients

Neutre isolé -Il n’existe aucune liaison électrique intentionnelle entre le point neutre et la terre, à l’exception des appareils de mesure ou de protection

-La continuité de service du départ en défaut.

-La surveillance de l’isolement est obligatoire.

-Un service entretien équipé du matériel adéquat pour la recherche rapide du premier défaut d’isolement est nécessaire.

Neutre mis directement à la terre

-Une liaison électrique d’impédance nulle est réalisée intentionnellement entre le point neutre et la terre.

-L’écoulement des surtensions.

-Un fort courant de défaut terre:

dégâts et perturbations sont maximaux.

- Il n’y a pas de continuité de service du départ en défaut.

-Le danger pour le personnel est important.

Neutre mis à la

terre par

résistance

-Une résistance est connectée volontairement entre le point neutre et la terre.

-Un bon compromis entre un courant de défaut faible et des surtensions bien écoulées.

-Les protections sont simples, sélectives et le courant est limité.

-La continuité de service du départ en défaut est dégradée.

-Le coût de la résistance de mise à la terre croît avec la tension et le courant limité.

Neutre mis à la

terre par

réactance

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

-En haute tension, le coût de cette solution est plus avantageux qu’avec une résistance.

-La continuité de service du départ en défaut est dégradée.

-Lors de l’élimination des défauts de terre, des surtensions importantes peuvent apparaître, dues à des résonances entre la réactance et la capacité du réseau.

Choix du régime de neutre :

Les critères de choix concernent de multiples aspects :

- Techniques (fonction du réseau électrique, surtensions, courant de défaut, etc.) - D’exploitation (continuité de service, maintenance)

- De sécurité

- Economiques (coûts d’investissements, d’exploitation)

En particulier, il faut réaliser un compromis entre deux considérations techniques importantes:

Réduire le niveau des surtensions:

Des surtensions trop importantes sont à l’origine du claquage diélectrique des isolants électriques, avec des courts-circuits comme conséquence.

Réduire le courant de défaut à la terre :

Un courant de défaut trop élevé entraîne toute une série de conséquences :

- Dégâts par l’arc au point de défaut ; en particulier, fusion des circuits magnétiques des machines tournantes.

- Tenue thermique des écrans de câble.

- Dimensions et coût de la résistance de mise à la terre.

- Induction dans les circuits de télécommunications voisins.

- Danger pour les personnes, par élévation du potentiel des masses.

Ainsi, d’après la comparaison des différents régimes du neutre, on propose d’adopter la mise à la terre par résistance. Il est certain que ce régime du neutre est celui qui présente le plus d'avantages, tant en ce qui concerne le prix que les facilités d'installation, lorsque le neutre est accessible et lorsque la mise à la terre directe conduit à des courants excessifs. Ce choix coïncide avec celui du client.

Choix de la valeur du courant de défaut :

Selon le plan de protection de l’ONE, il existe deux valeurs de l'intensité du courant de défaut franc à la terre sur les barres du poste, dans le cas de mise à la terre par résistance:

- 1000 A pour les réseaux souterrains de grandes villes.

- 300 A pour tous les autres réseaux (c'est-à-dire les réseaux aériens et mixtes).

Dans notre cas il s’agit d’un réseau souterrain d’où le la valeur du courant de défaut est de 1000 A. Donc la résistance est calculée par :

√

| |

Avec : Z_d=Z_i= Z_amont+Z_transfo ;Z_o=Z_transfo+3RN (Les valeurs de Z_amont et Z_transfo sont données par le tableau 22 dans l’Annexe HT-1

Par suite RN= 4,86 Ω.La valeur normalisée est de 6Ω. Donc elle est bien conforme à celle proposée par le client (la valeur proposée est de 6Ω).

Chapitre II- Dimensionnement des connexions HTB/HTA

Introduction :

Pour le dimensionnement des connexions HTB/HTA nous nous sommes basés sur le Cahier des Spécifications Techniques Générales « CSTG » de l’ONE. La méthode de détermination de la section des conducteurs en haute tension consiste à :

- Déterminer le courant maximal d’emploi des récepteurs à alimenter.

- Déterminer la section satisfaisant l’échauffement de l’âme du câble en régime de fonctionnement normal, qui peut être permanent ou discontinu. Cette étape nécessite la connaissance :

- Des conditions réelles d’installation de la canalisation, par conséquent du facteur de correction global(f).

- Des valeurs des courants admissibles des différents types de câble dans les conditions standard d’installation.

- Déterminer la section nécessaire à la tenue thermique du câble en cas de court-circuit triphasé

- Déterminer la section nécessaire à la tenue thermique de l’écran du câble en cas de court- circuit à la terre.

- Vérifier éventuellement la chute de tension dans la canalisation pour la section retenue.

- La section technique S à retenir est la valeur maximale parmi les trois sections.

- Eventuellement, calculer et choisir la section économique.

L’organigramme suivant issu de la norme NF C13-205 donne les différentes étapes à suivre :

Figure 8: Détermination de la section des conducteurs de phases

1- Calcul de la section théorique S1 (par le courant d’emploi Ib) :

Pour calculer la section théorique S1, il s’agit en effet de calculer le courant transitant dans la ligne dit aussi courant d’emploi. Nous disposons en HT de conducteurs nus en almélec, des tubes en AGS et des conducteurs de cuivre isolés(PR) en MT.

Dans notre installation, nous avons choisi de faire le calcul des courants électriques d’emploi lorsque les deux départs transitent en permanence avec l’inter-barre ouverte. Ainsi :

- Le courant électrique transitant dans les départs 60 KV se calcule à partir de la puissance nominale fournie par PDE (poste 225/60 kV de LJOURF).

- Le courant électrique de l’arrivée transformateur 60KV se calcule à partir de la puissance assignée du transformateur vue du primaire.

- Le courant électrique de l’arrivée transformateur 11KV se calcule à partir de la puissance assignée du transformateur vue du secondaire.

- Le courant électrique dans le jeu de barre 11KV est le courant transitant dans l’arrivée transformateur 11KV.

Nous nous référons aux tableaux 18-19et figure 33 de l’annexe HT-1 pour la détermination de la section à adopter .Ces tableaux sont prescrits par le CSTG. Nous traiterons ci-dessous un exemple de calcul.

Exemple de calcul :

L’exemple de calcul à traiter est celui du départ 60KV. Nous disposons dans ce cas d’une ligne aérienne en almélec. La puissance transitée dans ce départ est de : 35MVA.

Le courant d’emploi est ainsi de : Ib=S/√ *UHT =336,78A

Avec le mode de pose V (lignes aériennes) qui donne un facteur globale de correction k=1.1*f1=0.88

Via le tableau 19 de l’annexe HT-1, on trouve que la section à tenir en compte est de S=181,6mm².

De même le dimensionnement du tube AGS reliant par exemple le sectionneur et le combiné de mesure, via le tableau 19 de l’annexe HT-1, on trouve que la section à tenir en compte est de 1200 mm² .avec un diamètre intérieur de 70 et un extérieur de 80.

2- Calcul de la section S2 de tenue au court-circuit:

Le calcul de la section thermique de tenue contre les courts-circuits nécessite le calcul de courant de court-circuit maximal. (Voir le chapitre suivant)

Le CSTG distingue entre le calcul de la section de tenu au court-circuit dans le cas d’un câble nu ou isolé.

Concernant les conducteurs nus en suppose que la température avant le court-circuit est égale à la température admissible en régime permanant.

Dans ce cas, la section du conducteur S2 est :

S _√ ^√

Pour un câble isolé la section du conducteur est déterminée par la formule suivante : S ^√

Iccmax : Le courant de court-circuit maximal.

tc: Le temps de fonctionnement du dispositif de coupure.

α : Coefficient dépendant de la nature de l’âme.

Tableau 2: Coefficient dépendant de la nature de l'âme

Almélec Cuivre Almélec-acier

Α 19 21 16

Avec

θf : la température maximale du conducteur en court-circuit.

220°C pour les câbles nus (almélec) et les tubes (AGS)

θi : la température maximale d’équilibre à la surface des conducteurs 85°C pour les câbles nus (almélec) et 95°C pour les tubes (AGS) K: le facteur caractérisant du matériau.

Tableau 3: Facteur K caractérisant du matériau Isolants

PVC/PE PR/ERP

A b a b

Cuivre 143 115 176 143

aluminium 95 75 116 94

Acier 52 - 64 -

a : conducteur de protection non incorporé aux câbles b : conducteur de protection incorporé aux câbles Calcul :

Calcul de la section du câble travée transformateur.

- Le courant de court-circuit est de 25 KA (voir le chapitre suivant).

- Le temps d’élimination de défaut est de 1s.

Ainsi : S Remarque :

Nous avons constaté que toutes les sections permanentes obtenues dépassent largement la section caractérisant le court-circuit.

3- Calcul de la section thermique S3 de l’écran de câble:

En cas de défaut phase-terre, l’écran doit permettre l’écoulement d’une partie ou de la totalité de courant de court-circuit des installations. Sur les réseaux MT ou HT dont le neutre est relié à la terre directement ou par une faible impédance, le courant de défaut peut prendre une valeur élevée dépendant de la puissance de la source, des caractéristiques de l’installation, du point de défaut et du réglage des dispositifs de protection. Il faut alors s’assurer que, sous l’effet de cette intensité, l’écran ne risque en aucun point d’être portée à une température supérieur à celle permise par lui-même et par les autres éléments du câble et, en particulier, par l’enveloppe isolante.

Pour les câbles MT et HT, la température limite est, dans la plupart des cas, identique à celle admise en court-circuit pour l’échauffement de l’âme, soit, pour une durée ne dépasse pas 5 seconde :

- 150°C pour le polyéthylène et le papier imprégné (PE) ; - 160°C pour le polychlorure de vinyle(PVC) ;

- 250°C pour le polyéthylène réticulé (PR) ou éthylène propylène (EPR).

Cependant, en peut être amené, dans certains cas, à réduire ces valeurs de température afin de tenir compte des limites thermiques des éléments constituants l’écran (gaine en plomb ou écran collé à la gaine extérieure des câbles à isolant PR, par exemple).

En raison de la complexité des phénomènes mises en jeu, n’est pas possible d’indiquer ici une méthode de calcul simple et de portée générale. Toutefois, les valeurs maximales des courants de court-circuit que peuvent supporter les écrans des câbles sont indiquées par les constructeurs de câbles.

Cette section est éventuellement calculée en MT.

















2 2

eff max

. 4 .

. . ln 2

.

V

EPH H

r

EPH r H

E

MIN MIN

4- Vérification de la chute de tension:

La relation de la chute de tension pour un circuit triphasé est la suivante :

Et : ΔV%=( ΔV/V)*100

Tel que :

- ρ : la résistivité du conducteur en service normal ; - L : la longueur de la canalisation en km ;

- S : la section de la canalisation en mm ;

- λ : la réactance linéique de la canalisation. Elle vaut 0,15Ω/km ;

- V : c’est la tension simple. C’est celle du primaire ou du secondaire selon le point du réseau.

Les calculs montrent que cette chute de tension est faible pour toutes les canalisations.

Exemple de calcul :

L’exemple de calcul à traiter est celui du départ 60KV.

Nous disposons :

- D’une résistivité (almélec) de 0,0325 Ωmm2/m - D’une longueur de canalisation de 4,25m - D’une section de canalisation de 181,6mm2 - D’une réactance linéique de 0,15Ω/km

Nous trouvons donc: ΔV=0.33 (V) c.-à-d. ΔV% ≈ 0%

La chute de tension est ainsi vérifiée pour le départ 60KV.

5- Vérification de l’effet couronne :

L’effet couronne désigne l’ensemble des phénomènes liés à l’apparition d’une conductivité d’un gaz dans l’environnement d’un conducteur porté à une haute tension. Il est caractérisé par des effluves et des aigrettes apparaissant tout autour. L’intensité du phénomène dépend : - du champ électrique superficiel au niveau des conducteurs ;

- des conditions atmosphériques ; - de l’état des surfaces des câbles.

L’effet couronne se produit en général pour les fortes gammes de tension (au-delà de 225KV).

Cependant et pour plus de précision, nous ferons cette vérification.

L’expression de l’effet couronne se montre comme suit :

Avec :

Veff : la valeur efficace de la tension soit au primaire ou au secondaire du transformateur selon le point de calcul.

Hmin : la distance minimale entre un conducteur et le sol Eph : l’écartement entre deux phases

 

 

S

V L 



 



 







 



Ec : la valeur critique à ne pas dépasser pour ne pas avoir l’effet couronne et qui est de 18V/cm. Les valeurs de Hmin et Eph figurent dans le tableau 20 dans l’annexe HT-1.

r : le rayon de la canalisation est donné par r= √

La valeur de E_max doit être inférieur à Ec =18KV/cm pour qu’il n’y ait pas de production d’effet couronne. Les calculs montrent que cet effet couronne est très faible et donc vérifié pour toutes les canalisations.

Exemple de calcul :

L’exemple de calcul à traiter est celui du départ 60KV.

Nous avons un E_ph de 30 cm et un H_min 167,5 cm ainsi qu’un rayon de 0,76cm.

D’où : Emax=6,12 KV/cm <18KV/cm.

L’effet couronne pour ce départ est ainsi vérifié.

6- Choix de la section finale :

La section finale est le maximum des trois sections calculées auparavant et vérifiant les contraintes de chute de tension et d’effet couronne.

Une fois l’une des contraintes est non vérifiée, il est donc indispensable d’augmenter la section selon les valeurs normalisées de chaque type et nature de connexion.

Le tableau 21de l’annexe HT-1 récapitule les trois sections : la section théorique, la section thermique de tenue en court-circuit, la section de contrainte thermique d’écran de câble

D’après ce tableau, et comparé aux spécifications du cahier de charges, il s’avère nécessaire de noter que le calcul aboutit à des sections conformes au cahier de charge car le cahier de charge a surdimensionné pratiquement toute l’installation.

Chapitre III- Calcul des courants de court-circuit 1- Définition :

On peut définir les courts-circuits d’après trois caractéristiques principales : Leur origine :

- Elle peut être mécanique : rupture de conducteurs, liaison électrique accidentelle entre deux conducteurs par un corps étranger tel qu’outils ou animaux.

- Elle peut être électrique : suite à la dégradation de l’isolement entre phases, ou entre phase et masse ou terre, ou suite à des surtensions d’origine interne (manœuvre) ou atmosphérique (coup de foudre).

- Elle peut provenir d’une erreur d’exploitation : mise à la terre d’une phase, couplage entre deux sources de tensions différentes ou des phases différentes, fermeture par erreur d’un appareil de coupure.

Leur localisation :

- Le court-circuit peut être interne à un matériel (câble, moteur, transformateur, tableau…), il entraîne généralement des détériorations.

- Il peut être externe à un matériel, les conséquences sont limitées à des perturbations pouvant entraîner à plus ou moins longue échéance des détériorations dans le matériel considéré et conduire à un défaut interne.

Leur durée :

- Auto-extincteurs : le défaut disparaît de lui-même.

- Fugitifs : le défaut disparaît sous l’action des protections et ne réapparaît pas lors de la remise en service (le défaut est brûlé après le ré-enclenchement).

- Permanents : ils nécessitent la mise hors tension d’un câble, d’une machine… et l’intervention du personnel d’exploitation ou de maintenance.

Types de court-circuit :

Sur un réseau triphasé, les courts-circuits peuvent être de plusieurs types : - Défaut triphasé : les trois phases sont réunies ensemble (5% des cas).

- Défaut biphasé : deux phases sont raccordées ensemble (15% des cas). On distingue entre défaut biphasé/terre et biphasé isolé. Les défauts biphasés isolés sont fréquemment causés par un vent violent qui provoque un contact entre deux conducteurs de 2 phases.

Figure 9: Court- circuit triphasé

- Défaut monophasé : une phase est reliée au neutre ou à la terre (80% des cas). Sur une ligne à haute tension, ce type de défaut est fréquemment causé par la foudre qui initie un court-circuit entre une phase et la terre.

Les causes des courts-circuits : Elles sont énumérées comme suit :

- L’usure des isolants due à une dégradation de la qualité de surface (pollution) et une température excessive.

- Les surtensions entraînant le claquage de l’isolation des matériels (surtension de manœuvre ou coup de foudre).

- La diminution accidentelle des distances d’isolement.

Figure 10: Court-circuit biphasé Figure 11: Court-circuit biphasé - terre

Figure 12: Court-circuit phase-terre

2- Hypothèses de calcul de courant de court-circuit :

Le calcul des valeurs maximales et minimales de courants de court-circuit repose sur les simplifications énumérées ci-dessous.

- Il n’y a pas, pendant la durée du court-circuit, de modification du type de court- circuit concerné, c'est-à-dire qu’un court-circuit triphasé reste triphasé.de même qu’un court- circuit monophasé reste monophasé pendant toute la durée du court-circuit.

- Pendant la durée du court-circuit, il n’y a pas de modification dans le réseau concerné.

- L’impédance des transformateurs est rapportée au changeur de prise en position principale.

Cela est admissible car le facteur de correction d’impédance KT pour les transformateurs de réseau est introduit.

- Les résistances d’arc ne sont pas prises en compte.

- Toutes les capacités de ligne, admittances en dérivation et charges non tournantes, sauf celles du réseau homopolaire, sont négligées.

Bien que ces hypothèses ne se vérifient pas strictement pour les réseaux d’énergie considérés, le résultat du calcul remplit l’objectif qui consiste à donner des résultats qui sont généralement d’une précision acceptable.

Qu’il s’agisse de courts-circuits symétriques ou non, il est utile de calculer les courants de courts- circuits par application des composantes symétriques.

Lors du calcul de courants de court-circuit dans des réseaux de niveau de tension différents, il est nécessaire de rapporter les valeurs d’impédance d’un niveau de tension à un autre, normalement au niveau de tension auquel le courant de court-circuit doit être calculé. Pour les réseaux en unités ou les réseaux similaires, aucune transformation n’est nécessaire si ces réseaux sont cohérent, c'est-à-dire que UrTHV/UrTLV = UnHV/UnLV pour chaque transformateur dans le réseau avec courant de court-circuit partiel. UrTHV/UrTLV n’est normalement pas égal à UnHV/UnLV (voir CEI 60909-2 et les exemples donnés dans la CEI 60909-4).

Les impédances des matériels dans les réseaux superposés ou subordonnés sont à diviser ou à multiplier par le carré du rapport de transformation assigné tr. Les tensions et courants sont à convertir par le rapport de transformation assigné tr.

3- Méthode de calcul des courants de court-circuit maximaux :

Détermination de Iccmax:

La méthode de calcul des courants de courts circuits la plus utilisée est la méthode des impédances. Elle est applicable à des calculs manuels et conduit à des résultats suffisamment précis pour la plupart des applications.

En effet, un réseau simplifié se réduit à une source de tension alternative constante, un interrupteur et une impédance Zcc représentant toutes les impédances situées en amont de l’interrupteur et une impédance de charge Zs Sur le schéma précédant l’interrupteur étant fermé, l’intensité Is du courant de service qui circule dans le réseau. Un défaut d’impédance

négligeable apparaissant entre les points A et B donne naissance à une intensité de court- Figure 13: Schéma simplifié d’un réseau

circuit très élevée I_cc, limitée uniquement par l’impédance Zcc.

La méthode d’impédance consiste à totaliser séparément les différentes résistances et réactances de la boucle de défaut, depuis et y compris la source, jusqu’au point considéré ; puis à calculer l’impédance correspondante. Le courant Iccmax est enfin obtenu par l’application de la relation suivante :

Avec U (tension composée entre phases) correspondant à la tension à vide du transformateur.

Notons qu’en moyenne et haute tension, la norme CEI 60909-0 applique un coefficient 1,1 à la tension nominale pour le calcul du courant de court-circuit maximal.

Le calcul de l’intensité de court-circuit se résume alors au calcul de l’impédance Zcc, équivalente à toutes les impédances parcourues par Icc du générateur jusqu’au point de défaut.

Figure 14: Circuit équivalent lors d'un court-circuit triphasé L’impédance équivalente est :

Avec :

- ΣR = somme des résistances en série, - ΣX = somme des réactances en série.

Détermination des diverses impédances de court-circuit :

- Impédance du réseau amont :

Dans la plupart des calculs, on ne remonte pas au-delà du point de livraison de l’énergie. La connaissance du réseau amont se limite alors généralement aux indications fournies par le distributeur, à savoir uniquement la puissance de court-circuit Scc (en MVA). L’impédance équivalente du réseau amont est :

Za = U²/Scc U est la tension composée du réseau non chargé.

A partir de Ra / Za =0,3 on peut déduire la résistance et la réactance amont.

- Impédance interne du transformateur :

Cette impédance se calcule à partir de la tension de court-circuit ucc exprimée en % :

Avec :

U : tension composée à vide du transformateur ;

Sn : puissance apparente du transformateur ;

ucc : tension qu’il faut appliquer au primaire du transformateur pour que le secondaire soit parcouru par l’intensité nominale In, les bornes secondaires étant court-circuitées.

- Impédance des liaisons :

L’impédance des liaisons ZL dépend de leur résistance, réactance linéiques et de leur longueur. La résistance linéique RL des canalisations se calcule par la formule suivante : RL =ρ.L/S

Tels que :

S : section du conducteur ; ρ: sa résistivité ;

L : sa longueur.

La réactance linéique des câbles est : En haute tension : 0,1 à 0,15 Ω/Km.

4- Modélisation du réseau électrique du poste par la méthode des impédances :

ZPDE : l’impédance du réseau amont(PDE) ; Z_L : l’impédance de la ligne ;

Figure 15: Modélisation du poste PJ-TPP par la méthode des impédances

Z_C : l’impédance du départ 60KV ;

Zs-t : l’impédance de l’arrivée transformateur 60KV ; Ztr : l’impédance du transformateur ;

Ztr-jdb : l’impédance de l’arrivée transformateur 11KV ; Zjdb1 : l’impédance du jeu de barre 60KV ;

Zjdb2 : l’impédance du jeu de barre ;

11KV.Z0, Z1, Z2, Z3, Z4, Z5, Z6, Z7, Z8, Z9: les impédances des départs

D0, D1, D2, D3, D4, D5, D6, D7, D8, D9. Pour le résultat de calcul que nous avons effectué (voir tableau22de l’annexe HT-1).

Chapitre IV- Dimensionnement des jeux de barres HT/MT 1- Introduction :

En fait il y a pas de méthode standardisée pour le dimensionnement des jeux de barres, néanmoins il y a une méthode de vérification des jeux de barres au niveau de l’intensité admissible, de l’échauffement qu’ils peuvent supporter, de la contrainte électrodynamique due aux courants de court-circuit, aussi bien vérifier la fréquence de résonance.

Ainsi, nous allons commencer par le dimensionnement des jeux de barres HT et MT tout en se basant sur la norme IEC_60865_1 et sur le guide moyenne tension de Schneider.

2- Jeu de barres HT :

On a opté pour des jeux de barres de : - Conducteur utilisé : Tube AGS ;

- La tension nominale du réseau : 60 KV ;

- La tension la plus élevée pour le matériel : 72,5 KV ; - Section d’un tube: 30/40 (5,5 cm²) ;

- Périmètre de la section du tube : 12,56 cm ;

- Distance entre deux conducteurs principaux (deux phases) (d) : 150 cm ; - Distance entre isolateurs d’une même phase(l) : 600 cm ;

- La température ambiante (θn) : 50°C ; - Echauffement admissible (θ-θn) : 60°C ; - La résistivité à 20°C ρ(ALU)=2,9 µΩ*cm ; - Nombre de barres par phase : 1 tube/phase.

Le courant d’emploi susceptible de circuler dans le jeu de barre est estimé à partir du courant assigné au niveau du primaire du transformateur de puissance.il est donné par :

√

La tenue thermique :

Selon la formule de MELSON & BOTH

Avec

K=K1*K2*K3*K4*K5*K6.

Le conducteur est un tube : K1=1;

Câble aérienne nu : K2=1;

Tube assimilé à une barre sur chant : K3=1 ; Atmosphère calme à l’intérieur K4=1 ; Sans ventilation artificielle K5=1 ;