Soutenance mémoire
Surcharge
La surcharge peut être due à l’augmentation du nombre de charges alimentées simultanément ou à l’augmentation de la puissance absorbée par une ou plusieurs charges. Elle se traduit par une surintensité de longue durée qui provoque une élévation de température préjudiciable à la tenue des isolants et à la longévité du transformateur.
Court-circuit
Le court-circuit peut être interne au transformateur ou externe
Interne : il s’agit d’un défaut entre conducteurs de phases différentes ou d’un défaut entre spires du même enroulement. L’arc de défaut dégrade le bobinage du transformateur et peut entraîner un incendie. Dans un transformateur à huile, l’arc provoque l’émission de gaz de décomposition ; si le défaut est faible, il y a un petit dégagement gazeux, et l’accumulation de gaz devient dangereuse. Un court-circuit violent provoque des dégâts très importants qui peuvent détruire le bobinage mais aussi la cuve en répandant l’huile enfammé.
Externe :il s’agit d’un défaut entre phases dans les liaisons en aval. Le courant de court-circuit aval provoque dans le transformateur des efforts électrodynamiques susceptibles d’affectermécaniquement les bobinages et d’évoluer ensuite sous forme de défaut interne.
Défaut à la masse
Le défaut à la masse est un défaut interne. Il peut se produire entre bobinage et cuve ou entre bobinage et noyau magnétique. Pour un transformateur à huile, il provoque un dégagement gazeux. Comme le court-circuit interne, il peut entraîner la destruction du transformateur et l’incendie. L’amplitude du courant de défaut dépend du régime de neutre des réseaux amont et aval, elle dépend aussi de la position du défaut dans le bobinage :
La mise sous tension d’un transformateur provoque une pointe de courant transitoire.
D’enclenchement pouvant atteindre jusqu’à 20 fois le courant nominal avec des constantes de temps de 0.1 à 0.7 seconde ; ce phénomène est dû à la saturation du circuit magnétique qui provoque l’apparition d’un courant magnétisant important ; la valeur crête du courant est maximale lors d’un enclenchement effectué au passage à zéro de la tension et avec une induction rémanente maximale sur la même phase ; la forme d’onde du courant est riche en harmonique de rang 2.
Ce phénomène correspond à une manœuvre normale d’exploitation du réseau ; il ne doit donc ne pas être vu comme un défaut par les protections qui devront laisser passer la pointe d’enclenchement.
Les protections utilisées
Surcharge
La surintensité de longue durée peut être détectée par une protection à maximum de courant phase temporisée à temps indépendant ou à temps inverse (ANSI 51), sélective avec les protections secondaires. On surveille la température du diélectrique (ANSI 26) pour les transformateurs à isolation liquide ou la température des enroulements (ANSI 49T) pour les transformateurs secs. On utilise une protection à image thermique (ANSI 49RMS) pour surveiller avec une meilleure sensibilité l’élévation de température : l’échauffement est déterminé par simulation du dégagement de chaleur fonction du courant et de l’inertie thermique du transformateur.
Pour les transformateurs MT/BT, une surcharge peut être détectée côté basse tension par le déclencheur long retard du disjoncteur BT principal.
Protection différentiellebarre 220 kV 87 B
Le dispositif intelligent REB670 (IED) se caractérise par une polyvalence exceptionnelle. Il a été conçu pour protégeret surveiller les barres omnibus, les connexions en T et les réseaux en maille de tension modérée à élever. En raison de ses capacités évolutives d’entrées et de sorties, l’IED REB670 protège les barres omnibus simples et doubles avec ou sans busde transfert, à disjoncteurs doubles ou à disjoncteurs 1 1/2.
L’IED REB670 propose la suppression sélective, fiable et rapide des défaillances pour tous les types de défaillances internes phase/phase et phase/terre des systèmes avec mise à la terre rigide ou mise à la terre de faible impédance. Il peut également traiter les défaillances internes polyphasées dans les systèmes isolés ou avec mise à la terre de haute impédance.
L’IED REB670 fournit une protection complète des barres omnibus qui, outre la protection différentielle, comprend une sélection dynamique de zone flexible (réplique de sectionneur) intégrée en un seul dispositif de protection intelligent (IED) ou terminal intelligent. Cela permet le raccordement dynamique de TC à des zones différentielles ainsi que la surveillance de l’état des barres omnibus sélectives et du déclenchement de disjoncteurs, et de sectionneurs. En raison de ses caractéristiques de mesure unique, cet IED affiche des exigences TC faibles comparativement à d’autres dispositifs de protections numériques.
Protection différentielle
La fonction comprend un algorithme de protection différentielle, un algorithme de protection différentielle sensible, un algorithme de zone de contrôle, un algorithme de TC ouvert et deux algorithmes de surveillance.
Protection différentielle du jeu de barres (PDIF, 87B)
Cette fonction de protection est destinée au déclenchement rapide etsélectif de défauts dans la zone protégée. Pour chaque entrée de courant, le rapport de TC peut être affiché depuis la face avant de l’IHM ou via l’outil de paramétrage PCM600, ce qui permet une adaptation facile en présence de rapports de TC différents. La valeur minimale de mise au travail pour le courant différentiel est alors définie selon la sensibilité souhaitée pour tous les défauts internes. Ce réglage est effectué directement en ampères primaires. Pour des applications de protection du jeu de barres, la valeur de réglage typique du courant différentiel minimal est de 50 % à 150 % du plus grand TC. Ces réglages peuvent être modifiés depuis la face avant de l’IHM ou à l’aide de l’outil de paramétrage PCM 600.
Chaque entrée de courant est indirectement soumise à une contrainte de retenue. Le fonctionnement repose sur le principe éprouvé de stabilisation par retenue RADSS (valeur en pourcentage), avec une fonction supplémentaire destinée à stabiliser en cas de très forte saturation des TC. La stabilité encas de défaut externes est assurée pour autant qu’un TC n’est pas saturé pendant au moins deux millisecondes durant chaque cycle du réseau. Il est aussi possible d’inclure des critères externes de déclenchement par signal binaire. L’ordre de déclenchement de la protection différentielle incluant la protection différentielle sensible et les ordres de déclenchement de réserve en cas de défaillance du disjoncteur peuvent être réglés en mode de réinitialisation automatique ou être auto-maintenus, auquel cas une réinitialisation manuelle est nécessaire pour remettre les contacts de déclenchement des travées individuelles au repos.
Seuil de sensibilité du courant différentiel (PDIF, 87B)
Les zones de protections différentielles dans leREB 670 possèdent un seuil de mise au travail sensible. Celui-ci permet de détecter des défauts internes à la terre sur le jeu de barres dans les réseaux mis à la terre par l’intermédiaire d’une impédance de faible valeur (réseaux dans lesquelsle courant de défaut est limité à un certain seuil, typiquement entre 300Aet 2000A primaires par adjonction d’une réactance ou d’une résistance dans le point neutre). Pour améliorer la sécurité, la protection différentielle sensible doit être libérée par un signal binaire externe.
Installation et mise en service de la protection JDB
La mise en service de la nouvelle protection JDB était un travail citrique à faire, puisque la nouvelle protection JDB était une phase délicate du projet car le raccordement de circuit de déclenchement des travées ligne 220 kV à la nouvelle protection peut causer la coupure d’électricité du poste dans le cas d’une fausse manœuvre (on a déjà coupé l’électricité du poste 330 kV de Nigeria à cause d’une fausse manœuvre).
Pour faire cette intégration, on a réalisé plusieurs réunions sur site avec le client pour négocier le mode opératoire pour la mise en service de cette protection. En effet, pour connecter un circuit courant (circuit secondaires des TC) et pour essayer les circuits relatifs aux positions des sectionneurs et le circuit de déclenchement d’une travée, il est nécessaire de mettre cette travée hors service.
D’où on a proposé un programme d’installation de la protection JDB et on a envoyé une lettre à Sonelgaz pour pouvoir faire les travaux d’intégration de la protection JDB. Sachant que le programme proposé a été reporté plusieurs fois avant l’accord du client.
Après l’installation de tous les circuits courant et positions sectionneurs,on a vérifié que les courants différentiels pour les deux Barres étaient nuls, et que la nouvelle protection ne réalisait pas des déclenchements intempestifs pendant la période d’essais.
Après la période d’essais et l’accord de Sonelgaz on a installé la nouvelle protection « en service ».
Extension du système de contrôle commande numérique
Dans le cadre de notre projet, le système de contrôle commande numérique est divisé en deux parties : HT et MT (puisque chaque partie correspond à deux entreprises différentes).
Le système de contrôle commande numérique CCN assure :
La commande des équipements du poste à partir de la salle de commande.
La visualisation des états des équipements.
La supervision des états des relais de protections.
La visualisation des valeurs mesurées des travées.
Pour la zone HT on a fait une extension du CCN existant d’une façon que la nouvelle extension dans la RTU pour les nouvelles travées soit « Maître » et le système existant soit esclave.
Les travaux entre la nouvelle RTU et les nouvelles travées sont exécutées par «Matelec».
L’entreprise Areva a été sous-traitée pour réaliser l’intégration entre la nouvelle RTU et la RTU existante, puisque Areva est leconstructeur du CCN existant.
On a réalisé le tirage et le raccordement des câbles fibres optiques conformément au plan architecture CCN HT, la communication est réalisée par le protocole IEC 61850.
Signaux nécessaires au signal« disjoncteur transféré »
Dans le cas d’un défaut sur un disjoncteur dans une travée donnée on peut (pour le dépannage) court-circuiter le disjoncteur, et alimenter la travée à partir du JDB. Seulement la travée ayant le disjoncteur de transfert sera liée à la barre. Dans ce cas le disjoncteur de couplage est utilisé comme le disjoncteur de la travée
Dans le cas de transfert d’un disjoncteur l’exploitant doit tourner une clef -S102 qui se trouve dans l’armoire de contrôle et l’ordre de déclenchement du disjoncteur est envoyé au disjoncteur de couplage.
Seulement une seule travée peut être mise en transfert dont on a lié tous les signaux « disjoncteur transfert » en parallèle et on a liée l’ordre de déclenchement au disjoncteur de couplage existant.
Ajout de la travée arrivée – transformateur
Dans la zone 220 kV, on a ajouté un transformateur 220/60 kV. Or c’est évident que ce transformateur ne serait pas utile sans le raccorder à la zone 60 kV, d’où on doit ajouter une travée « arrivée Transfo ». Le raccordement entre les bornes 60 kV du transformateur et la travée arrivée transformateur sera effectué par 6 câbles souterraines chacun de 500 m de longueur.
Ajout des 3 lignes 60 kV
Les 3 travées ligne 60kV servent à alimenter trois « poste simplifier » existant dans la zone de Tiaret : Tiaret ville, Frenda, et Sougeur. Ces postes étaient alimentés en antenne simple (par une seul ligne), en conséquence les petites actions de maintenance du poste ou maintenance de la ligne vont nous obliger à couper l’électricité du poste pour plusieurs heures, inacceptable en Algérie.
L’installation d’une deuxième ligne va donc résoudre les problèmes de maintenance du poste
Démontage des équipements électriques 60 kV
Pour la zone 60 kV, on a démonté les équipements HT des travées réserves qui équipent le poste Tiaret numéro 1, et la travée partiellement équipée numéro 2. Ces équipements seront remplacés par de nouveaux équipements pour construire la travée ligne Frenda 2 et la Travée arrivée TR6.
Nouveau système 220 V installé dans le bâtiment de commande MT
Le système d’alimentation alternative principale est composé de 2 armoires fabriquées au Liban dans l’usine de Matelec.Les armoires de distribution de courant alternatif sont alimentées à partir du système existant par deux câbles 4×50 mm2 . Le tableau de courant alternatif principal (H1p + A1 et H1p+A2) sert à alimenter le système de chauffage, éclairage des cellules, et tableau + l’alimentation de l’éclairage et les prises de courant du bâtiment.
D’autre part un tableau de distribution de courant alternatif secours (N1s+A1) est installé à l’intérieur de la salle des auxiliaires. Ce tableau qui est alimenté à partir du tableau de distribution secours dans le bâtiment HT sert à alimenter l’éclairage de secours, l’alimentation « Bypass » del’onduleur, et les redresseurs.
L’onduleur sert a alimenter les Pc industrielles placer dans la salle de commande qui forme la CCN.
Courants porteurs en ligne (CPL)
Le terme « courants porteurs en ligne » (CPL) réfère à une technique permettant le transfert d’informations numériques en passant par les lignes électriques. De ce fait, il s’agit d’une alternative aux câbles traditionnels et à la technique Wi-Fi.
Fonctionnement
Le principe des CPL consiste à superposer au courant électrique alternatif de 50 ou 60 Hz un signal à plus haute fréquence et de faible énergie. Ce deuxième signal se propage sur l’installation électrique et peut être reçu et décodé à distance. Ainsi le signal CPL est reçu par tout récepteur CPL qui se trouve sur le même réseau électrique.
Cette façon de faire comporte cependant un inconvénient: le réseau électrique n’est pas adapté au transport de haute-fréquence car il n’est pas blindé. En conséquence, la plus grande partie de l’énergie injectée par le modem CPL est rayonnée sous forme d’onde radio.
On classe traditionnellement les CPL en deux catégories en fonction du débit offert. Les CPL à haut débit utilisent des modulations multi porteuses de type OFDM dans la bande 1,6 à 30MHz (bande HF allant de 3 à 30 MHz). Les CPL à bas débit utilisent des techniques de modulations assez simples, par exemple quelques porteuses (mais une seule à la fois) en modulation de fréquence. Les bandes des fréquences utilisées sont comprises entre 9 et 150 kHz en Europe et entre 150 et 450 kHz aux États-Unis.
En haut comme en bas débit, la communication est soumise aux bruits et aux atténuations. Il est donc nécessaire de mettre en œuvre de la redondance, ainsi qu’un contrôle d’intégrité par exemple sous la forme de codes correcteurs d’erreurs.
Un coupleur intégré en entrée des récepteurs CPL élimine les composantes basses fréquences avant le traitement du signal.
Le modem transforme un flux de bits en signal analogique pour l’émission et inversement en réception, celui-ci inclut les fonctions d’ajout de la redondance et de reconstitution du flux de bits original ou correction d’erreur.
Système de câbles de garde à fibres optiques (OPGW)
Pour garantir la disponibilité des systèmes de protection et de conduite indispensables au transport de l’électricité, GRTE utilise un réseau de télécommunications de sécurité qui lui est propre, indépendant des moyensde communications publics. GRTE a décidé de transférer ces fonctions de sécurité, à l’origine essentiellement par faisceaux hertziens, sur des supports optiques, déployés sur ses propres ouvrages de transport.
Les équipes de GRTE utilisent des technologies de pointe pour la pose des câbles optiques sur les lignes aériennes.
La technique du câble incorporé : cette technologie consiste à incorporer le câble optique à l’intérieur du câble de garde (OPGW, OpticalGroup Wire ou THYM) ou à l’intérieur d’un câble conducteur (OPPC, Optical Phase Conductor). La vitesse de déploiement de ce procédé est de 5 km par semaine. Cette technique permet une protection optimale des fibres et peut s’appliquer à tous les niveaux de tension.
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Table des matières
Remerciements
Liste des abréviations
1.0 CHAPITRE 1 INTRODUCTION
1.1 EMPLOI ACTUEL, RESPONSABILITES, ET POSITION DANS L’ENTREPRISE
1.2 CHOIX DU PROJET
1.3 SCHEMA MONOPHASE EQUIVALENT DU PROJET
2.0 CHAPITRE 2 MANAGEMENT
2.1 INTRODUCTION
2.2 DIVERS ETAPES DANS LE PLANNING DES TRAVAUX
2.3 DIVERS INTERVENANT DU MATELEC DANS LE PROJET182
2.4 ORGANIGRAMME DU CHANTIER TIARET
2.5 SUIVI DE PLANNING GENERAL DU PROJET
2.6 MAITRISE DES COUTS
2.7 QUELQUES CHIFFRES INDICATIFS
2.8 PLACE DU PROJET DANS LE RESEAUX DE L’ALGERIE
2.9 SCHEMA AVANT ET APRES L’EXTENSION DU POSTE DE TIARET
3.0 CHAPITRE 3 GENERALITES
3.1 RESEAUX ET POSTES
3.2 STRUCTURE DES RESEAUX (TOPOLOGIE, IMPERFECTIONS)
3.2.1 Topologie des réseaux.
3.2.2 Imperfections des réseaux.
3.3 DIFFERENTS TYPES DE POSTES
3.4 CONDUITE DES RESEAUX ET MODE D’EXPLOITATION DES POSTES
4.0 CHAPITRE 4 :EXIGENCES GENERAUX DES SCHEMAS ÉLECTRIQUES D’UN POSTE
4.1 FONCTIONNEMENT
4.2 EXPLOITATION
4.3 EVOLUTION
4.4 COUT
4.5 EXIGENCES PARTICULIERES A CERTAINS OUVRAGES
4.6 ADAPTATION AU SITE
5.0 CHAPITRE 5 : PRINCIPAUX SCHEMAS DE POSTE UTILISES
5.1 SCHÉMAS À UN DISJONCTEUR PAR DÉPART
5.1.1 Définitions
5.1.2 Schéma à un jeu de barres
5.1.3 Schémas à jeux de barres multiples
5.1.4 Schémas avec jeu de barres de transfert
5.2 SCHEMAS A PLUSIEURS DISJONCTEURS PAR DEPART
5.2.1 Schéma à un disjoncteur et demi par départ
5.2.2 Schémas à deux disjoncteurs par départ
6.0 CHAPITRE 6 : DESCRIPTION DU POSTE EXISTANT DE TIARET
6.1 DESCRIPTION GENERAL
6.2 SCHEMA MONOPHASE EQUIVALENT DU POSTE EXISTANT
6.3 MODE D’EXPLOITATION DU POSTE
7.0 CHAPITRE 7 DESCRIPTION DU PROJET A REALISER
7.1 ETAGE 220 KV
7.1.1 Réhabilitation des travées réserves
7.1.2 Ajout d’un transformateur
7.1.3 Partie HT
A‐ Démontage des équipements existants
B‐ Montage des nouveaux équipements HT
7.1.4 Extension du service auxiliaires AC – DC
A‐ Extension des services auxiliaires :
7.1.5 Installation des protections électriques dans la partie HT
A‐Travée ligne 220 kV
1‐Protection de distance
2‐Court‐circuit phase‐terre
3‐Surcharge thermique
4‐Protection défaillance disjoncteur 51dd
B‐Travée Transformateur 220/60/10kV
Les principaux défauts qui peuvent affecter un transformateur (2)
1‐Surcharge
2‐Court‐circuit
3‐Défaut à la masse
Les protections utilisées
1‐Surcharge
2‐Court‐circuit
La protection installée dans la Travée TR 220/60/10 kV # 6
C‐ Protection différentielle barre 220 kV 87 B
1‐Principe de fonctionnement :
2‐Installation et mise en service de la protection JDB
7.1.4 Extension du système de contrôle commande numérique
7.1.5 Extension de l’inter tranche partie HT
7.2 ETAGE 60 KV
Ajout de la travée arrivée ‐ transformateur
Ajout des 3 lignes 60 kV
7.2.1 Démontage des équipements électriques 60 kV
7.2.2 Montage des nouveaux équipements 60 kV
7.2.3 Installation des protections électriques dans la zone 60 kV
7.3 ETAGE 30 KV
7.3.1Installation des cellules MT et des batteries de condensateurs
7.3.2 Nouveau système 220 V installé dans le bâtiment de commande MT
7.3.3nouveau système 48 V installé dans le bâtiment de commande MT
7.3.3 Protection électrique
7.3.4 Système contrôle commande numériques
A‐ Vue Globale de l’Architecture du Système:
7.4 PARTIE TELECOM
7.4.1Courants porteurs en ligne (CPL) (4)
A‐ Courants porteurs en ligne sur les lignes à haute tension
7.4.2 Système de câbles de garde à fibres optiques (OPGW)
8.0 CHAPITRE 8 :ESSAIS
8.1 ESSAIS FONCTIONNEL
8.1.1Vérification de mise à la terre des équipements
8.1.2 Essais des services auxiliaires
8.1.3 Essais « fils a fils » et vérification de l’installation du système suivant les plans
8.1.4 Essais de fonctionnement des équipements (disjoncteur, sectionneur) en local et à partir des tableaux de commande
8.1.5 Essais de fonctionnement des équipements à distance et à partir des unités de Travée
8.1.6 Essais fonctionnels de la Travée
A‐Essais des entrées binaires
B‐Essais des contacts de sortie des relais
D‐ Essais des verrouillages mécaniques et électriques
8.1.6 Essais sur les transformateurs de courant et vérification du circuit courant en secondaire
8.1.7 Essais du circuit secondaire des transformateurs de tension
8.1.8 Essais sur la vitesse de fermeture et ouverture des disjoncteurs
8.2 ESSAIS DES PROTECTIONS
8.2.1 Essais sur les entrées binaires
8.2.2 Essais sur les sorties
8.2.3 Essais des entrées analogiques du relais
8.2.4 Essais sur les fonctions des protections des relais
9.0 MAJEURES DIFFICULTÉS RENCONTRÉES
9.1 LES PLANS FOURNIS
9.2 CONTRAINTE DE SECURITE
9.3 DELAIS DANS LES TRAVAUX A CAUSE DES CONSIGNATIONS
10.0 CONCLUSION
11.0 BIBLIOGRAPHIE
LISTE DES FIGURES
RESUME
ANNEXES
