Rapport du Projet de Fin d’Etude Page 1 - DoYouBuzz...Rapport du Projet de Fin d’Etude Page 3 Dédicace A DIEU Le Tout Miséricordieux, ton amour, ta miséricorde et Tes grâces

Rapport du Projet de Fin d’Etude Page 1


Introduction générale :

Le Maroc s’est lancé dans des chantiers ambitieux de restructuration et de mise à niveau

de son économie. L’un des secteurs les plus concernés est le secteur portuaire. Les objectifs de

ces changements est de stimuler l’économie nationale, et de susciter chez les sociétés

marocaines la volonté de développer leur rendement afin de réaliser de bonnes performances,

dans un monde où la compétitivité est à son apogée.

Etant la première force économique du pays, la seconde du continent, Casablanca est le

cœur battant de l’évolution du royaume. Son port connait une grande vivacité en termes des

échanges importants. De ce fait, un diagnostic et une étude de l’amélioration des protections et

de leur sélectivité s’avère nécessaire afin d’assurer aux procédés une continuité d’alimentation

et d’assurer une protection pour le personnel et le matériel.

Le présent rapport traite deux grandes parties, la première concerne :

o La présentation de l’organisme d’accueil et le recueil des données nécessaires pour le

traitement des différentes parties du projet, ainsi que la mise à jour des schémas des

postes de transformation.

o L’étude de la charge des canalisations installées et la détermination des réserves

disponibles pour prévoir la possibilité d’une extension future.

La deuxième partie traite :

o Le plan de protection du réseau HTA : nous avons présenté la norme IEC 60909 et nous

avons décrit la méthodologie des différents calculs des courants de court-circuit selon

les scénarios possibles en se basant sur la présente norme.

o La configuration des réglages des relais de protection ainsi que l’étude de la sélectivité

afin d’améliorer la fiabilité des protections.

o Les recommandations à vérifier suivant les anomalies signalées.


Dédicace

A DIEU Le Tout Miséricordieux, ton amour, ta miséricorde et Tes grâces à

mon endroit m’ont fortifiée dans la persévérance et l’ardeur au travail.

A mon Père, en vous, je voie un père dévoué à sa famille. Ta présence

en toute circonstance m’a maintes fois rappelé le sens de la responsabilité.

A ma Mère, en vous, je voie la maman parfaite, toujours prête à se

sacrifier pour le bonheur de ses enfants. Merci pour tout.

A mes chères sœurs et à mes chers frères pour leur respect et leur amour

inconditionnels.

A mon cher binôme HOUSSAM, à mes chers amis MOURAD,

ABDELMOUMEN, ISSAM et SAID.

A HAJAR, SARA, NISRINE et HASNAE

A mes chers amis et amies pour leur confiance et leurs encouragements.

A tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à la réalisation de ce

travail.

YASSINE


Soyons reconnaissants aux personnes qui nous donnent du bonheur; elles sont les charmants jardiniers par qui nos âmes sont fleuries. [Marcel Proust] Je dédie ce projet de fin d’étude ....

A mes chers parents : Azzeddine et Latifa

Tous les mots du monde ne sauraient exprimer l’immense amour que je vous porte, ni la profonde gratitude que je vous témoigne pour tous les efforts et les sacrifices que vous n’avez jamais cessé de consentir pour mon instruction et mon bien-être. C’est à travers vos encouragements que j’ai opté pour la réussite dans mes études, et c’est à travers vos critiques que je me suis réalisée. J’espère avoir répondu aux espoirs que vous avez fondés en moi. Je vous rends hommage par ce modeste travail en guise de ma reconnaissance éternelle et de mon infini amour. Vous résumez si bien le mot parents qu’il serait superflu d’y ajouter quelque chose. Que Dieu tout puissant vous garde et vous procure santé, bonheur et longue vie pour que vous demeuriez le flambeau illuminant le chemin de vos enfants.

A ma chère sœur : Salima Ma chère fiancée : Yasmine

Mon cher frère : Majid

Je ne peux exprimer à travers ses lignes tous mes sentiments d’amour et de tendresse envers vous. Puisse l’amour et la fraternité nous unissent à jamais. Je vous souhaite la réussite dans votre vie, avec tout le bonheur qu’il faut pour vous combler.

A la mémoire de ma 2ème mère : Tante Fatima

Le destin ne nous a pas laissé le temps pour jouir ce bonheur ensemble et de t’exprimer tout mon respect. Puisse Dieu tout puissant vous accorder sa clémence, sa miséricorde et vous accueillir dans son saint paradis.

A tous les membres des familles : Salaheddine et El Hasnaoui mes oncles, mes tantes ainsi que mes cousins et mes cousines

Veillez percevoir à travers ce travail, l’expression de ma profonde affection et énorme respect. Avec tout l’amour que je vous porte, je vous souhaite beaucoup de bonheur dans votre vie.

A mes professeurs :

Veuillez accepter l’expression de ma profonde gratitude pour votre soutien, encouragements, et affection. J’espère que vous retrouvez dans la dédicace de ce travail, le témoignage de mes sentiments sincères et de mes vœux de santé et de bonheur. A mes chers amis :Qabouch Yassine, Zaami Fahd, Bousfih Mourad,Tizgi Younes,Ouahidi

Omar,Ballouk Soufiane,Oubaih Ghizlane ,Yassir semghouli….

Qui font partie de ces personnes rares par leur gentillesse, leur tendresse et leurs grands cœurs. Qu’ils trouvent ici, le témoignage de tout mon amour et toute ma reconnaissance pour leur inlassable soutien. Je vous souhaite une vie pleine de réussite, de santé et de bonheur.

Houssam


Remerciement

Nous tenons à exprimer notre gratitude à L’Agence Nationale Des

Ports- DRPC, l’organisme qui nous a accueillis chaleureusement durant

les 3 mois de stage.

Nous tenons à exprimer notre profonde gratitude ainsi que toute

notre reconnaissance à M.FAHDE ; chef du service et notre cher

encadrant industriel, qui nous a fait bénéficier de son savoir-faire, de ses

conseils appréciables, de sa disponibilité et pour l’intérêt manifeste qu’il a

porté à ce projet.

M.SAAD: Notre professeur encadrant à l’ENSEM qui n’a épargné

aucun moyen pour nous aider et soutenir, et aussi pour ses conseils

précieux et ses directives pertinentes.

Notre gratitude est ainsi allouée à M. DIOURY, ainsi qu’à tout le

personnel de la DRPC, qui nous a été d’une grande importance et

grande utilité.

Nous adressons nos vifs remerciements à nos professeurs du

département Génie électrique, et précisément la filière Génie des

systèmes électriques ; ainsi qu’aux membres du jury pour avoir accepté

de juger notre travail.

Que tous ceux et celles qui ont contribué de près ou de loin à

l’accomplissement de ce travail trouvent l’expression de nos

remerciements les plus chaleureux.


Résumé : L’agence nationale des ports et précisément la direction régionale du port de Casablanca

cherche à améliorer la protection du réseau électrique HTA, afin d’offrir des services de

qualité à ses clients en terme de la continuité d’alimentation en énergie électrique.

A l’aide du bagage théorique et pratique acquis durant notre formation au sein de l’Ecole

Nationale d’Electricité et de Mécanique, nous avons pu élaborer ce projet en se basant sur les

normes internationales.

Durant ce stage, nous avons mis à jour les schémas des différents postes de transformation,

nous avons aussi traité les scénarios possibles sur lesquels nous nous sommes basés dans les

différents calculs et raisonnements.

Vu que le réseau est déjà installé, nous avons pensé à déterminer et discuter ses limites

d’alimentation. Cette étude donne une idée sur le taux de charge actuel des liaisons installées et

la capacité maximale que le réseau peut fournir.

Nous avons dimensionné les équipements de protection, et établi leurs réglages afin d’obtenir

une protection maximale.


ملخص

للموانئ , وخصوصا المديرية ا'قليمية لميناء الدار البيضاء , الى تطوير وسائل الحماية على مستوى شبكتھا تسعى الوكالة الوطنية

الكھربائية ذات الجھد المرتفع صنف أ . وھذا من أجل توفير تغذية مستمرة بالتيار الكھربائي ,ولھذا تكون قد ضمنت جودة خدماتھا

المقدمة .

روع اعتمادا على المعارف التي اكتسبناھا خGل تكويننا في المدرسة الوطنية العليا للكھرباء و الميكانيك . لقد تمكنا من انجاز ھذا المش

كما أنجزناه بالتباع المعايير الدولية المعتمدة في ھذا المجال .

ويمكن تلخيص مضامين المشروع فيما يلي :

جمع المعطيات المتعلقة بالمشروع

لتحويلا مراكزتحيين مخططات

ھا في مختلف الحسابات والتحليGت دراسة السيناريوھات الممكنة والتي اعتمدنا علي

دراسة ومناقشة قدرة الشبكة على تحمل توسيعات مستقبلية

كما قمنا بوضع مخطط شامل للحماية الكھربائية


Sommaire :

Introduction générale : ................................................................................................................................ 2

Résumé : ..................................................................................................................................................... 6

Cahier des charges .................................................................................................................................... 15

Chapitre I : Présentation de l’organisme .................................................................................................. 16

1. Le secteur portuaire marocain ...................................................................................................... 17

2. Réforme du secteur portuaire ....................................................................................................... 20

3. Agence Nationale des Ports (ANP) .............................................................................................. 22

Chapitre II : Description du réseau électrique HTA du port de Casablanca et réalisation des schémas électriques ................................................................................................................................................. 28

I. Description du réseau électrique du port .......................................................................................... 29

1. Présentation générale .................................................................................................................... 29

2. Identification du réseau électrique du port de Casablanca ........................................................... 34

II. Réalisation des schémas électriques du PSD 1 :........................................................................... 37

1. Introduction : ................................................................................................................................ 37

2. Postes de la sous boucle 1 ............................................................................................................ 38




Chapitre III : Etude des canalisations des différents Postes secondaires de distributions ........................ 44

I. Introduction ...................................................................................................................................... 45

II. Etude des scénarios possibles ....................................................................................................... 45

1. Scénarios du poste secondaire de distribution 1 ........................................................................... 45



III. Bilan de puissance : ...................................................................................................................... 47

1. Bilan de puissance au niveau du PSD1 ........................................................................................ 48

2. Bilan de puissance au niveau du PSD2 ........................................................................................ 49

3. Bilan de puissance au niveau du PSD 3 ....................................................................................... 51

IV. Etude des canalisations ................................................................................................................. 52

1. Principe de la méthode ................................................................................................................. 52

2. Exemple de calcul ........................................................................................................................ 53

3. Résultats obtenus : ........................................................................................................................ 57

4. Vérification des chutes de tension : .............................................................................................. 62


Chapitre IV : Calcul des courants de court- circuit .................................................................................. 65

I. Introduction : .................................................................................................................................... 66

1. Définition : [1] .............................................................................................................................. 66

2. Principaux défauts : [2] ................................................................................................................ 66

2.1. Caractéristiques du court-circuit :......................................................................................... 66

2.2. Conséquences des défauts de court-circuit : ......................................................................... 67

3. Normes de calcul des courants de court-circuit : [2] .................................................................... 68

II. Présentation de la norme CEI 60909: [1] ......................................................................................... 68

1. Introduction : ................................................................................................................................ 68

1.1 La partie 60909-0 : ..................................................................................................................... 69

1.2 La partie 60909-1 : ..................................................................................................................... 69

1.3 La partie 60909-2 : ..................................................................................................................... 70

1.4 La partie 60909-3 : ..................................................................................................................... 70

1.5 La partie 60909-4 : ..................................................................................................................... 70

2. Calcul des impédances : ............................................................................................................... 70

2.1 Impédance du réseau amont : ..................................................................................................... 70

2.2 Impédance d’un câble : ............................................................................................................... 71

2.3 Impédance d’un transformateur : ................................................................................................ 72

3. Calcul des courants de court-circuit : ........................................................................................... 72

3.1 Les hypothèses de calcul : [1] .................................................................................................... 72

3.2 Les méthodes du calcul : [1] ....................................................................................................... 72

3.3 Mode d’exploitation maximal : .................................................................................................. 73

3.4 Mode d’exploitation minimal : ................................................................................................... 73

4. Calcul des courants : ..................................................................................................................... 73

4.1 Calcul du courant du court-circuit symétrique initial ": [1] ................................................... 73

4.2 Calcul de la valeur de crête de courant ip: ................................................................................. 74

4.3 Calcul du courant capacitif 0: ................................................................................................ 74

5. Exemple de calcul : ...................................................................................................................... 75

III. Synthèse de calcul des courants de court-circuit : ........................................................................ 81

IV. Calcul du temps d’échauffement des câbles :[4] .......................................................................... 85

Chapitre V : Elaboration du plan de protection ........................................................................................ 88

I. Introduction : .................................................................................................................................... 89

II. Protection des liaisons : .................................................................................................................... 90

III. Protections des transformateurs : .................................................................................................. 90


1. Les fonctions de protection :[5] .................................................................................................... 90

2. Contraintes d’exploitation :[5] ..................................................................................................... 91

3. Protection par combinée interrupteur-fusible :[6] ........................................................................ 93

4. Protection par disjoncteur MT : [6] .............................................................................................. 94

5. Discussions des protections à utiliser pour les transformateurs : ................................................. 94

5.1 Règles de choix de dispositif de protection : [7] ...................................................................... 94

5.2 Vérification des protections existantes : .................................................................................... 95

5.3 Dimensionnement des fusibles et interrupteurs : ....................................................................... 96

5.4 Dimensionnement des disjoncteurs : ......................................................................................... 97

IV. Dimensionnement des disjoncteurs et interrupteurs : ................................................................... 98

V. Les capteurs de mesure :................................................................................................................... 99

VI. La stratégie de sélectivité : ........................................................................................................... 99

1. Introduction : ................................................................................................................................ 99

2. Présentation des moyens de sélectivité utilisés :[5] .................................................................... 100

2.1 Sélectivité chronométrique : ..................................................................................................... 100

2.2 Sélectivité logique : .................................................................................................................. 101

3. La sélectivité proposée : ............................................................................................................. 101

4. Réglages des protections : .......................................................................................................... 104

4.1 Hypothèses et règles : ............................................................................................................... 104

4.2 Réglages des disjoncteurs : ....................................................................................................... 105

4.3 Courbe de sélectivité : .............................................................................................................. 107

4.4 Réglage courant homopolaire : [8] ........................................................................................... 107

Synthèse et Recommandations : ............................................................................................................. 110

Conclusion générale : ............................................................................................................................. 113

Bibliographie : ........................................................................................................................................ 114

Annexes : ................................................................................................................................................ 115


Liste des figures

Figure 1 Fonctions de l’organisation.................................................................................................... 17

Figure 2: L’organisation actuelle du secteur portuaire au Maroc ....................................................... 18

Figure 3: La carte des ports du Maroc et leur trafic en 2010 ............................................................... 20

Figure 4: Ports de différentes régions ................................................................................................... 25

Figure 5: Schémas de principe d’alimentation du port ......................................................................... 29

Figure 6: Schémas synoptique d’alimentation des différents opérateurs ............................................. 30

Figure 7: Réseau HTA en boucle ouverte ............................................................................................. 33

Figure 8:Les zones occupées par les opérateurs .................................................................................. 35

Figure 9: puissance appelée dans PT20001 ......................................................................................... 49

Figure 10: puissance appelée dans PT20002 ....................................................................................... 49

Figure 11: puissance appelée dans PL MARSA MAROC ..................................................................... 50

Figure 12: puissance appelée dans PL SOSIPO ................................................................................... 51

Figure 13: Méthodologie de l’étude des canalisations ......................................................................... 53

Figure 14: les différents court-circuits et leurs courants (cf. CEI 60909). ........................................... 67

Figure 15: exemple de configuration de la boucle ................................................................................ 75

Figure 16: Courant d’enclenchement du TR PT102 ............................................................................. 93

Figure 17: Sélectivité chronométrique dans le cas d’un relais à temps indépendant ......................... 100

Figure 18: configuration pour les PT ................................................................................................. 102

Figure 19: configuration proposée pour PL MARSA Maroc .............................................................. 103

Figure 20: configuration proposée pour PL SOMAPORT et PL SOSIPO .......................................... 104

Figure 21: désignation des disjoncteurs ............................................................................................. 106

Figure 22: courbe de sélectivité- exemple : PT102 ............................................................................. 107


Liste des tableaux :

Tableau 1 : types d’interrupteurs dans la sous boucle 1 ....................................................................... 38

Tableau 2:caractéristiques des transformateurs dans la sous boucle 1................................................ 38

Tableau 3: types de comptage dans la sous boucle 1 ............................................................................ 39

Tableau 4:types d’interrupteurs dans la sous boucle 2 ......................................................................... 40

Tableau 5: caractéristiques des transformateurs dans la sous boucle 2............................................... 40


Tableau 7:types d’interrupteurs dans la sous boucle 3 ......................................................................... 41

Tableau 8:caractéristiques des transformateurs dans la sous boucle 3................................................ 42


Tableau 10:types d’interrupteurs dans la sous boucle 4 ....................................................................... 43

Tableau 11: caractéristiques des transformateurs dans la sous boucle 4 ............................................ 43

Tableau 12:types de comptage dans la sous boucle 4 ........................................................................... 43

Tableau 13: Scénarios possibles du PSD 1 ........................................................................................... 46



Tableau 16: bilan de puissance au niveau du PSD1 ............................................................................. 48

Tableau 17: relevé des puissance appelée dans PT20001 .................................................................... 49

Tableau 18: relevé des puissance appelée dans PT20002 .................................................................... 49

Tableau 19: relevé des puissance appelée dans PL Marsa Maroc ....................................................... 49

Tableau 20: relevé des puissance appelée dans PL SOSIPO ................................................................ 50



Tableau 23: puissance maximale qui peut transiter-PSD1 ................................................................... 57

Tableau 24: réserves disponibles-PSD1 ............................................................................................... 58

Tableau 25: puissance maximale qui peut transiter-PSD2 ................................................................... 58


Tableau 27: réserves disponibles-départs abaisseurs-PSD2 ................................................................ 59

Tableau 28 : puissance maximale qui peut transiter-PSD3 .................................................................. 60


Tableau 30: réserves disponibles-départs abaisseurs-PSD3 ................................................................ 61

Tableau 31: chutes de tension- PSD1 ................................................................................................... 63



Tableau 34: facteur tension ................................................................................................................... 69


Tableau 35 : courants de court-circuit maximaux-PSD1 ...................................................................... 82

Tableau 36: courants de court-circuit minimaux-PSD1 ....................................................................... 83

Tableau 37: courants de court-circuit maximaux-PSD2 ....................................................................... 84

Tableau 38: courants de court-circuit minimaux-PSD2 ....................................................................... 84

Tableau 39: courants de court-circuit maximaux-PSD3 ....................................................................... 85

Tableau 40:courants de court-circuit minimaux-PSD3 ........................................................................ 85

Tableau 41: valeurs du coefficient K..................................................................................................... 86

Tableau 42: temps de court-circuit- PSD2 ............................................................................................ 86

Tableau 43: courants d’enclenchement rapportés au courant assigné (valeur crête) des transformateurs

immergés. .............................................................................................................................................. 93

Tableau 44: NF C 13 – 100 : courants assignés des éléments de remplacement des fusibles à haute

tension en Ampères ................................................................................................................................ 95

Tableau 45: vérification des protections existantes .............................................................................. 96

Tableau 46: dimensionnements des fusibles et des interrupteurs ......................................................... 97

Tableau 47:dimensionnements des disjoncteurs en amont des transformateurs ................................... 97

Tableau 48: dimensionnements des disjoncteurs des départs ............................................................... 98

Tableau 49: dimensionnement des interrupteurs des arrivées des PT .................................................. 99

Tableau 50: capteurs de mesure installés ............................................................................................. 99

Tableau 51: réglages des disjoncteurs sur les départs........................................................................ 106

Tableau 52: réglages des disjoncteurs en amont des transformateurs ............................................... 107

Tableau 53:résultat de calcul pour PSD3 ........................................................................................... 108

Tableau 54: réglages homopolaires proposés .................................................................................... 109


Liste des symboles :

: facteurdetension.

√⁄ : sourcedetensionéquivalentevaleurefficace .

!: Fréquence (50Hz).

""#: Courant de court-circuit symétrique initial (en valeur efficace).

$%: La valeur de crête du courant de court-circuit.

&: Tension nominale entre phase d’un réseau

'"#: Puissance de court-circuit symétrique initiale.

'(): la puissance apparente d’un transformateur.

*): L’impédance d’un transformateur.

+#(: Tension de court-circuit en %.

*&: Impédance du réseau amont.

,: Facteur relatif au calcul de la valeur de crête du courant de court-circuit

min : Minimum (al)

max : Maximum(al)

k ou #: Court-circuit triphasé

#-: Court-circuit biphasé

n : Valeur nominale

T : Transformateur


Cahier des charges

Vu l’importance d’avoir une protection sélective au niveau du réseau électrique, et pour éviter

les dégâts matériels et les pertes importantes en coûts d’exploitations, l’agence nationale des

ports cherche à diagnostiquer et améliorer les protections et leur sélectivité au port de

Casablanca.

L’objectif de cette étude se résume en trois points essentiels :

o Redimensionnement des protections et calcul des réglages à appliquer

o Identification des anomalies qui affectent le système de protection du réseau HTA du

port dans son état actuel.

o Mise en place d’un nouveau plan de protection.

Pour réussir le projet et atteindre l’objectif tracé il faut tout d’abord faire une mise à jour des

schémas électrique et rassembler les données nécessaires pour l’étude.


Chapitre I : Présentation de l’organisme


1. Le secteur portuaire marocain

La position géographique du Maroc a conduit à la création de nombreux ports, tant sur le

littoral atlantique que sur la façade méditerranéenne, ports d’importance et d’activités très

variées.

Les ports marocains constituent de ce fait des places fortes de l’économie du pays et

représentent de véritables poumons pour son commerce extérieur.

Du point de vue trafic maritime, le Maroc présente un caractère quasi-insulaire en ce qui

concerne les échanges avec l’extérieur, ce qui le met en situation de forte dépendance vis-à-vis

des transports maritimes et des infrastructures portuaires. Avec plus de 95% du commerce

extérieur du Maroc transitant par les ports, un système portuaire efficace et performant revêt

donc une importance capitale pour la compétitivité de l’économie nationale.

1.1 Organisation

Depuis la mise en œuvre de la loi 15-02, le secteur portuaire national est organisé en trois

principales fonctions :

Figure 1 Fonctions de l’organisation

Depuis sa mise en œuvre en décembre 2006, la réforme portuaire a défini une nouvelle

organisation du secteur portuaire. Elle a permis l’introduction de la concurrence entre les ports

et au sein d’un même port notamment par le biais de la séparation des fonctions régaliennes,

des fonctions de l’autorité portuaire et des fonctions commerciales, et de l’instauration de

l’unicité de la manutention.


Ainsi, la fonction régalienne est dévolue à l’Administration dont les missions portent

sur l’élaboration et la mise en œuvre de la politique sectorielle et du cadre réglementaire et

légal, ainsi que la planification et la réalisation de nouvelles infrastructures portuaires.

La fonction de l’autorité portuaire incombe à des Agences chargées des missions de

régulation, de police portuaire, d’octroi des concessions et des autorisations, d’exercice des

activités portuaires, du développement et de la maintenance et la modernisation des

infrastructures et des superstructures et de la gestion du domaine public portuaire.

Par ailleurs, les fonctions commerciales sont exercées, dans un cadre de concurrence,

par des entités publiques ou privées en tant qu’opérateurs ou prestataires de services.

Elles concernent essentiellement les services rendus aux navires et à la marchandise et d’autres

activités connexes.

Structure de l’organisation :

Figure 2: L’organisation actuelle du secteur portuaire au Maroc

1.2 Typologies des ports

13 ports ouverts au commerce extérieur (Nador, Al Hoceima, Tanger, Tanger-Med,

Kénitra, Mohammedia, Casablanca, Jorf Lasfar, Safi, Agadir, Tantan, Laâyoune et

Dakhla) ;

10 ports de pêche à vocation régionale (Ras Kebdana, El Jebha, M’diq, Larache,

Mehdia, El Jadida, Essaouira, Sidi Ifni, Tarfaya et Boujdour) ;


9 ports de pêche à vocation locale (Cala Iris, Sidi Hssaine, Chmaala, Fnideq, Ksar

Sghir, Assilah, Salé, Souiria Lakdima et Imesouane) ;

6 ports de plaisance (Saidia, Kabila, Marina Smir, Bouregreg, Sables d’or et Marina

d’Agadir).

1.3 Infrastructures

62 Km de jetées de protection ;

49 Km de quais ;

1.850 ha de plans d’eau protégés ;

1.300 ha de terre-pleins.

1.4 Activité

92 MT comme volume global de l’activité portuaire, dont 20 MT en transbordement ;

24 526 escales de navires ;

4,3 M de passagers dont 453.000 croisiéristes ;

1,15 MT pour la pêche.

1.5 Investissements

Durant les dix dernières années, un budget annuel moyen de 3 Milliards de dirhams est

investi dans le secteur portuaire.


Figure 3: La carte des ports du Maroc et leur trafic en 2010

2. Réforme du secteur portuaire

Dans un contexte mondial en plein essor économique, le Maroc s’est résolument engagé,

à l’instar d’autres pays émergents, dans une politique visant particulièrement à bénéficier bel et

bien des investissements comme étant un choix stratégique au profit de la croissance

économique et sociale.


Dans ce cadre, le gouvernement a pris en considération la mise en œuvre de toutes les

mesures contribuant au renforcement ainsi qu’à la modernisation des infrastructures du pays.

En conséquence cette vision conduira au positionnement du Maroc sur une bonne voie sociale

et économique.

Vu l’importance de la part des échanges commerciaux du pays qui transitent par voie

maritime (plus de 95%), le secteur portuaire constitue une composante fondamentale dans le

commerce extérieur national. De ce fait, les différents pouvoirs publics ont œuvré à faire de

l’attractivité du Royaume un enjeu majeur, et ce en se basant sur l’extension, la diversification

et le développement des ports.

Le Maroc a consenti durant les trois dernières décennies des efforts considérables dans le

développement, l’adaptation et la modernisation de ses infrastructures portuaires et différentes

réformes et réorganisations ont été introduites dont la principale était celle de la création de

l’ODEP en 1984, qui a permis de rehausser le niveau du secteur portuaire national et

d’introduire des améliorations importantes aux niveaux des performances, des infrastructures,

des équipements et services.

Afin d’accompagner les évolutions actuelles et futures du secteur portuaire d’une part, et

de l’adapter aux nouvelles donnes économiques et politiques d’autre part, notre département a

entrepris une analyse critique de la situation actuelle de ce secteur. Sur la base des forces

constatées, des défaillances relevées et des attentes identifiées, le Ministère de l’Equipement et

du Transport a défini une nouvelle vision stratégique qui a abouti à la nécessité d’une réforme

globale et profonde du secteur.

Cette réforme du secteur portuaire se veut globale et profonde et se fixe comme principaux

objectifs :

• L’Actualisation et la mise à niveau de l’arsenal juridique

• La clarification des rôles et des missions des différents intervenants publics et privés

• La clarification et la séparation des missions Régaliennes, de Régulation et contrôle et

Commerciales

• L’assainissement de la situation juridique des intervenants dans le secteur portuaire

• La mise en place d’un cadre réglementaire claire et transparent pour l’octroi et

l’exercice de toute activité portuaire


• La création d’un environnement propre, encourageant et attractif pour l’investissement

privé

• Le maintien et la pérennité des équilibres financiers du secteur pour assurer son

développement

• La définition des modes de gestion et d’exploitation des ports

• La souplesse nécessaire pour l’opérateur public lui permettant de se préparer et de

renforcer sa capacité concurrentielle

D’où la création :

• L’ANP : Agence Nationale des Ports reprenant les missions du service public de

l’ODEP

• La société nationale d’exploitation portuaire à partir des activités commerciales de

l’ODEP

• Ouverture des activités portuaires à la concurrence pour le bénéfice des compagnies

maritimes

• Unicité de la chaîne de manutention

Une refonte structurelle profonde du secteur est nécessaire de manière à permettre une

amélioration de l’outil portuaire et son adaptation aux besoins du commerce extérieur. Aussi,

cette loi a-t-elle pour but, outre fixer le statut juridique des ports, de créer deux nouveaux

organismes, en l’occurrence :

L’agence nationale des ports chargée principalement de missions d’autorité.

Des opérateurs chargés, des missions à caractère commercial.

3. Agence Nationale des Ports (ANP)

La création de l’Agence Nationale des Ports s’inscrit dans le cadre de la loi 15-02 portant

réforme du secteur portuaire qui a pour objectifs de :

Rehausser le niveau de compétitivité des ports marocains ;

Doter le secteur portuaire d’un cadre législatif et réglementaire répondant aux

évolutions futures ;

Encourager la participation du secteur privé dans les activités commerciales portuaires.

L’ANP est un établissement public doté de l’autonomie financière et placé sous la tutelle du

Ministère de l’Equipement et de Transport qui permet de mettre en œuvre la réforme et

d’actionner tous les leviers de développement potentiels ou opportuns.


Elle a pour mission la régulation du secteur portuaire marocain, l’octroi des concessions et des

autorisations, le développement, la maintenance et la modernisation des ports nationaux, ainsi

que la promotion des places portuaires.

3.1 Statut juridique

Crée par la Loi 15-02, l’Agence Nationale des Ports est un « Etablissement Public doté de

la personnalité morale et de l’autonomie financière ». La tutelle technique de l’Agence est

assurée par le Ministère de l’Equipement et du Transport.

L’agence est soumise au contrôle financier de l’Etat applicable aux établissements publics

conformément à la législation en vigueur.

3.2 Missions de l’agence

L’Agence Nationale des Ports a notamment pour mission :

♣ D’assurer le développement, la maintenance et la modernisation des ports

nationaux ;

♣ De veiller à l’optimisation de l’utilisation de l’outil portuaire par l’amélioration

de la compétitivité des ports, la simplification des procédures et des modes

d’organisation et de fonctionnement ;

♣ De veiller au libre jeu de la concurrence dans l’exploitation des activités

portuaires ;

♣ D’arrêter la liste des activités à exploiter et le nombre d’autorisations et de

concessions à accorder dans chaque port ;

♣ D’exercer le contrôle de l’application des dispositions de la loi 15-02 et des

textes pris pour son application ;

♣ De veiller aux règles de sécurité, d’exploitation, et de gestion portuaires prévues

par la législation et la réglementation en vigueur.

Elle exerce en outre toute activité d’exploitation portuaire n’ayant pu être confiée, dans les

conditions fixées par les articles 12 et 17 de la Loi 15-02, à un concessionnaire ou à un

permissionnaire dans un port donné.

L’Agence peut également se voir confier par l’Etat ou par des personnes morales de droit

public, la maîtrise d’ouvrage déléguée pour la réalisation en leur nom et pour leur compte, de

nouvelles infrastructures portuaires ou de grosses réparations de ces infrastructures.


3.3 Administration et gestion de l’agence

L’Agence est administrée par un Conseil d’Administration. Il se compose, outre son

Président, de :

Représentations de l’Administration ;

Chambres et Fédérations Professionnelles ;

Représentants du personnel ;

4 personnalités désignées pour un mandat de 4 ans renouvelable une seule fois.

Le Conseil d’administration de l’Agence dispose de tous les pouvoirs et attributions nécessaires

à l’administration de l’Agence tels que :

La définition de la politique générale de l’Agence ;

La détermination du budget et les modalités de financement des programmes d’activités

de l’Agence ;

La fixation des redevances, droits et tarifs portuaires ;

L’approbation des conventions de concessions de gestion et d’exploitation portuaire ;

L’examen des règlements d’exploitation et plans d’aménagement des ports avant leur

approbation.

Le Conseil d’administration de l’Agence se réunit au moins deux fois par ans pour arrêter :

- Les états de synthèse de l’exercice clos ;

- Le programme prévisionnel et le budget de l’exercice suivant.

La gestion de l’Agence sera assurée par un Directeur qui détient tous les pouvoirs et

attributions nécessaires à cet effet.

3.4 Périmètre et champ d’intervention

L’Agence exerce ses attributions sur l’ensemble des ports du Royaume à l’exception du

port de Tanger Méditerranée.

En cela, elle est organisée en :Une Direction Centrale dont le siège social est à Casablanca, et

sept Directions Régionales à savoir :

La Région « Méditerranée » regroupant 7 ports dont le port de Nador constitue la tête de

région ;

La Région « Détroit » regroupant 7 ports ayant le port de Tanger comme tête de région ;


La Région « Atlantique Nord » constituée de 4 ports ayant en tête le port de

Mohammedia ;

La Région « Port de Casablanca » constituée du seul port de Casablanca, compte tenu de

son importance sur le plan national ;

La Région « Atlantique Centre » regroupant 5 ports ayant en tête le port de Jorn Lascar ;

La Région « Atlantique Sud » qui comprend 4 ports dont le port d’Agadir est la tête de

région ;

La Région « Grand Sud » constituée de 5 ports ayant en tête le port de Laâyoune.

Le découpage du périmètre d’intervention de l’Agence en sept régions répond au souci

d’économie de moyens et ressources compte tenu de la nécessaire présence de l’Agence dans

tous les ports du Royaume (33 ports).

Ainsi, l’Agence Nationale des Ports adopte une organisation centralisée autour d’une Direction

Générale qui s’appuie sur sept Directions Régionales, chacune encadrant un ensemble de ports

majeurs et locaux. Ces régions se présentent comme suit :

Figure 4: Ports de différentes régions


3.5 Organisation et structure de l’agence

L’Agence Nationale des Ports est constituée de :

Une Direction Centrale qui est chargée de :

• Garantir la cohérence des actions entreprises dans le cadre des orientations données

par le Conseil d’administration ;

• Assister les Directions régionales et les ports dans la réalisation de leurs missions.

Directions Régionales qui ont pour rôle d’assurer la représentation de la Direction

Nationale au niveau de la Région sur l’ensemble de ses missions et attributions.

Chaque région est responsable de son budget, de ses engagements ainsi que de ses ressources et

investissements.

La Région veillera au respect des règles communes édictées par les Fonctions Centrales et

animera l’ensemble des fonctions « supports » nécessaires à l’activité des ports de sa région.

3.6 Budget et structure du compte de résultat de l’agence

Le budget de l’Agence comprend les éléments ci-après :

En recettes (Produits) :

Droits de port navires et marchandises ;

Revenus des zones de chantiers navals ;

Taxes de péage pêche ;

Redevances de concessions, autorisations d’exploitation et d’occupations temporaires du

domaine public ;

Location de terrains ;

Fourniture d’eau et d’électricité ;

Amendes et cautions ;

Location et branchement de compteurs ;

Subventions, dons, legs ;

Toute autre recette en rapport avec son activité.

En dépenses (Charges) :

Personnel ;

Entretien et réparation des infrastructures, superstructures et équipements non concédés ;

Amortissements et provisions sur superstructures et équipements non concédés ;

Amortissements et provisions sur infrastructures transférées par l’État ou construites par

l’agence sans mention particulière dans le cahier des charges ;


Achat de matériel et fournitures ;

Achat d’eau et d’électricité ;

Impôts et taxes ;

Toute autre dépense en rapport avec son activité.


Chapitre II : Description du réseau électrique HTA du

port de Casablanca et réalisation des

schémas électriques


I. Description du réseau électrique du port

1. Présentation générale

Le port de Casablanca est alimenté en énergie électrique moyenne tension par deux postes

abaisseurs (20KV/ 5,5KV)

Chaque poste est desservi par deux arrivées LYDEC de 20KV, une normale et l’autre

secours.

Figure 5: Schémas de principe d’alimentation du port

L’ancien poste abaisseur qui alimente les zones objet de notre étude est desservi par

deux arrivées LYDEC de 20KV, une normale venant du poste source Chavigne (au nom du

poste LYDEC), l’autre issue du poste Patton.


La distribution de l’énergie électrique à l’intérieur du port se fait en réseau bouclé (coupure

d’artère). Le poste abaisseur comporte deux grands transformateurs de 10MVA chacun. Ces

deux unités de transformation redondantes travaillent en alternance (6 mois chacun).

Le poste abaisseur aliment trois postes répartiteurs appelés PSD (poste secondaire de

distribution) ; leur rôle est d’assurer la répartition de l’énergie dans l’étendue portuaire, de

distribuer l’énergie MT directement (portiques, grues) ou via des postes MT/BT

Les différents PT du port de Casablanca sont liés directement à l’exploitation d’énergie, ils

alimentent les grues, l’éclairage du port, les magasins, les sociétés Privées….

Figure 6: Schémas synoptique d’alimentation des différents opérateurs

1.1 structure du réseau électrique du poste abaisseur

a. Réseau 20KV

Distribution de l’alimentation

Dans le poste abaisseur on trouve deux arrivées LYDEC pour l’alimentation en 20 KV,

leurs rôles est d’assurer l’alimentation régulière soit en mode normal ou en mode secours.

La marche en mode normal ou en secours est assurée par verrouillage mécanique entre les deux

cellules.


Comptage 20KV et mesure

La cellule de comptage comporte trois TP (transformateur de potentiel) protégés par

trois fusibles (6.3A/7.2KV), alimentant un panneau de comptage constitué d’un compteur

numérique tri tarifs.

Protection générale

La cellule de protection générale contient :

Un disjoncteur NT (400A) à commande mécanique avec une bobine d’enclenchement

en 48V en court-circuit.

Un double sectionnement 400A chacun.

Un jeu de TC (transformateur de courant) de calibre 500/5A alimentant un relais de

protection générale (SEPAM S80), ce relais protège tout le reste de l’installation.

Trois TC à double secondaire (250/500), (5/5) ONT destinés pour le comptage.

Protection amont 20 KV des transformateurs TR1 et TR2

Le poste dispose de deux cellules de protection comportant chacune :

Un disjoncteur à commande électrique motorisée.

Trois TC (24KV-300/5A) pour l’alimentation de relais de protection contre les

surintensités et contre les défauts homopolaires (SEPAM S80)

Trois voyants de signalisation (diviseur capacitif) pour indiquer que les trois

phases sont sous tension.

Protection amont transformateur auxiliaire (160 KVA)

Le primaire du transformateur auxiliaire est protégé par trois fusibles (6.3A-20KV)

HPC. La commande est faite par un interrupteur-sectionneur RXF (6/400 A) au lieu d’un

disjoncteur MT.

Transformateurs de puissance

Le poste abaisseur renferme trois transformateurs de puissance :

Deux transformateurs TR1 et TR2, 20/5.5 KV de puissance 10 MVA chacun couplé en

triangle étoile (neutre sorti non-distribué).

Le neutre sorti est protégé par un relais SEPAM S40, il est mis à la terre à travers une

impédance de valeur 32 .

Les masses des transformateurs sont mises à la terre à travers un relais de protection (SEPAM

S40) appelé protection masse cuve.

Un transformateur auxiliaire 20KV/220-380V de puissance 160 KVA couplés en YZN avec

limiteur de surtension branché sur le neutre au secondaire. La protection est faite par un


disjoncteur débrochable (DTV 250Rh/Pdc 30KA) ce transformateur alimente tous les

auxiliaires du poste abaisseur (éclairage, ventilation forcée, salle GTC : Gestion Technique

Centralisée). Toutes ces structures sont desservies par un jeu de barres de 630 A/20 KV.

b. Réseau 5.5 KV

Cellule de couplage

Ce réseau comporte deux demi jeu de barres de (1250A/5.5KV) appelés départ A et B qui

peuvent être liés par un couplage assuré par un disjoncteur débranchable.

Ce couplage est mis en service d’une façon permanente tant que seulement l’un des

transformateurs (TR1 et TR2) est en service.

Cellule protection aval des transformateurs

La protection est semblable à celle de la protection amont seulement le disjoncteur est

débranchable de calibre 1250A.

Mesure

La cellule mesure est pareille à celle de la mesure du réseau 20 KV seulement la tension est de

5.5 KV et les fusibles sont de calibre 5A/24 KV.

Départ vers les postes secondaires de distribution (PSD) :

Il existe six départs 5.5 KV vers trois PSD :

Chaque PSD est servi par deux câbles A et B de section 3x1x240 mm² en Aluminium chacun,

PSD1A, PSD2A, PSD3A, PSD1B, PSD2B, PSD3B. Ces trois PSD sont bouclés avec le poste

abaisseur via ses câbles (réseau bouclé). Chacun des départs cités est protégé par un disjoncteur

débranchable complété par des relais de protection contre les surintensités et les défauts

homopolaires.

1.2 structure du réseau 5.5 KV des PSD

Chaque PSD est alimenté par deux câbles issus du poste abaisseur (A et B), il comporte aussi

plusieurs départs vers les PT (poste de transformation), on peut donc parler de bouclage de ces

PT avec les PSD.

a. Architecture en boucle :[10]

Cette solution est bien adaptée aux réseaux étendus avec des extensions futures

importantes. Il existe deux possibilités suivant que la boucle est ouverte ou fermée en

fonctionnement normal. L’architecture en boucle ouverte exige les conditions suivantes :

• les têtes de boucle en A et B sont équipées de disjoncteurs.

• les appareils de coupure des tableaux 1, 2et 3 sont des interrupteurs.


• en fonctionnement normal, la boucle est ouverte (sur la figure, elle est ouverte au

niveau du tableau 2).

• un défaut sur un câble ou la perte d'une source engendre une reconfiguration de la

boucle

Au niveau du port de Casablanca, la solution adoptée est l’architecture en boucle

ouverte :

Figure 7: Réseau HTA en boucle ouverte

b. Cas du PSD1 : (Annexe A)

Il contient :

Deux demi-jeux de barres A et B de 630A/5.5 KV avec possibilités de couplage.

A l’état normal le couplage est ouvert, équilibre et répartition des charges, les deux

demi-jeux de barres sont alimentés par les deux arrivées abaisseur.

Une cellule de protection du transformateur auxiliaire 160KV qui se fait par fusible

HPc 7.2 KV/25 A.

Une cellule de comptage comportant trois TP de (5.5 KV/√3) (100 V/√3) protégés par

des fusibles (6.3 A/7.2 KV).

Départ vers les PT : le PSD1 renferme huit départs en câble de 3x1x150mm² Alu pour

alimenter quatre boucles. (Voir Annexe A)

c. Cas du PSD2 :(Annexe A)

Il contient :





Une cellule de protection du transformateur auxiliaire 160KVA qui se fait par fusible

HPc 7.2 KV/25 A.



Départ vers les PT : le PSD2 renferme six départs en câble de 3*240mm2 Alu pour

alimenter trois boucles Et la liaison transversale entre le PSD1 et PSD 3 (Voir Annexe

A)

d. Cas du PSD3 :

Il contient :




Une cellule de protection du transformateur auxiliaire 160KV qui se fait par fusible

HPc 7.2 KV/25 A.



Départ vers les PT : le PSD3 renferme six départs en câble de 3*240mm2 Alu pour

alimenter deux boucles et le poste SOMAPORT.

1.3 Description des PT

Chaque poste comporte deux cellules double (arrivée + départ) 400A, l’ensemble

constituant une boucle, par exemple les deux PT 102 et 103 forment une boucle avec le PSD1.

2. Identification du réseau électrique du port de Casablanca

Suit à la mise en place de la réforme portuaire entrée en application à partir du 5 Décembre

2006 (Loi 15/02), MARSA MAROC gère le terminal RORO, le môle de commerce et le

terminal à conteneurs EST. SOMAPORT gère le môle TARIK et le môle des agrumes. Seul

l’OCP est alimenté directement par la LYDEC, tous les autres opérateurs portuaires et

opérateurs privés ont recours à l’ANP qui sert d’interface entre la LYDEC et ces sociétés


privées. L’ANP gère l’ancien et le nouveau poste abaisseur ainsi que les quatre PSD (PSD1,

PSD2, PSD3 et PSD5), elle gère aussi certaines boucles comprenant des PT.

Figure 8:Les zones occupées par les opérateurs

2.1 Réseau électrique du PSD1

Le réseau électrique du PSD1 comporte quatre boucles :

Boucle1 : comporte deux PT (PT102, PT103) :

PT102 : Concédé à l’opérateur portuaire SOMAPORT, il comporte un seul

transformateur de puissance 315KVA.

PT103 : Concédé à l’opérateur portuaire SOMAPORT, ce PT comporte un

transformateur de 630KVA.

Boucle 2 : comporte deux PT (SOCOBANA, 1002, ONP et Glacière du port) :

Socobana : il comporte un seul transformateur de puissance 630KVA

PT 1002 : il comporte un transformateur de puissance 400KVA

PT ONP : C’est un poste préfabriqué qui comporte une puissance de 400KVA

PT GLACIERE DU PORT : Concédé à un opérateur privé (Société GLACIERE DU

PORT), il comporte un seul transformateur de 1250KVA.

Boucle 3 : comporte quatre PT (1001, Marine marchande, Scom et CAM) :

Nouveau

terminal3


PT1001 : Ce poste appartient à l’ANP, il se trouve dans la zone administrative du port.

Il comporte un seul transformateur de 500KVA.

PT Marine Marchande : Il comporte un transformateur de 100KVA

PT Scom : Il comporte deux Transformateurs de 1000KVA, deux transformateurs

380V/220V de 160KVA chacun et un autre d’isolement de 630KVA

Boucle 4: Comporte deux PT (10001 et Chantier Bloc)

PT 10001 : Ce poste appartient à l’ANP, il se trouve dans la zone JETEE MOULAY

YOUSSEF du port. Il comporte un transformateur de 250KVA

PT Chantier Bloc : il comporte un transformateur de 400 KVA


Boucle 1 : Comporte deux PT (PT20001, PT20002).

PT20001 : Concédé à l’opérateur portuaire MARSA MAROC, ce PT comporte un seul


PT20002 : Concédé à l’opérateur portuaire MARSA MAROC, ce PT comporte un seul


Boucle 2 : Contient un poste de livraison concédé à MARSA MAROC. Ce dernier alimente par

ses deux jeux de barres deux sous boucles. La configuration de ces sous boucles est la

suivante :

• Sous boucle 2-1 : alimente un seul PT.

PT101 : Concédé à l’opérateur portuaire MARSA MAROC, comporte un

transformateur de 250 KVA

• Sous boucle 2-2 : contient trois PT

PT201 : Concédé à l’opérateur portuaire MARSA MAROC, ce PT comporte deux

transformateurs principaux de 800KVA et deux portiques comportant chacune un

transformateur de puissance 1600 KVA.








Boucle 3 : Contient un poste de livraison concédé à SOSIPO. Ce dernier alimente deux postes

de transformations :

PT nord : alimenté par le jeu de barres A du PL, il alimente trois portiques contenant

chacune un transformateur 5500/400V de puissances respectivement 500KVA,

500KVA et 250 KVA.

PT sud : alimenté par le jeu de barres A du PL, il alimente trois portiques contenant

chacune un transformateur 5500/400V de puissances respectivement 250KVA,

500KVA et 500 KVA.


Le réseau électrique de la Zone PSD3 comporte trois boucles :

Boucle 1 : Comporte deux PT (PT305, PT306).

PT305 : Ce poste appartient à l’ANP, il comporte deux transformateurs principaux de

800KVA et 160KVA.

PT306 : Ce poste appartient à l’ANP, il comporte un seul transformateur principal de

800KVA.

Boucle 2 : Comporte deux PT (PT Local Simulateur, PT30001).

PT30001 : Ce poste appartient à l’ANP, il comporte un seul transformateur principal

de 200KVA.

PT Local Simulateur : comporte un transformateur de 400 KVA

Boucle 3 :

Elle contient le poste de livraison du client SOMAPORT, ce PL alimente trois portiques de

puissance 1750 KVA chacun. Il alimente également deux postes de transformation. Internes.


Le PSD5 est alimenté par le nouveau poste abaisseur son réseau électrique comporte quatre

boucles. Ces boucles contiennent respectivement un poste de transformation appartenant à

l’ANP, un poste de livraison dédié à MASSE CEREALES, un PL dédié à MARSA MAROC et

un PL du future terminal 3.

II. Réalisation des schémas électriques du PSD 1 :

1. Introduction :

La majorité des postes de transformation qui appartiennent à l’ANP, et même ceux de

ses clients, ont subis des grands changements récents au niveau de l’installation électrique par


exemple l’ajout des transformateurs ou le changement du types d’appareillages de protection.

Ces changements n’étaient pas documentés (La dernière mise à jour pour quelque postes date

de 1997). Ce qui nous a obligés à reconstituer les schémas des différents PT.

Cette mise à jour concerne les postes des sous boucles alimentées par le poste de

distribution secondaire PSD1. Comme il est mentionné précédemment le PSD 1 alimente

quatre sous boucles. Nous allons présenter les données relatives aux postes de transformation

contenus dans ces sous boucles. Ces données concernent le matériel utilisé pour la protection,

les caractéristiques des transformateurs et les types de comptage utilisé dans chaque poste.

2. Postes de la sous boucle 1

Cette sous boucle alimente deux postes de transformation PT 103 et PT 102.

Au niveau des départs :

Au niveau des transformateurs :

Poste Cellule

d’arrivée

Cellule

départ

Interrupteurs départ et d’arrivée

PT102 PSD1-A PT 103 Interrupteur-Sectionneur Isr=400A

Un=24Kv In=400A

Tenue aux chocs 125KVc PT103 PT 102 PSD1-B

Tableau 1 : types d’interrupteurs dans la sous boucle 1

Poste Puissance

(KVA)

Marqu

e

Ann

ée

Tensions Couplage Uc % Protection transformateur

PT 102 315 ALCAT

EL 5500/400 Dyn11 3,60% Disjoncteur Orthofluor FP

Sectionneur Rotatif SR

Un=24KV sur isolé

In=400A

PT 103 630 CGE

MAR

OC

200 5500/40

0

3.6

Tableau 2:caractéristiques des transformateurs dans la sous boucle 1


Au niveau de la cellule de comptage:

Poste Type du comptage Protection comptage

102 Comptage MT Sectionneur Rotatif SR 50A

Un=24KV surisolé In=50A

Tenue aux chocx :125KVc

Ith(Is)=12,5KAeff Idyn=31,5KAc

103 Comptage BT Non communiqué

Tableau 3: types de comptage dans la sous boucle 1

Remarque :

Auparavant il y avait trois transformateurs dans le PT 102, c’est la raison de la protection

générale dessinée dans le schéma.

Les schémas réalisés des postes PT 102 et PT 103 sont présentés dans l’annexe A.


Cette sous boucle alimente quatre postes de transformation PT SOCOBANA, PT 1002, PT

ONP et PT glacière du port.


Poste Cellule d’arrivée Cellule départ Interrupteurs départ et d’arrivée

PT

SOCOBANA

PSD1-A PT 1002 Interrupteur-Sectionneur Isr=400A

Un=24Kv In=400A

Tenue aux chocs 125KVc PT 1002 PT SOCOBANA PT ONP

PT ONP

(Poste

préfabriqué)

PT 1002 PT Glacière du

port

Protection assurée par cellule de

protection

Tension assignée=24Kv Courant

assigné=400A

Courant de courte durée:

Valeur efficace=12,5KA/1s

Valeur crête=21,5KAc

Pouvoir de fermeture de ST

aval=31,5KAc





PT SOCOBANA Comptage MT Sectionneur Rotatif SR

50A

PT Glacière du port PT ONP PSD1-B Interrupteur-Sectionneur Isr=400A

Un=24Kv In=400A

Tenue aux chocs 125KVc

Tableau 4:types d’interrupteurs dans la sous boucle 2

Tableau 5: caractéristiques des transformateurs dans la sous boucle 2


PT Glacière du port Un=24KV surisolé

In=50A

Tenue aux chocx :125KVc

Ith(Is)=12,5KAeff

Idyn=31,5KAc

PT 1002 Comptage BT Non communiqué

PT ONP


Les schémas réalisés des postes de transformations sont présentés dans l’annexe A.



Remarque

Actuellement dans la 3ème boucle il y a 2 postes non mentionnés dans le tableau ci-dessus :

PT CAM1

et PT CAM 2.ils seront remplacés par le poste PT CAM qui est en cours de construction.

Poste Cellule

d’arrivée

Cellule

départ

Interrupteurs départ et

d’arrivée

PT 1001 PSD1-A PT Marine

Marchande

Non communiqué

PT MARINE

MARCHANDE

PT 1001 PT SCOM

PT SCOM PT Marine

Marchande

PT CAM Interrupteur Sectionneur

Un=12KV Uw=95KV

Ith=12,5KA Ima=31,5KA

In=400A






PT 1001 Comptage BT Non communiqué

PT MARINE MARCHANDE Comptage MT

PT SCOM Comptage MT


Poste S (KVA) Marque Année Tensions Coupl

age

Uc

%

Protection transformateur

PT 1001 500 Merlin

Gerin

2000 5500/4

00

Dyn

11

4 Interrupteur combine

Protection Fusible :

Fusible suivant Norme UTE

C13.100

Un=24KV sur isolé

Pouvoir de coupure

I1=I2=400A

Court circuit Ith=12,5KA

Ima=31,5KA

PT MARINE

MARCHANDE

100 SREFAT 1994 5500/4

00

3.7

5

Fusible tipo A.P.R U

=24KV I=32 A

PT SCOM 2*1000 Merlin

Gerin

2011 5500/4

00

Ydyn

11

5 Disjoncteur simple

sectionnement

Un=7,2Kv Uw=95Kv

Ith=12,5KA

Ima=31,5KA In=400A

PT CAM

400

-

-

5500/4

00

-

-

Tableau 8:caractéristiques des transformateurs dans la sous boucle 3






au niveau de la cellule de comptage :


10001 Comptage BT Non communiqué

PT Chantier Bloc - -

Tableau 12:types de comptage dans la sous boucle 4


Poste Cellule

d’arrivée

Cellule

départ

Interrupteurs départ et d’arrivée

PT10001 PSD1-A PT

Chantier

Bloc

Interrupteur Ur=24KV Ud=50Kv

Up=125KV Ir=630A Ik=12,5KA

tk=1s Un=3,1-7 K

PT Chantier

Bloc

PT 10001 PSD1-B En cours de construction


Tableau 11: caractéristiques des transformateurs dans la sous boucle 4


Chapitre III : Etude des canalisations des différents

Postes secondaires de distributions


I. Introduction

L’objectif de ce chapitre est l’étude de la capacité du réseau électrique au sein du port

de Casablanca à véhiculer des charges actuelles et supporter les extensions futures. Pour cela

nous allons procéder à la détermination de la puissance maximale que peuvent supporter les

différentes canalisations MT des boucles.

L’étude des canalisations sera faite dans le cas le plus défavorable des configurations

possibles. Ainsi nous étudions les différents scénarios possibles et déduire le cas le plus

défavorable qui sera pris en compte. Cette étude nécessite l’établissement préalable du bilan de

puissance dans les trois PSD.

II. Etude des scénarios possibles

Comme indiqué précédemment, l’architecture du réseau de l’ANP est en boucle

ouverte, pour cela on a proposé les différentes configurations possibles sur lesquelles nous nous

sommes basés pour le calcul des canalisations et pour le calcul des courants de court-circuit.

L’élaboration d’un plan de protection efficace pour assurer une protection maximale

repose sur une étude détaillée et bien faite des différents scénarios sur les sous boucles

existantes .Par exemple lors du calcul de courant de court-circuit au niveau de l’arrivée d’un

poste on peut trouver plusieurs valeurs selon la configuration choisie, il serait donc judicieux

de choisir la valeur du courant de court-circuit convenable pour assurer la protection quelle que

soit la configuration de la boucle concernée.

Les tableaux suivants résument les scénarios possibles sur lesquels nous nous sommes

basés pour les différents calculs et raisonnements présentés dans ce travail.

1. Scénarios du poste secondaire de distribution 1

PSD1 Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4

Sous Boucle 1 Ouverture de la

boucle entre PSD1

et PT 102 ou PT 103

Ouverture de la

boucle entre PT102

et PT103


boucle entre PSD1

et PT 102 ou PT 103

Ouverture de la

boucle entre

Glacière du port et

Ouverture de la

boucle entre PT

ONP et PT 1002

Ouverture de la

boucle entre PT

1002 et


PT ONP SOCOBANA


boucle entre PSD1

et CAM ou PT1001

Ouverture de la

boucle entre CAM

et SCOM

Ouverture de la

boucle entre SCOM

et Marine

Marchande

Ouverture de la

boucle entre Marine

Marchande et

PT1001


boucle entre PSD1

et PT 10001 ou

Chantier Bloc

Ouverture de la

boucle entre

PT10001 et Chantier

Bloc

Tableau 13: Scénarios possibles du PSD 1


PSD2 Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3

Sous Boucle ANP Ouverture de la boucle

entre PSD2 et PT

20001 ou PT 20002

Ouverture de la boucle

entre PT 20001 et PT

20002

-

Sous

Boucle PL

Marsa

Maroc

Sous boucle

1


entre PL Marsa Maroc

(A ou B) et PT 101

- -

Sous boucle

2


entre PL Marsa Maroc

(A ou B) et PT 202 ou

PT 201


entre PT 202 PT 203


entre PT 203 et PT

201




III. Bilan de puissance :

Vue la non disponibilité d’informations sur les puissances appelées au niveau des postes

de transformation alimentés par les postes secondaires de distribution PSD1 et PSD 3 nous les

avons évalués sur la base des considérations suivantes :

• La puissance appelée affectée au PSD 1 est estimé à partir de la moyenne des mesures

réalisées sur une semaine durant notre stage .Elle est de 1300 KVA

• La puissance appelée par PSD2 qui est connue d’après les factures qui nous sont

fournies par l’ANP, elle est de l’ordre de 2800 KVA

• La puissance globale appelée au niveau du poste abaisseur est connue d’après les

factures. elle est de l’ordre de 4700 KVA, et elle est répartie sur les 3 PSD (PSD1,

PSD2 etPSD3).

• Le taux de charge des transformateurs pour lesquels les données sont disponibles oscille

entre 0.2 et 0.3.

• L’histoire des coefficients utilisés dans des précédentes études (Séchaud et Metz,

Normindus) qui utilisent un coefficient de l’ordre de 0.3.

• Les puissances appelées par PSD2 étant connues, l’addition de leur valeur maximale

conduit à un coefficient de 0.6.

PSD3 Scénario 1 Scénario 2

Sous Boucle ANP 1 Ouverture de la boucle entre

PSD3 et PT 305 ou PT 306

Ouverture de la boucle entre PT

306 et PT 305

Sous Boucle ANP 2 Ouverture de la boucle entre

PSD3 et PT 30001 ou PT local

simulateur

Ouverture de la boucle entre PT

30001 et PT simulateur

Sous boucle SOMAPORT Ouverture de la boucle entre PL

SOMAPORT (A ou B) et PT 1

ou PT 2

Ouverture de la boucle entre

PT1 et PT 2



Qu’est-ce qu’on retient ?

Pour PSD3 où la puissance appelée estimé est faible, on a retenu un coefficient

de 0.2.

Pour PSD1 on a pris la valeur moyenne de 0.3

1. Bilan de puissance au niveau du PSD1

Tableau 16: bilan de puissance au niveau du PSD1

P.U.I : Puissance unitaire installée

C.F : Coefficient de foisonnement

I.F : Courant foisonné

P.F : Puissance foisonnée


0

20

40

60

80

Janvier Février Mars Avril

Puissance

souscrite

(KVA)

Puissance

appelée

(KVA)

0

20

40

60

80

100

120

Janvier Février Mars

Puissance

souscrite

(KVA)

Puissance

appelée

(KVA)

2. Bilan de puissance au niveau du PSD2

Contrairement aux autres PSD, les factures des postes du PSD2 sont disponibles. De ce faite

nous allons travailler avec la valeur maximale appelée durant une période donnée.

PT 20001 :

Tableau 17: relevé des puissance appelée dans PT20001

PT 20002 :

Tableau 18: relevé des puissance appelée dans PT20002

PL Marsa Maroc :

Puissance souscrite (KVA) Puissance appelée (KVA) P appelée MAX (KVA)

2012 Septembre 600 632

760

2012 Octobre 600 729

2012 Novembre 600 760

2012 Décembre 600 730

2013 Janvier 600 700

2013 Février 700 621

2013 Mars 700 721

2013 Avril 700 664

Tableau 19: relevé des puissance appelée dans PL Marsa Maroc

Figure 9: puissance appelée dans PT20001

Figure 10: puissance appelée dans PT20002


Figure 11: puissance appelée dans PL MARSA MAROC

PL SOSIPO :

Puissance souscrite (KVA) Puissance appelée (KVA) P appelée MAX (KVA)

Janvier 1500 1750

1866

Février 1500 1732

Mars 1500 1793

Avril 1500 1516

Mai 1500 1866

Juin 1500 1726

Juillet 1500 1525

Août 1500 1599

Septembre 1500 1396

Octobre 1500 1622

Novembre 1500 1700

Décembre 1500 1747

Tableau 20: relevé des puissance appelée dans PL SOSIPO

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Sep

tem

bre

Oct

ob

re

No

vem

bre

Dé

cem

bre

Jan

vie

r

Févr

ier

Ma

rs

Av

ril

2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013

Puissance souscrite

(KVA)

Puissance appelée

(KVA)


Figure 12: puissance appelée dans PL SOSIPO

Bilan de puissance global :

Sous boucle Poste Puissance

installée (en

KVA)

Puissance appelée

au niveau du poste

(en KVA)

Puissance appelée

du départ

Courant

du départ

ANP PT 20001 500 73

2799 294 PT 20002 160 100

MarsaMaroc PL MarsaMaroc 14350 760

SOSIPO PL SOSIPO 3600 1866


3. Bilan de puissance au niveau du PSD 3

Poste P.U.I

(KVA)

CF P.F

(KVA)

I.F

(A)

P.F

départ

PSD1

I.F départ

PSD1

P.F départ

Abaisseur

I.F

départ

Abaisseur

PSD3 160 0.2 32 3 2019 211

ANP1 PT 306 160 32 3 424 44,5084571

1000 200 21

PT 305 160 32 3

800 160 17

ANP2 PT 30001 315 63 7 143 15,011107

PT local

simulateur

400 80 8

SOMAPORT PT 1 800 160 17 1420 149,061342

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Puissance souscrite (KVA)

Puissance appelée (KVA)


800 160 17

PT 2 250 50 5

Portique 1 250 50 5

1500 300 31

Portique 2 250 50 5

1500 300 31

Portique 3 250 50 5

1500 300 31


IV. Etude des canalisations

1. Principe de la méthode

La norme NF C13-205 définit une méthode pour dimensionner les câbles à installer on se

basant sur le courant d’emploi qui est la somme des puissances des récepteurs alimentés. Dans

notre étude nous allons procéder inversement.

La méthode que nous avons appliquée est la suivante :

A partir de l’installation existante on relève la section installée Sinstallée

A partir de la section installée nous allons déduire du tableau(à indiquer) la valeur du

courant admissible « Iz ».

A partir du mode de pose et la nature des câbles nous déduisons la valeur du

coefficient de correction global « f » à partir des tableaux (Annexe C)

Calcul du courant maximal d’emploi à partir de l’équation suivante :

P.U.I : Puissance unitaire installée

C.F : Coefficient de foisonnement

I.F : Courant foisonné

P.F : Puissance foisonnée

IB = f*Iz


Calcul de la puissance maximale qui peut transiter d’après :

Avec : U : La tension nominale composé ;U=5.5KV

Déduction de l’état actuel de charge des câbles installés

La figure suivante résume la méthode suivie :

Figure 13: Méthodologie de l’étude des canalisations

2. Exemple de calcul

Nous traitons dans cet exemple le tronçon reliant le poste abaisseur et le JdB A du PSD1. La

section de ce câble est de 240mm² aluminium .Ses caractéristiques :

Smax=√*IB*U


Type unipolaire avec isolant PR

Directement enterré

La température prise en considération est de 35°C

2.1 Calcul du courant admissible Iz :

La valeur de ce courant est déduite de la section du câble et du tableau 6-31 de la norme NF

C13-205

2.2 Calcul du coefficient de correction global :

D’ou

D’après le tableau 6-23 (Annexe C):

F0 = 1

F2 : Facteur de correction pour des températures du sol différentes de 20°C

F3 : Facteur de correction pour des résistivités du sol

F4 : Facteur de correction pour groupement de plusieurs canalisations

Pour S=240mm²Alu Iz=440A


2.2.1 Détermination de f2 :



F2= 0.89

F3 = 1


2.2.4 Calcul du facteur global :

2.3 Calcul du courant maximal d’emploi :

Dans notre cas, le courant maximal d’emploi représente le courant maximal que la ligne peut

transiter, il est donné par la relation suivante :

IB = Iz*f

F4 = 0.75

F=F0*f2*f3*f4

F=0.6675

IB=293.7 A


2.4 Calcul de la puissance maximale qui peut transiter :

A partir du courant maximal d’emploi qu’on a déduit de la section du câble On peut calculer la

puissance maximale que la ligne peut transiter, elle est calculée à partir de la formule suivante :

2.5 Déduction de l’état actuel du charge du tronçon Abaisseur-PSD1 :

Selon le bilan de puissance, la puissance foisonnée appelée au niveau du PSD1 est : 2231KVA

Et La puissance maximale qui peut transiter dans ce tronçon est : 2798 KVA

D’où un réserve de 20% sur ce tronçon.

3. Résultats obtenus :

3.1 Poste secondaire de distribution PSD1 :

Calcul du facteur global et de la puissance maximale qui peut transiter

Tableau 23: puissance maximale qui peut transiter-PSD1

Calcul des réserves disponibles :

Smax=√(3)*IB*U Avec U = 5.5 KV

Smax =2798 KVA


Pour les sous boucles du PSD1, nous avons fait les calculs sur les tronçons des départs du

PSD1 dans les cas les plus défavorables, autrement dit le scénario 1 dans chaque sous boucles.

La puissance

appelée

(KVA)

La puissance maximale

qui peut transiter(KVA)

Réserve(+)/Surcharge(-)

Départ

Abaisseur

2232 2798 +%20

Départ Sous

boucle 1

284 2130 +87%

Départ sous

boucle 2

804 2130 +62%

Départ sous

boucle 3

900 2130 +58%

Départ sous

boucle 4

195 1240 +84%

Tableau 24: réserves disponibles-PSD1

3.2 Poste secondaire de distribution PSD 2

Calcul du facteur global et de la puissance maximale qui peut transiter

Tableau 25: puissance maximale qui peut transiter-PSD2



Pour les sous boucles du PSD2, nous avons fait les calculs sur les tronçons des départs du

PSD2 dans les cas les plus défavorables, autrement dit le scénario 1 dans chaque sous boucle.

La liaison transversale entre les PSD est installée pour alimenter les PT d’un PSD, lorsqu’il

sera mis hors tension, par un autre PSD. Nous présentons les réserves/surcharge du départ

abaisseur dans les différents cas possibles, dans le cas où le PSD2 est destiné à alimenter tous

les PT du PSD1

La puissance appelée

(KVA)


qui peut

transiter(KVA)


Départ Sous boucle

ANP

173 1621 +89%

Départ sous boucle

Marsa Maroc

760 2798 +73%

Départ sous boucle

SOSIPO

1866 2798 +33%


Départ Abaisseur :


(KVA)


qui peut

transiter(KVA)


PSD 2 alimenté par

ABA- A sans PSD1

2847 4477 +36%

PSD 2 alimenté par

ABA- A avec PSD1

5078 4477 -13%

PSD 2 alimenté par

ABA- B sans PSD1

2847 2798 -2%

PSD 2 alimenté par

ABA- B avec PSD1

5078 2798 -81%

Tableau 27: réserves disponibles-départs abaisseurs-PSD2

Dans le cas où on envisage une alimentation des PT du PSD1, lorsque ce dernier est mis hors

tension, par le PSD2, les lignes entre l’abaisseur et le PSD2 seront surchargés.


Tous les postes du PSD2 ne peuvent pas être alimentés par le JDB-B du PSD2 seul.

3.3 PSD3 :

Calcul du facteur global et de la puissance maximale qui peut transiter :

Tableau 28 : puissance maximale qui peut transiter-PSD3




(KVA)


qui peut

transiter(KVA)


Départ Sous boucle

ANP 1

424 2798 +85%

Départ sous boucle

ANP 2

143 2734 +96%

Départ sous boucle

SOMAPORT

1500 2798 +46%


Départ abaisseur :

PSD3 est destiné à alimenter tous les PT du PSD2 en cas de défaillance, nous présentons les

réserves/surcharge dans les différents cas possibles du départ abaisseur.


(KVA)


qui peut

transiter(KVA)


PSD 3 alimenté par

ABA- A sans PSD2

2099 4477 +53%

PSD 3 alimenté par

ABA- A avec PSD2

4976 4477 -10%

PSD 3 alimenté par

ABA- B sans PSD2

2099 2798 +25%

PSD 3 alimenté par

ABA- B avec PSD2

4946 2798 -77%

La ligne transversale

vers PSD2

2847 2798 -2%

Tableau 30: réserves disponibles-départs abaisseurs-PSD3

Conclusion :

A partir des calculs cités, On remarque que les lignes sont surdimensionnés alors

l’agence peut envisager des extensions selon les réserves mentionnés .Mais il faut signaler que


les liaisons transversales qui ont pour rôle de secourir les PSD en défaillances risque de ne pas

supporter la charge entière.

4. Vérification des chutes de tension :

Les chutes de tension dans les câbles moyenne tension des réseaux industriels sont en général

négligeables.

Bien que la norme C 13-220 ne prévoit pas la vérification des chutes de tension et ne fixe pas

les valeurs admissibles, il nous semble utile de donner la méthode de calcul pouvant être

appliquée notamment pour les canalisations de longueur importante.

Pour un circuit triphasé, la chute de tension (tension simple) est calculée par la formule :

ρ1 : résistivité du conducteur en service normal, soit 1,25 fois celle à 20 °C

ρ 1=0,0225 Ω mm² / m pour le cuivre ;

ρ 1=0,036 Ωmm² / m pour l'aluminium

L : longueur de la canalisation, en mètre

S : section des conducteurs, en mm²

Cos(ᵠ)=0,8 ;sin (ᵠ) =0,6

IB : courant maximal d'emploi en A λ : réactance linéique de la canalisation, en mΩ/ m

Les valeurs de λ en HTA sont :

- 0,08 mΩ/ m pour les câbles tripolaires

- 0,15 mΩ/ m pour les câbles unipolaires

On définit la chute de tension relative :

∆//0

Avec Vn : Tension simple nominale

4.1 Vérification de la chute de la tension au niveau des postes du PSD1 :


En % Scénario 1

(Cas1/Cas2)

Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4

Sous boucle 1 PT 102 0.24 /0.73 0.08 N’existe pas

PT 103 0.85/0.42 0.28

Sous boucle 2 Socobana 1.99/1.27 1.99 1.7 0.46

PT 1002 2.4/1.15 2.4 1.77 0.78

PT ONP 2.76/0.92 2.7 0.54 0.69

PT Glacière

du port

2.82/0.85 0.39 0.52 0.65

Sous boucle 3 PT 1001 0.55/3.21 0.48 0.11 0.09

Marine

Marchande

0.76/3.16 0.66 0.12 2.51

SCOM 1.39/3.01 1.18 2.38 2.49

CAM 1.51/2.23 0.29 1.78 1.86

Sous boucle 4 PT 10001 2.79/1.96 1.07 N’existe pas

Chantier

Bloc

3.85/1.29 0.79

Tableau 31: chutes de tension- PSD1





En % Scénario 1

(Cas1/Cas2)

Scénario 2

Sous boucle ANP1 PT 305 0.43/0.82 0.19

PT 306 0.64/0.65 0.35

Sous boucle ANP 2 PT 30001 0.15/0.34 0.06

PT Local

simulateur

0.21/0.29 0.16

Sous boucle PL

SOMAPORT

Arrivée du PL 0.15 0.13

SB1 PT 1 0.66/0.45 0.44

PT 2 0.57/0.23 0.01

Portiques 3*Portique 1.95


Conclusion :

D’après les résultats trouvés, la valeur de la chute de tension dans certain postes prend

une valeur exagérée alors il faut penser à éviter les scénarios ou on peut avoir un dépassement,

par exemple au niveau du poste PT 203 dans les scénarios 1 et 2.


Chapitre IV : Calcul des courants de court- circuit


I. Introduction :

Le dimensionnement d’une installation électrique et des matériels à mettre en œuvre, la

détermination des protections des personnes et des biens, nécessitent le calcul des courants de

court-circuit en tout point du réseau.

Toute installation électrique doit être protégée contre les court-circuits et ceci, sauf exception,

chaque fois qu’il y a une discontinuité électrique, ce qui correspond le plus généralement à un

changement de section des conducteurs.

L’intensité du courant de court-circuit est à calculer aux différents étages de l’installation, ceci

pour pouvoir déterminer les caractéristiques du matériel qui doit supporter ou couper ce courant

de défaut.

1. Définition : [1]

D’après la norme CEI 60909 le court-circuit, le courant de court-circuit et le courant

polyphasé sont définis respectivement par :

Le court-circuit est le chemin conducteur accidentel ou intentionnel entre deux parties

conductrices ou davantage, rendant les différences de tension entre ces parties égales à zéro ou

proches de zéro.

Le courant de court-circuit est une surintensité résultant d’un court-circuit dans un circuit

électrique.

court-circuit polyphasé est le chemin conducteur accidentel ou intentionnel entre deux

conducteurs de phase à la terre ou isolés, ou davantage.

2. Principaux défauts : [2]

Dans les installations électriques différents court-circuits peuvent se produire.

2.1. Caractéristiques du court-circuit :

Ils sont principalement caractérisés par :

Leurs durées : auto-extincteur, fugitif ou permanent ;

Leurs origines :

• mécaniques (rupture de conducteurs, liaison électrique accidentelle entre deux

conducteurs par un corps étranger conducteur tel que outils ou animaux),


• surtensions électriques d’origine interne ou atmosphérique, ou à la suite d’une

dégradation de l’isolement, consécutive à la chaleur, l’humidité ou une ambiance

corrosive ;

Leurs localisations : interne ou externe à une machine ou à un tableau électrique.

Outre ces caractéristiques, les court-circuits peuvent être :

• monophasés : 80 % des cas ;

• biphasés : 15 % des cas. Ces défauts dégénèrent souvent en défauts triphasés ;

• triphasés : 5 % seulement dès l’origine.

Ces différents courants de court-circuit sont présentés sur la figure suivante :

Figure 14: les différents court-circuit et leurs courants (cf. CEI 60909).

2.2. Conséquences des défauts de court-circuit :

Elles sont variables selon la nature et la durée des défauts, le point concerné de

l’installation et l’intensité du courant :

• au point de défaut, la présence d’arcs de défaut, avec :

détérioration des isolants,

fusion des conducteurs,

incendie et danger pour les personnes ;

• pour le circuit défectueux :

les efforts électrodynamiques, avec :


-déformation des JdB (jeux de barres)

-arrachement des câbles.

• Sur-échauffement par augmentation des pertes joules, avec risque de

détérioration des isolants ;

• pour les autres circuits électriques du réseau concerné ou de réseaux situés à

proximité:

les creux de tension pendant la durée d’élimination du défaut, de quelques

millisecondes à quelques centaines de millisecondes,

la mise hors service d’une plus ou moins grande partie du réseau suivant

son schéma et la sélectivité de ses protections,

l’instabilité dynamique et/ou la perte de synchronisme des machines,

les perturbations dans les circuits de contrôle commande.

etc...

3. Normes de calcul des courants de court-circuit : [2]

Parmi les normes qui concernent le calcul des courants de court-circuit on cite les

suivantes :

NF C 15-100 (installations BT alimentées en courant alternatif)

La norme CEI 909 s’applique à tous les réseaux, radiaux et maillés, jusqu’à 550 kV.

D’autres méthodes existent, elles exploitent le principe de superposition et nécessitent un calcul

préalable du courant de charge. A noter aussi celle de la norme CEI 865 qui conduit au calcul

du courant de court-circuit thermiquement équivalent.

Dans notre étude nous sommes basés sur la norme CEI 60909 que nous allons détailler par la

suite.

II. Présentation de la norme CEI 60909: [1]

1. Introduction :

La CEI (Commission Électrotechnique Internationale) est une organisation mondiale de

normalisation composée de l’ensemble des comités électrotechniques nationaux (Comités

nationaux de la CEI).

La CEI a pour objet de favoriser la coopération internationale pour toutes les questions de

normalisation dans les domaines de l’électricité et de l’électronique.


1.1 La partie 60909-0 :

C’est la première partie de la norme, établie par le comité d’études 73 de la CEI, elle est

applicable au calcul des courant de court-circuit en fixant des hypothèses bien précises [12-

partie 0].

Cette partie est consacrée pour le calcul des impédances de court-circuit des éléments de

réseaux (réseau amont, transformateur, groupe de production, moteur, et les câbles), ainsi que

le calcul des différents courants (""#; "% qui seront détaillés dans la suite du rapport.

1.2 La partie 60909-1 :

C’est un rapport technique applicable aux courants de court-circuit dans les réseaux

triphasés à courant alternatif. Il vise à indiquer l'origine et l'application, dans les limites

nécessaires, des facteurs utilisés pour répondre aux exigences de précision technique et de

simplicité lors du calcul des courants de court-circuit conformément à la CEI 60909-0. [60909-

1]

Ces facteurs sont (c ; K qui seront détaillés dans la suite du rapport.

1.2.1 Le facteur de tension c :

Les facteurs de tension 234 et 2$ sont utilisés avec la source de tension équivalente au point

de court-circuit pour calculer les courants de court-circuit initiaux, maximal et minimal.

Ce facteur est donné par le tableau suivant (CEI 60909-0, 1.3.15):

Tableau 34: facteur tension

Pour tous ce qui suit c567 = 1.10 etc5;< = 1.00.


1.2.2 Le facteur K :

Ce facteur permet de calculer la valeur de crête du courant de court-circuit, il est donné par la

formule suivante :

K = 1.02 + 0.98eBCDE (68-60909-1)

Avec FG est le ratio résistance/réactance équivalentes au point de court-circuit.

Nous prenons pour la valeur de K :

H = -.I

√- [3]

1.3 La partie 60909-2 :

Cette partie constitue une base de données sous forme des tableaux et des courbes pour

les différents éléments du réseau, ces données peuvent être utilisées pour le calcul des courants

de court-circuit.

1.4 La partie 60909-3 :

L'objet de la présente norme est d'établir des procédures pratiques et concises pour le

calcul des courants de court-circuit à la terre durant deux court-circuit monophasés simultanés

séparés à la terre et des courants de court-circuit partiels s'écoulant à travers la terre, dans les

installations électriques. [60909-3]

1.5 La partie 60909-4 :

La présente partie de la CEI 60909 est un rapport technique destiné à fournir une aide à

l'application de la CEI 60909-0 pour le calcul des courants de court-circuit dans les réseaux

triphasés à courant alternatif 50 Hz ou 60 Hz. [60909-4]

2. Calcul des impédances :

2.1 Impédance du réseau amont :

Tenant compte des données fournies par ONE (la puissance de court-

circuit'234; '2$, et le ratioF&

G&) L’impédance équivalente du réseau amont est donnée

par l’équation suivante:


ZK =L×NOP

√C×Q"RP (6-60909)

Avec : I"TK = UVV

√C×NOP (6-60909)

'est prise égale à '234 dans le cas de calcul des courant maximaux, et égale à '2$ dans

le cas inverse.

2.2 Impédance d’un câble :

La résistance des conducteur est égale à :

R = ρ YU (C-3 :C13-205) [2]

Avec :

L: Longueur de la canalisation.

S : Section de la canalisation.

ρ: Résistivité de la ligne prise égale à : [2]

o Z[\] =la résistivité du conducteur à 20°C (Z^ pour le calcul des courants de court-

circuit maximaux.

o Z[_` =1.25 fois la résistivité du conducteur à 20°C pour le calcul des courants de

court-circuit minimaux.

La résistivité du conducteur à 20° est donnée par la norme : [1]

Pour le cuivre : ab = cde

fggh

g (14-60909)

Pour l’aluminium : ab = cCe

fggh

g

La réactance directe et inverse des conducteur est égale à :

X = λ. L (C-3 :C13-205) [4]

Avec :

λ : Réactance linéique du câble (Ω/km), étant égale conventionnellement à :

0.08 mΩ/m pour les câbles multiconducteurs.


0.15 mΩ/m pour les câbles mono conducteurs.

0.35 mΩ/m pour les lignes aériennes

Donc l’impédance directe d’un câble est égale à :

ZY = lRm + Xm

2.3 Impédance d’un transformateur :

Les impédances de court-circuit directes des transformateurs avec et sans changeur de

prise en charge peuvent être calculées à partir des valeurs assignées du transformateur comme

suit: [1]

Zn = oRp

cbb× Nh

pq

Upq (7-60909)

Remarques :

o Nous négligeons la résistance du transformateur

3. Calcul des courants de court-circuit :

3.1 Les hypothèses de calcul : [1]

Le calcul des valeurs maximales et minimales des courants de court-circuit repose sur les

simplifications énumérées ci-dessous [CEI 60909-0].

o 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.

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

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

o Toutes les capacités de ligne, admittances en dérivation et charges non tournantes, sauf

celles du réseau homopolaire, sont négligées.

3.2 Les méthodes du calcul : [1]

Il existe, en principe, deux méthodes de calcul du courant de court-circuit symétrique

initial au point de court-circuit qui sont :

o La méthode de superposition, dérivée du principe de Helmholtz ou du principe de

Thevenin.


o La méthode faisant appel à une source de tension équivalente au point de court-circuit.

Pour notre étude nous avons opté pour la méthode de superposition.

3.3 Mode d’exploitation maximal :

Pour le calcul des courants de court-circuit maximaux, nous avons tenu compte des conditions

suivantes :

o Le facteur de tension 234 pour le calcul des courants de court-circuit maximaux doit

être appliqué :234 = r. r

o Choisir la configuration du réseau qui conduit à la valeur maximale du courant de court-

circuit au point de court-circuit

o Dans le calcul de l’impédance de la ligne, la résistance doit être prise aux conditions

minimales.

3.4 Mode d’exploitation minimal :

Pour calculer les courants de court-circuit minimaux, il est nécessaire de tenir compte des

conditions suivantes:

o Le facteur de tension 2$ pour le calcul des courants de court-circuit minimaux doit

être appliqué : 2$ = r

o Choisir la configuration du réseau qui conduit à la valeur minimale de courant de court-

circuit au point de court-circuit

o Il faut prendre la résistance des câbles aux conditions maximales.

4. Calcul des courants :

4.1 Calcul du courant du court-circuit symétrique initial s"t: [1]

La valeur efficace de la composante symétrique alternative d’un courant de court-circuit

présumé, elle est définie en kA pour 1 ou 3 seconde(s) et sert à définir la tenue thermique que

doivent supporter les matériels.

Le courant du court-circuit symétrique initial triphasé est donné par l’équation suivante :

Pour le réseau : I"uC = LNO

√C×vwx (60909-0)


Remarque:

Le courant de court-circuit initial biphasé est donné par :

I"Tm = LNO

mvy= √C

mI"TC (60909-0)

4.2 Calcul de la valeur de crête de courant $%:

C’est la valeur instantanée maximale possible du courant de court-circuit présumé, elle

s’appelle aussi la valeur de la première crête de la période transitoire.

Elle permet de déterminer :

o Le pouvoir de coupure et de fermeture des disjoncteurs et des interrupteurs [5]

o La tenue électrodynamique des canalisations et de l'appareillage. [5]

Elle est donnée par les relations suivantes : [1]

Pour le réseau : IzC = K × √2I"uC (60909-1)

4.3 Calcul du courant capacitif s^:

Dans un tel réseau, un défaut phase-terre ne provoque qu’un faible courant par

l’intermédiaire des capacités phase-terre des phases saines, il se calcule pour chaque câble

comme suit :

ILb = 3CbLωV

Où :

^: La capacité par la longueur de la liaison, donnée par la norme (UTE 13-205)

: La longueur du câble.

= -!: Pulsation.

V : La tension simple


5. Exemple de calcul :

Dans cet exemple nous présentons le calcul des courants de court- circuit dans les

différents arrivés de la sous boucle 1 du Poste secondaire de distribution PSD 1 dans le cas 1 du

scénario 1 : Ouverture de la boucle entre PSD1-B et PT 103.

5.1 Calcul des impédances minimales :

5.1.1 Impédance du réseau amont :

Nous avons calculé l’impédance amont à partir de la relation :

ZK 8LMNOP

√CMQ"RP Avec : I"TK =

UVV

√CMNOP

Dans notre cas : Sccmax=250MVA ; U<K 8 20KV et cmax =1,1

Application numérique :

Sur l’arrivée 20KV : I"TK 8 7.22KA

L’impédance du réseau amont : ZK 8 0.121Ω

Figure 15: exemple de configuration de la boucle


5.1.2 Impédance du transformateur 20KV/5.5KV :

D’après les équations du transformateur :

Zn =uT

100×

Umn

Sn

Avec : ukr=7.85% ; UrT=5.5KV ; SrT=10 MVA


Zn = 0.237Ω

5.1.3 Impédance des câbles :


R = ρminLS

Avec : ag = 1 ∗ ab ag = 0.0288 fggh

g pour l’aluminium

La réactance est donnée par : X = λ. L Avec λ=0.15 Ωs/Km


Tronçon Abaisseur-A – PSD1-A :

Avec :

L =1320 m

S=240mm²

Alors R=0.1584 Ω et X =0.198 Ω

Tronçon Abaisseur-B – PSD1-B :

Avec :

L =1330 m

S=240mm²

Alors R=0.1596 Ω et X =0.2 Ω


Tronçon PSD1-A – PT 102 :

Avec :

L =280 m

S=150mm²

Alors R=0.05 Ω et X =0.042 Ω

Tronçon PT 102 – PT103 :

Avec :

L =1037 m

S=150mm²

Alors R=0.2 Ω et X =0.16 Ω

5.2 Calcul des courants de court-circuit maximaux :

5.2.1 Calcul de I"uC :

Pour calculer le courant de court-circuit symétrique initial I"uC dans les différents arrivés

nous utilisons l’impédance équivalente à chaque point concerné. Avec l’équation suivante :

I"uC =

cU<

√3 × Z

Calcul de I"uC sur l’arrivée 5.5 KV :

I"uC = 9.74KA avec Zeq =ZQ+ZT=0.358 Ω

Calcul de I"uC sur l’arrivée PSD1-A :

I"uC = 6.037 KA avec Zeq =ZQ+ZT+Zabaisseur-A-PSD1-A =0.579 Ω

Calcul de I"uC sur l’arrivée PSD1-B :

I"uC = 6.02 KA avec Zeq =ZQ+ZT+Zabaisseur-B-PSD1-B =0.58 Ω

Calcul de I"uC sur l’arrivée PT 102 :

I"uC = 5.5 KA avec Zeq =ZQ+ZT+Zabaisseur-A-PT 102 =0.63 Ω

Calcul de I"uC sur l’arrivée PT 103 :

I"uC = 4.07 KA avec Zeq =ZQ+ZT+Zabaisseur-A -PT 103=0.86 Ω


5.2.2 Calcul de \:

De même, nous avons calculé la valeur crête du courant de court-circuit :

Calcul de \ sur l’arrivée 5.5 KV :

= 24.36KA

Calcul de \ sur l’arrivée PSD1-A :

= 15.09KA

Calcul de \ sur l’arrivée PSD1-B :

= 15.05KA

Calcul de \ sur l’arrivée PT 102 :

= 13.75KA

Calcul de \ sur l’arrivée PT 103 :

= 10.17KA

5.3 Calcul des impédances maximales :

5.3.1 Impédance du réseau amont :

Nous avons calculé l’impédance amont à partir de la relation :

ZK =L×NOP

√C×Q"RP Avec : I"TK =

UVV

√C×NOP

Dans notre cas : Sccmin=142MVA ; U<K = 20KV et cmin =1


Sur l’arrivée 20KV : I"TK = 4.10KA

L’impédance du réseau amont : ZK = 0.213Ω

5.3.2 Impédance du transformateur 20KV/5.5KV :

D’après les équations du transformateur :

Zn =uT

100×

Umn

Sn


Avec : ukr=7.85% ; UrT=5.5KV ; SrT=10 MVA


Zn = 0.237Ω

5.3.3 Impédance des câbles :


R = ρmaxLS

Avec : ρ567 = 1.25 ∗ ρb ag = 0.036 fggh

g pour l’aluminium

La réactance est donnée par : X = λ. L Avec λ=0.15 Ωs/Km


Tronçon Abaisseur-A – PSD1-A :

Avec :

L =1320 m

S=240mm²

Alors R=0.198 Ω et X =0.198 Ω

Tronçon Abaisseur-B – PSD1-B :

Avec :

L =1330 m

S=240mm²

Alors R=0.2 Ω et X =0.2 Ω

Tronçon PSD1-A – PT 102 :

Avec :

L =280 m

S=150mm²

Alors R=0.067 Ω et X =0.042 Ω

Tronçon PT 102 – PT103 :

Avec :

L =1037 m

S=150mm²


Alors R=0.25Ω et X =0.16 Ω

5.4 Calcul des courants de court-circuit minimaux :

5.4.1 Calcul de s" :

Pour calculer le courant de court-circuit symétrique initial "", dans les différents arrivés

nous utilisons l’impédance équivalente à chaque point concerné. Avec l’équation suivante :

"", =

√×* avec c = cmin

Calcul de "", sur l’arrivée 5.5 KV :

I"uC = 7.05KA avec Zeq =ZQ+ZT=0.45 Ω

Calcul de "", sur l’arrivée PSD1-A :

I"uC = 4.68 KA avec Zeq =ZQ+ZT+Zabaisseur-A-PSD1-A =0.678 Ω

Calcul de "", sur l’arrivée PSD1-B :

I"uC = 4.67 KA avec Zeq =ZQ+ZT+Zabaisseur-B-PSD1-B =0.68 Ω

Calcul de "", sur l’arrivée PT 102 :

I"uC = 4.29 KA avec Zeq =ZQ+ZT+Zabaisseur-A-PT 102 =0.74 Ω

Calcul de "", sur l’arrivée PT 103 :

I"uC = 3.21 KA avec Zeq =ZQ+ZT+Zabaisseur-A -PT 103=0.99 Ω

5.4.2 Calcul de "",-:

Le courant de court-circuit initial biphasé va nous servir à déterminer le courant de

réglage des appareillages de protection. Il est donné par :

I"Tm =

cU<

2Z=

√3

2I"

TC


Calcul de "",- sur l’arrivée 5.5 KV :

I"um = 6.10KA

Calcul de "",- sur l’arrivée PSD1-A :

I"uC = 4.055KA

Calcul de "",- sur l’arrivée PSD1-B :

I"uC = 4.045KA

Calcul de "",- sur l’arrivée PT 102 :

I"uC = 3.71KA

Calcul de "",- sur l’arrivée PT 103 :

I"uC = 2.77KA

III. Synthèse de calcul des courants de court-circuit :

Nous résumons dans les tableaux suivants les résultats obtenus pour chaque PSD pour les

différents scénarios envisagés :

1. Poste secondaire de distribution PSD1 :

"",34$23 ∶

"", max "",

max à

retenir

Ip crête

Scc=250MVA

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4

Unité Cas 1 Cas 2

"", sur l'arrivée 20KV 7,22 7,22 7,22 7,22 7,22 7,22 18,04

"", sur départ 5,5KV 9,74 9,74 9,74 9,74 9,74 9,74 24,36

PSD1 "", sur arrivée PSD1

JDB-A

6,04 6,04 6,04 6,04 6,04 6,04 15,09

"",sur arrivée PSD1 B 6,02 6,02 5,89 5,89 5,89 6,02 15,05


Sous

boucle

1

"", sur arrivée

PT102

5,50 3,85 5,50 5,50 13,75

"", sur arrivée PT103 4,07 5,14 5,14 5,14 12,84

Sous

boucle

2

"",sur arrivée

SOCOBANA

4,69 4,62 4,69 4,69 4,69 4,69 11,72

"", sur arrivée

PT1002

4,42 4,92 4,42 4,42 4,92 4,92 12,29

"", sur arrivée PT

ONP

4,09 5,29 4,09 5,29 5,29 5,29 13,23

"", sur arrivée PT

G.DU PORT

4,04 5,38 5,38 5,38 5,38 5,38 13,44

Sous

boucle

3

"", sur arrivée PT

1001

5,65 3,88 5,65 5,65 5,65 5,65 14,12

"", sur arrivée

M.MARCHANDE

5,48 3,97 5,48 5,48 3,97 5,48 13,71

I"uC sur arrivée SCOM 5,02 4,28 5,02 4,28 4,28 5,02 12,55

I"uC sur arrivée CAM 4,57 4,68 4,68 4,68 4,68 4,68 11,69

Sous

boucle

4

I"uC sur arrivée

PT10001

2,27 1,85 2,27 2,27 5,67

I"uC sur arrivée C.

BLOC

1,57 2,87 2,87 2,87 7,18

Tableau 35 : courants de court-circuit maximaux-PSD1

I"uCminimal ∶

KA "", min "",

min à

retenir

"",-

biphasé Scc = 142MVA

Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 Scénario 4

Unité Cas 1 Cas 2

I"uC sur l'arrivée

20KV

4,10 4,10 4,10 4,10 4,10 4,10 3,55

I"uC sur départ

5,5KV

7,05 7,05 7,05 7,05 7,05 7,05 6,10

PSD1 I"uC sur arrivée

PSD1 JDB-A

4,68 4,68 4,68 4,68 4,68 4,68 4,06

I"uCsur arrivée 7,24 7,24 7,24 7,24 7,24 7,24 6,27


PSD1 JDB-B

Sous

boucle

1

I"uC sur arrivée

PT102

4,29 3,04 4,29 3,04 2,63

I"uC sur arrivée

PT103

3,21 4,02 4,02 3,21 2,78

Sous

boucle

2

I"uCsur arrivée

SOCOBANA

3,68 3,63 3,68 3,68 3,68 3,63 3,15

I"uC sur arrivée

PT1002

3,48 3,86 3,48 3,48 3,86 3,48 3,01

I"uC sur arrivée

PT ONP

3,23 4,14 3,23 4,14 4,14 3,23 2,80

I"uC sur arrivée

PT G.DU PORT

3,19 4,67 4,67 4,67 4,67 3,19 2,76

Sous

boucle

3

I"uC sur arrivée

PT 1001

4,40 3,07 4,40 4,40 4,40 3,07 2,65

I"uC sur arrivée

M.MARCHANDE

4,28 3,13 4,28 4,28 3,13 3,13 2,71

I"uC sur arrivée

SCOM

3,94 3,37 3,94 3,37 3,37 3,37 2,92

I"uC sur arrivée

CAM

3,59 3,68 3,68 3,68 3,68 3,59 3,11

Sous

boucle

4

I"uC sur arrivée

PT10001

1,74 1,39 1,74 1,39 1,20

I"uC sur arrivée

C. BLOC

1,19 2,18 2,18 1,19 1,03

Tableau 36: courants de court-circuit minimaux-PSD1


I"uCMaximal ∶

KA

"", max

Max à retenir

Ip crête

Scénario 1 Scénario 2

Arrivée 20 KV 7,22 7,22 7,22 18,05

Arrivée 5,5 KV 9,74 9,74 9,74 24,35

Arrivée PSD 2-A 6,58 6,58 6,58 16,45

Arrivée PSD 2-B 6,53 6,53 6,53 16,33


PT 20001 5,65 4,78 5,65 14,12

PT 20002 4,94 5,35 5,36 13,39

PL MarsaMaroc "A" 6,53 6,53 16,33

PL MarsaMaroc "B" 6,49 6,49 16,22

PL SOSIPO "A" 5,98 5,98 14,95

PL SOSIPO "B" 5,95 5,95 14,86

Tableau 37: courants de court-circuit maximaux-PSD2

I"uCminimal ∶

KA "", min "", min à retenir "",-

Scénario 1 Scénario 2

Arrivée PSD 2-A 5,06 5,06 5,06 4,34

Arrivée PSD 2-B 5,03 5,03 5,03 4,32

PT 20001 4,44 3,70 3,70 3,205

PT 20002 3,96 4,14 3,96 3,42

PL MarsaMaroc "A" 5,03 5,03 4,35

PL MarsaMaroc "B" 5,50 5,50 4,76

PL SOSIPO "A" 4,64 4,64 4,02

PL SOSIPO "B" 4,62 4,62 4,00

Tableau 38: courants de court-circuit minimaux-PSD2


I"uCMaximal:

KA "", max "",max

à retenir

Ip crête

sc1 sc2

A B

I"uCArrivée PSD 3-A 6,91 6,91 17,28

I"uC Arrivée PSD 3-B 6,91 6,91 17,28

ANP 1 I"uC sur l'arrivée PT305 5,99 5,33 5,99 5,99 14,96

I"uC sur l'arrivée PT306 5,58 5,70 5,70 5,70 14,25

ANP 2 I"uC sur l'arrivée PT 30001 5,97 5,14 5,97 5,97 14,91

I"uC sur l'arrivée PT simulateur 5,61 5,45 5,45 5,61 14,02

SOSIPO I"uC sur l'arrivée PL SOMAPORT A 6,33 6,33 15,81


I"uC sur l'arrivée PL SOMAPORT B 6,29 6,29 15,71

Tableau 39: courants de court-circuit maximaux-PSD3

I"uC minimal ∶

KA "", min "",

min à

retenir

"",-

sc1 sc2

A B

I"uCArrivée PSD 3-A 5,28 5,28 4,54

I"uC Arrivée PSD 3-B 5,28 5,28 4,54

ANP 1 I"uC sur l'arrivée PT305 4,65 4,19 4,65 4,19 3,62

I"uC sur l'arrivée PT306 4,37 4,45 4,45 4,37 3,78

ANP 2 I"uC sur l'arrivée PT 30001 4,38 4,27 4,27 4,27 3,69

I"uC sur l'arrivée PT simulateur 4,63 4,05 4,63 4,05 3,50

SOSIPO I"uC sur l'arrivée PL SOMAPORT A 4,88 4,88 4,23

I"uC sur l'arrivée PL SOMAPORT B 5,34 5,34 4,62

Tableau 40:courants de court-circuit minimaux-PSD3

IV. Calcul du temps d’échauffement des câbles :[4]

Le temps limite d’échauffements des câbles vis à vis des courants de court-circuit max est

donné par la formule suivante :

Avec :

Icc : courant de court-circuit maximal

t : durée du court-circuit

k : coefficient dont la valeur est donnée selon le tableau suivant :

23

22 .

ccI

SKt ≤


Tableau 41: valeurs du coefficient K

Nous présentons, à titre d’exemple, les résultats obtenus pour PSD2 dans le tableau suivant, le

reste des résultats pour les autres PSD est présenté sur l’annexe D :

Tronçons Section

en mm²

Câble Valeur

de K

Icc3 max

en KA

Temps de court-circuit

que la liaison peut

supporter (en s)

PSD2 abaisseur A--PSD2A 240 aluminium 94 5,06 19,91

abaisseur B--PSD2B 240 aluminium 94 5,03 20,14

ANP PSD2A--PT20001 50 cuivre 143 4,44 2,59

PT20001--PT20002 50 cuivre 143 3,96 3,26

PSD2B--PT20002 50 cuivre 143 3,96 3,26

MARSA

MAROC

PSD2A--M.MAROC A 240 aluminium 94 5,03 20,14

PSD2B--M.MAROC B 240 alimunium 94 5,00 20,38

SOSIPO PSD2A--SOSIPO A 240 aluminium 94 4,64 23,59

PSD2B--SOSIPO B 240 aluminium 94 4,62 23,85

Tableau 42: temps de court-circuit- PSD2


Conclusion :

Après avoir élaboré la base de données des calculs, nous avons utilisé le logiciel CANECO HT

pour vérifier nos calculs. Nous avons travaillé la sous boucle 1 du PSD1 et nous avons comparé

les courants calculés et les courants donnés par le logiciel. Nous avons obtenu des valeurs qui

sont très proches.

En se basant sur les calculs des courants maximaux et minimaux nous vérifierons dans le

chapitre suivant l’ensemble des dispositifs de protection (pouvoir de coupure des disjoncteurs),

ensuite nous allons déterminer les réglages de la protection pour les différents dispositifs de

protection.


Chapitre V : Elaboration du plan de protection


I. Introduction :

La protection des réseaux électriques industriels nécessite la mise en œuvre de

nombreuses et différentes techniques dont l’organisation, ou le plan de protection, nécessite les

compétences d’un spécialiste.

En effet, ce travail impose de connaître les règlements et les normes, mais aussi de concilier des

aspects technico- économiques qui parfois s’opposent.

Ce spécialiste doit satisfaire le besoin de l’exploitant en termes de sécurité et de disponibilité de

l’énergie électrique.

L’atteinte de cet objectif de sûreté dépend pour une très grande part de la sélectivité entre les

dispositifs de protection.

Alors pour éviter tous ces problèmes, il faut élaborer un plan de protection qui précise le choix

des techniques de protection et l’étude de la sélectivité.

Le plan de protection est un ensemble cohérent et efficace des protections choisies dans le but

de satisfaire aux objectifs de la disponibilité de l’énergie, de la sécurité des personnes et des

équipements.

La sélectivité consiste à ne mettre hors tension que la partie du réseau concernée par un défaut.

Elle organise les déclenchements, des différents dispositifs de protection phases et terre, qui

doivent être les plus rapides possible

Dans la pratique, une étude de la sélectivité consiste à déterminer les différents réglages

(temporisations et seuils du courant) des appareils de protection tout en vérifiant la

compatibilité entre les temps d’intervention définis pour les appareils amont et ceux définis

pour les appareils aval.

Dans ce chapitre nous présentons:

o Les appareillages de protection des équipements, et vérification de ceux existants.

comme nous avons traité les défauts qu’on peut envisager et les fonctions de protection

contre chaque défaut.

o La discussion de la stratégie de sélectivité à adopter pour assurer une meilleure qualité

de service et les courbes de réglage obtenues.


II. Protection des liaisons :

On entend par liaison les éléments qui sont chargés de véhiculer l’énergie électrique entre

points géographiquement plus ou moins éloignés, de quelques mètres à plusieurs kilomètres :

ce sont en général des lignes aériennes à conducteurs nus ou des câbles à conducteurs isolés.

Les liaisons doivent être protégées de façon spécifique.

• Protection contre les courts circuits entre phases :

La protection à maximum de courant de phase (ANSI 51) permet d’éliminer le court-circuit, le

réglage de la temporisation étant adapté aux protections voisines.

• Protection contre les courts circuits phase-terre :

La protection à maximum de courant terre temporisée (ANSI 51N) permet d’éliminer le défaut

avec une bonne précision

III. Protections des transformateurs :

Les transformateurs jouent un rôle important dans les installations industrielles. Ils

minimisent les pertes par effet joule, en effet, une élévation de tension de 10 diminue les pertes

à un facteur de 100. Comme ils minimisent les chutes de tension au niveau des lignes et assure

une séparation galvanique entre réseau de même tension.

Il est nécessaire de le protéger efficacement contre tous les défauts susceptibles de

l’endommager, qu’ils soient d’origine interne ou externe. Le choix d’une protection dépend

souvent de considérations technico-économiques liées à sa puissance.

Cette partie présente les types de défauts auxquelles les transformateurs sont soumis en

exploitation, les conséquences de ces défauts, et les différentes protections qui peuvent être

utilisées.

1. Les fonctions de protection :[5]

50/51 :

Afin de protéger efficacement le transformateur et ses câbles de liaison, il est

recommandé d’installer un relais à maximum de courant côté primaire de celui-ci. Ce relais

doit assurer les fonctions 50/51.


o La fonction (51) : peut-être à plusieurs seuils. Elle est temporisée et doit détecter les

surcharges et garantir la sélectivité avec les relais situés en aval.

o La fonction (50) : normalement une action rapide et si possible instantanée. Elle doit

être réglée de façon à ne pas déclencher pour un défaut situé au secondaire du

transformateur (réglage préconisé : 1,2 fois la valeur du courant de court-circuit triphasé

secondaire) et doit agir très rapidement pour éliminer un court-circuit interne ou sur la

liaison primaire.

49 RMS :

Les transformateurs de puissance peuvent être affectés par des surcharges de faibles

amplitudes mais prolongées. Elles provoquent l’échauffement des bobinages, de l’isolant

(huile) et des circuits magnétiques (fer). Ces surcharges sont détectées par la fonction de

surcharge thermique RMS49.

Dans notre cas nous prenons Le réglage 49 RMS = 1.2*In pendant 10min

51N/51G :

Protection contre les défauts à la terre, cette fonction n’est sensible qu’aux défauts phase-

terre situés dans le transformateur ou sur les liaisons amont et aval.

2. Contraintes d’exploitation :[5]

Les principaux défauts qui peuvent affecter un transformateur sont :

la surcharge,

le court-circuit

le défaut à la masse.

2.1 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.

2.2 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 enflammée.

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’affecter

mécaniquement les bobinages et d’évoluer ensuite sous forme de défaut interne.

2.3 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 :

dans un couplage étoile, le courant à la masse varie entre 0 et la valeur maximum selon

que le défaut est à l’extrémité neutre ou phase de l’enroulement.

dans un couplage triangle, le courant à la masse varie entre 50 % et 100 % de la valeur

maximum selon que le défaut est au milieu ou à une extrémité de l’enroulement.

2.4 Courant d’enclenchement :[6]

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 pas être vu comme un défaut par les protections qui devront laisser passer la pointe

d’enclenchement.

Le courant d’enclenchement est donné par la formule suivante :

Avec :

)/(

2)( τt

neff eK

ItI −××=


In : Courant primaire nominal du transformateur

K : Rapport entre le courant d'enclenchement

et le courant nominal

τ : Constante de temps

K et τ sont donnés selon la puissance du transformateur, le tableau suivant présente leurs

valeurs

Tableau 43: courants d’enclenchement rapportés au courant assigné (valeur crête) des transformateurs immergés.

Le calcul des courants d’enclenchement est présenté sur l’annexe D

Exemple de courbe : Courant d’enclenchement du transformateur 315KVA installé au PT102.

Figure 16: Courant d’enclenchement du TR PT102

3. Protection par combinée interrupteur-fusible :[6]

Les fusions intempestives, par vieillissement ou sur phénomène transitoire, sont la

principale cause des situations de fonctionnement avec manque d'une phase MT.

La séparation monophasée est évitée par l'utilisation d'un appareillage combiné interrupteur-

fusibles, dans lequel les fusibles mis en œuvre sont dotés d'un percuteur. Dans ce type

d'appareillage, le premier fusible sollicité actionne, par son percuteur, le mécanisme de

l'interrupteur et entraîne l'ouverture de celui-ci.

10,00000

100,00000

1000,00000

1,0000 10,0000 100,0000 1000,0000

PT 102

PT 102


La coupure d'alimentation est donc réalisée en triphasé quelle que soit la raison de la

fusion du fusible.

Ce mode de fonctionnement permet également de faire couper par l'interrupteur les

courants de défaut de faibles valeurs situés dans la zone interdite du fusible (entre le courant

minimal de fusion et le courant minimum de coupure). Le risque associé au non coupure du

fusible est ainsi supprimé.

4. Protection par disjoncteur MT : [6]

L'utilisation d'un disjoncteur procure comme avantages principaux de ne pas présenter

de courants critiques. Le disjoncteur est capable d'interrompre tous les courants inférieurs à son

pouvoir de coupure et d'offrir une grande souplesse dans le choix des critères d'intervention.

5. Discussions des protections à utiliser pour les transformateurs :

5.1 Règles de choix de dispositif de protection : [7]

Lorsque le courant de base est inférieur à 45 A, La protection est de préférence assurée

par des fusibles. Toutefois, il est préférable d’utiliser un disjoncteur lorsqu’il est prévu dans

l’avenir une augmentation de la puissance de basse du poste .

La limite de 45 A pour le courant de base correspond aux puissances maximales normalisées

suivantes, pour un seul transformateur :

400KVA pour une tension de 5.5KV

630KVA pour une tension de 10KV



Lorsque le poste alimente un seul transformateur, le courant assigné de l’élément de

remplacement du fusible est choisi conformément aux indications du tableau suivant ou aux

indications du constructeur de l’appareillage.


Tableau 44: NF C 13 – 100 : courants assignés des éléments de remplacement des fusibles à haute tension en

Ampères

Dans le cas contraire, la protection du transformateur est assurée par disjoncteur.

5.2 Vérification des protections existantes :

En se basant sur la règle citée ci-dessus, nous choisissons l’élément de protection adéquat

pour chaque transformateur comme indiqué dans le tableau suivant :

poste puissance

protection actuelle des

transformateurs Protection conseillée

PSD

1

boucle1 PT102 315 disjoncteur

combiné interrupteur

fusible ou +

PT103 630 disjoncteur Disjoncteur

boucle2

SOCOBANA 630 interrupteur-fusible Disjoncteur

PT1002 400 interrupteur-fusible combiné interrupteur

fusible

PT ONP 400 interrupteur-fusible combiné interrupteur

fusible

GL.PORT 1250 disjoncteur disjoncteur

boucle3

PT1001 500 interrupteur-fusible disjoncteur

Mar.Marchande 100 interrupteur-fusible combiné interrupteur

fusible

SCOM 2*1000 disjoncteur Disjoncteur

CAM 400 interrupteur-fusible combiné interrupteur

fusible

boucle4 PT10001 250 interrupteur-fusible combiné interrupteur

fusible


CH.BLOC 400 interrupteur-fusible combiné interrupteur

fusible

PSD

2

ANP

PT 20001 500 combiné fusible-

interrupteur Disjoncteur

PT 20002 160 combiné fusible-

interrupteur

combiné interrupteur

fusible

PL Marsa

Maroc

PT 101 630 Non communiqué Disjoncteur




SOSIPO PL SOSIPO - - -

PSD

3

sous boucle

ANP 1

PT 306 160 Non communiqué interrupteur-fusible

1000 Non communiqué disjoncteur



sous boucle

AnP 2


PT loc.simulateur 315 Non communiqué interrupteur-fusible

sous boucle

PL

somaport

PT1 250 Non communiqué interrupteur-fusible

PT2 2*800 Non communiqué disjoncteur

3*portique 250 Non communiqué interrupteur-fusible


pl somaport 400 Non communiqué interrupteur-fusible

Tableau 45: vérification des protections existantes

5.3 Dimensionnement des fusibles et interrupteurs :

poste Puissance nominale du

transformateur

Calibre (A) Pouvoir de

fermeture des

interrupteurs(KA)

PSD1 PT1002 400 63 12.5

PT ONP 400 63 16

Mar. Marchande 100 32 16

CAM 400 63 12.5

PT10001 250 63 8


CH.BLOC 400 63 8

PSD2 PT 20002 160 32 16

PSD 3 PT 306 160 32 20

PT 305 160 32 20

PT 30001 400 63 16

PT local simulateur 315 63 16

PT 1 250 63 16

3*Portiques 250 63 16

PL Somport 400 63 -

Tableau 46: dimensionnements des fusibles et des interrupteurs

5.4 Dimensionnement des disjoncteurs :

Dans cette partie, nous incluons avec les disjoncteurs des transformateurs concernés, les

disjoncteurs installés sur les départs.

poste Puissance

nominale du

transformateur

(KVA)

Ip crête au niveau

de

disjoncteur(KA)

Pouvoir de

coupure de

disjoncteur(KA)

Abaisseur TR abaisseur

(amont)

10MVA 18.04 20

TR abaisseur

(Aval)

24.36 31.5

PSD 1 PT102 315 13.75 16

PT103 630 12.84 16

SOCOBANA 630 11.72 16

GL.PORT 1250 13.44 16

PT1001 500 14.12 16

SCOM 2*1000 12.55 16

PSD 2 PT 20001 500 14.12 16

PSD 3 PT 306 1000 15 20

PT 305 900 15.68 20

Tableau 47:dimensionnements des disjoncteurs en amont des transformateurs


IV. Dimensionnement des disjoncteurs et interrupteurs :

L’architecture du réseau (ch :2 §1.1) exige l’installation des interrupteurs à l’arrivée de

chaque PT , et des disjoncteurs dans les départs .Les tableaux suivants présente le

dimensionnement de chaque appareillages :

Disjoncteurs des différents départs :

Localisation Ip crête PdC disjoncteur (KA)

Les départs Abaisseur 24.36 31.5

Les départs PSD 1 15.09 20



Arrivée PL Marsa Maroc 16.33 20

Arriveé PL SOSIPO 14.65 16

Arrivée PL SOMAPORT 16.60 20

Tableau 48: dimensionnements des disjoncteurs des départs

Interrupteurs des arrivée des PT :

PSD1

poste Pouvoir de fermeture

des

interrupteurs(KA)

PT102 16

PT103 16

SOCOBANA 16

PT1002 12.5

PT ONP 16

GL.PORT 16

PT1001 16

Mar.Marchande 16

SCOM 16

CAM 12.5

PT10001 8

CH.BLOC 8

PSD 2 PT 20001 16

PT 20002 16


PSD 3 PT 306 20

PT 305 20

PT 30001 16

PT local simulateur 16

Tableau 49: dimensionnement des interrupteurs des arrivées des PT

V. Les capteurs de mesure :

Les dispositifs de protection ou de mesure nécessitent de recevoir des informations sur

les grandeurs électriques du matériel à protéger.

Pour des raisons techniques, économiques et de sécurité, ces informations ne peuvent pas être

obtenues directement sur l’alimentation haute tension des matériels ; il est nécessaire d’utiliser

des dispositifs intermédiaires dénommés réducteurs de mesure ou capteurs. Ces dispositifs sont

choisis parmi les courants ou les tensions.

Donc nous parlons des transformateurs de courant (capteur du courant de phase). Le tableau ci-

dessous présente quelques réducteurs utilisé dans le poste abaisseur.

Protection Marque Type de relais TC

Abaisseur

générale

Schneider Electric SEPAM S80 500/5

Abaisseur Primaire

transfo. A et B

Schneider Electric SEPAM T80 300/5 300/5

Abaisseur secondaire

transfo.


Abaisseur secondaire

transfo.


Abaisseur

Départ PSD1 A & B

Schneider Electric SEPAM S40 300/5 300/5

Tableau 50: capteurs de mesure installés

VI. La stratégie de sélectivité :

1. Introduction :

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

réseau et de son régime de neutre. Elles doivent donc être envisagées sous l’angle d’un système

reposant sur le principe de sélectivité. Ce principe consiste à isoler le plus rapidement possible


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

toutes les parties saines du réseau.

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

protection d’un réseau électrique :

• sélectivité chronométrique par le temps

• sélectivité ampérométrique par les courants

• sélectivité par échange d’informations, dite sélectivité logique

• sélectivités combinées afin d’assurer une meilleure performance globale (technique et

économique), ou un niveau de secours (back-up).

2. Présentation des moyens de sélectivité utilisés :[5]

2.1 Sélectivité chronométrique :

Les temporisations déterminées pour obtenir la sélectivité chronométrique sont activées

lorsque le courant dépasse les seuils des relais. Il faut donc que les réglages des seuils soient

cohérents.

On distingue deux cas de figure selon le type de temporisation employé.

• Relais à temps indépendant

• Relais à temps dépendant

Dans notre étude, nous avons utilisé des relais à temps indépendant.

Les conditions à respecter sont : IsA > IsB > IsC et TA > TB > TC.

L’intervalle de sélectivité ∆T est classiquement de l’ordre de 0,3 seconde.

Figure 17: Sélectivité chronométrique dans le cas d’un relais à temps indépendant


2.2 Sélectivité logique :

L’échange d’informations logiques entre protections successives permet la suppression

des intervalles de sélectivité, et donc de réduire considérablement le retard de déclenchement

des disjoncteurs situés les plus près de la source.

En effet, dans un réseau en antenne, les protections situées en amont du point de défaut sont

sollicitées, celles en aval ne le sont pas ; cela permet de localiser sans ambiguïté le point de

défaut et le disjoncteur à commander.

• Chaque protection sollicitée par un défaut envoie un ordre d’attente logique à l’étage

amont (ordre d’augmentation de la temporisation propre du relais amont).

• un ordre de déclenchement au disjoncteur associé sauf s’il a lui-même reçu un ordre

d’attente logique de l’étage aval. Un déclenchement temporisé est prévu en secours.

3. La sélectivité proposée :

Vu les moyens de sélectivités et en tenant compte de la marge de temporisation imposée

par La LYDEC (800ms) et la marge que l’ANP doit laisser à ses clients : minimum accepté de

300 ms sur les Postes de livraison Marsa Maroc, SOSIPO et SOMAPORT. Nous allons adopter

une sélectivité combinée : logique-chronométrique .La sélectivité logique s’applique à

l’intérieur d’un même poste, et chronométrique entre deux postes éloignés .à l’exception du

PSD2- PL Marsa Maroc vu qu’ils ne sont pas éloignés l’un de l’autre (20 m).

3.1 Configuration proposée pour tous les PT de l’ANP :

La figure suivante illustre les types de sélectivité utilisée et les seuils de temporisation

pour les différents disjoncteurs.


Figure 18: configuration pour les PT

Si la sélectivité adoptée entre deux disjoncteurs est chronométrique, nous laissons une marge de

temps ∆T =250ms. Dans le cas où elle est logique nous laissons une marge de 50 ms.

3.2 Configuration proposée pour le poste de livraison MarsaMaroc :


Figure 19: configuration proposée pour PL MARSA Maroc

3.3 Configuration proposée pour les postes de livraison SOMAPORT, SOSIPO :

Dans le poste de livraison de SOSIPO nous choisissons les temporisations de telle sorte à

laisser une marge de 300ms pour ce client


Figure 20: configuration proposée pour PL SOMAPORT et PL SOSIPO

4. Réglages des protections :

Pour proposer les réglages des disjoncteurs nous nous sommes basés sur les résultats

obtenus à partir des calculs des courants de court-circuit, des courants d’enclenchement des

transformateurs et des courants capacitifs. Ces résultats sont exploités comme suit :

• Le disjoncteur en amont d’un transformateur ne doit pas considérer le courant

d’enclenchement à un instant t comme défaut.

• Le premier seuil de disjoncteur directement en amont du transformateur doit

vérifier : Is< 5*In (tel que In : courant nominal de transformateur)

• Le courant de court-circuit biphasé minimalI"um : Sert à régler le 2ème seuil selon

la fonction ANSI 50 [5] tel que Is>Icc aval (I"um est supérieur à Icc aval ce qui est

conforme à la condition)

4.1 Hypothèses et règles :

• Deux transformateurs éloignés ne démarrent pas en même temps.

• Seulement deux portiques très proches peuvent démarrer en même temps.


• Le réglage du 1er seuil des disjoncteurs des départs sous-boucle doit être supérieur au

courant d’enclenchement, à l’instant considéré, du transformateur le plus puissant de la

sous boucle. Pour ce réglage nous prenons Is=6*In où In correspond au transformateur

le plus puissant.

• Le réglage du 1er seuil des disjoncteurs en amont de chaque PSD doit être supérieur au

plus grand courant d’enclenchement de tous les sous boucles. Le réglage pris est :

Is=1.2*1.2*I(Enclenchement max)

• Le réglage du 1er seuil des disjoncteurs des départs Abaisseur vers les PSD doit être

supérieur au réglage du disjoncteur en aval, nous prenons Is=1.1*Is(aval)

• Le réglage du 1er seuil de disjoncteur en amont du JdB 5.5KV doit être supérieur au plus

grand des réglages des disjoncteurs des départs abaisseur vers tous les PSD

4.2 Réglages des disjoncteurs :

Nous regroupons, dans le tableau suivant, les réglages des différents disjoncteurs placés

sur les départs de l’abaisseur vers les PSD et des disjoncteurs en amont et en aval du

transformateur abaisseur. Nous donnons aussi ceux pour les disjoncteurs des départs des sous

boucles et des départs vers les PL.

Disjoncteur 1er seuil

(A)

Temporisation

(ms)

2ème seuil (A) Temporisation

(ms)

Abaisseur D1 366 800 2820 550

D2 1209 750 4850 500

D3 PSD1 750 750 4850 500

D3 PSD2 1099 750 4850 500

D3 PSD3 1007 750 4850 500

D4 PSD1 682 500 3219 250

D4 PSD2 999 500 3478 250

D4 PSD3 916 500 3661 250

PSD1 Départ S.B1 396 450 3219 200

Départ S.B2 655 450 3219 200

Départ S.B3 630 450 3219 200

Départ S.B4 252 450 3219 200

PSD 2 Départ S.B ANP 312 450 3478 200

Départ PL Marsa

Maroc

840 450 3478 200


Départ PL SOSIPO 840 500 3478 200

PSD 3 Départ S.B ANP 1 629 450 3661 200

Départ S.B ANP 2 252 450 3661 200

Départ PL

SOMAPORT

645 500 3661 250

Tableau 51: réglages des disjoncteurs sur les départs

La désignation des différents disjoncteurs est illustrée sur la figure suivante :

Figure 21: désignation des disjoncteurs

Le tableau ci-dessous regroupe les réglages des disjoncteurs en amont des transformateurs

installés dans les PT de l’ANP.

Disjoncteur 1er seuil

(A)(ANSI

51)

Temporisation

(ms)

2eme seuil

(A)(ANSI 50)

Temporisation

(ms)

PSD1 PT 102 148,8 200 2091,52 100

PT 103 297,6 200 2208,45 100

PT

SOCOBANA

297,6 200 2504,32 100


PT G.port 590,47 200 2215,36 100

PT 1001 236,19 200 2112,16 100

PT SCOM 472,38 200 2318,56 100

PSD2 PT 20001 236,189 200 3056,08 100

PSD3 PT 305 378 200 2901 100

PT 306 472 200 3025 100

Tableau 52: réglages des disjoncteurs en amont des transformateurs

4.3 Courbe de sélectivité :

Nous présentons sur la figure la courbe de sélectivité pour le PT 102, les autres courbes seront

données sur l’annexe C

Figure 22: courbe de sélectivité- exemple : PT102

4.4 Réglage courant homopolaire : [8]

D’après le Cahier technique CT 62 nous tenons en considération les conditions

suivantes pour donner Ir homopolaire :

• le courant IL doit être supérieur ou égal au double du courant capacitif du réseau en cas

de défaut terre IL > 2 Ic afin de limiter les surtensions, tel que IL est le courant de

limitation donné par la formule suivante :

IL=¡

√3 ∗ ¢

Avec r=32Ω la résistance de la mise à terre au niveau du poste abaisseur.

0,01000

0,10000

1,00000

10,00000

100,00000

10,0000 100,0000 1000,0000 10000,0000

Mil

lie

rs(m

s)

Protection transformateur PT 102

PT 102

disjoncteur PT 102

49RMS


• pour assurer une bonne protection au niveau des récepteurs, il faut que les réglages de

seuils Ir ne dépassent pas 0,2 IL, soit :

Ir ≤ 0.2 ∗ IL

• pour obtenir la sélectivité vis-à-vis des protections des liaisons saines, il faut respecter

la relation :

1.3 ∗ Ic ≤ Ir

Ic étant le courant capacitif de la liaison protégée en cas de défaut phase-terre.

D’où la relation suivante :

Remarque importante :

La valeur de r actuelle ne vérifie pas ces conditions. En effet, la somme des courants capacitifs

au niveau de l’abaisseur dépasse 0.2*IL = 20A .Dans les réglages proposés nous avons pris r =

15Ω

4.4.1 Calcule des réglages pour les différents départs : (annexe D)

Après avoir calculé les courants capacitifs au niveau de tous les tronçons, nous calculons les

courants capacitifs vus par chacun des disjoncteurs installés sur les départs (annexe D). Par

exemple le disjoncteur de départ abaisseur vers le PSD3 doit être réglé en tenant compte de la

somme des courants capacitifs dans les tronçons Abaisseur-PSD3, PSD3-PL SOMAPORT,

PSD3-PT305, PT305-PT306, PSD3-PT30001 et PT30001-PT local simulateur. Le tableau

suivant résume les résultats de calcul au niveau du PSD3

départ 1,3*Ic

abaisseur—PSD3A 8,62

PSD2A-->b.anp1 1,25

PSD2A-->b.anp2 1,168

PSD2A-->PL somaport A 3,83

PSD2B-->PL somaport B 3,068

Tableau 53:résultat de calcul pour PSD3

4.4.2 Les réglages proposés :

LIIrIc *2.0*3.1 ≤≤


Disjoncteur Ir

Abaisseur D1 40

D2 40

D3 PSD1 40

D3 PSD2 40

D3 PSD3 40

D4 PSD1 20

D4 PSD2 20

D4 PSD3 20

PSD1 Départ S.B1 10

Départ S.B2 10

Départ S.B3 10

Départ S.B4 10

PSD 2 Départ S.B ANP 10

Départ PL Marsa Maroc 10

Départ PL SOSIPO 10

PSD 3 Départ S.B ANP 1 10

Départ S.B ANP 2 10

Départ PL SOMAPORT 10

Tableau 54: réglages homopolaires proposés

Conclusion :

Dans ce chapitre nous avons défini les fonctions de protection utilisées, les règles de

choix de dispositif pour protéger les transformateurs, et dimensionné les différents disjoncteurs,

fusibles et interrupteur. Nous avons aussi présenté la stratégie de sélectivité adoptée et les

règles suivies pour le réglage des protections. Ainsi, toutes les données sont présentes pour

réaliser un plan de protection. Nous présentons, ci-après, le plan de protection réalisé.


Synthèse et

Recommandations :


Introduction :

Cette partie propose un résumé des conclusions des chapitres précédents et donne les

recommandations nécessaires pour corriger les anomalies détectées et aboutir à un réseau fiable

avec un plan de protection efficace.

1. Conclusions tirées de notre étude :

A partir des calculs de la charge des lignes, On remarque qu’elles sont surdimensionnés

alors l’agence peut envisager des extensions selon les réserves mentionnés .Mais il faut signaler

que les liaisons transversales qui ont pour rôle de secourir les PSD en défaillances risque de ne

pas supporter la charge entière.

D’après les résultats trouvés, la valeur de la chute de tension dans certain postes prend

une valeur exagérée alors il faut penser à éviter les scénarios ou on peut avoir un dépassement,

par exemple au niveau du poste PT 203 dans les scénarios 1 et 2.

La somme des courants capacitifs au niveau de l’abaisseur (= 35A) dépasse

0.2*IL=20A (r= 32A). ( ∑ 1,3*Ic ≥ 0,2*IL) ce qui n’est pas conforme à la règle (1,3*Ic ≤ Ir ≤

0,2*IL).

2. Nos recommandations :

Dans le PSD2 la chute de tension à l’arrivée des PT, qui sont alimentés du PL Marsa

Maroc, dépasse la limite tolérable, dans le cas des scénarios 1 et 2. Il est donc recommandé

d’adopter la configuration de la sous boucle du PL Marsa Maroc au scénarion3. Autrement dit

l’ouverture de cette boucle doit etre entre le PT201 et PT203

Dans le cas où on envisage une alimentation des PT du PSD1, lorsque ce dernier est mis

hors tension, par le PSD2, les lignes entre l’abaisseur et le PSD2 seront surchargés. De ce fait

nous recommandons de renforcer ces lignes à trois câbles de 240 mm ² ou délester entre les

postes selon la priorité.

Tous les postes du PSD2 ne peuvent pas être alimentés par le JDB-B du PSD2 seul, donc

il faut éviter cette configuration ou renforcer le tronçon entre l’abaisseur et PSD2-B.


Dans certain postes de transformation la protection utilisée pour les transformateurs

n’est pas conforme avec la norme. Ces postes sont PT SOCOBANA, PT 1001 et PT 20001, il

est donc nécessaire de changer les combinés interrupteur-fusible installés par des disjoncteurs

Lorsque Ib>45A ou que le poste comporte plusieurs transformateurs, la protection des

départs doit être réalisée par un disjoncteur et le comptage est réalisé en HTA [9]. Dans

quelques postes cette règle n’est pas vérifiée par exemple dans PT 103 et PT 1001 le type de

comptage utilisé est en BT alors qu’il est conseillé d’utiliser un comptage HT.

La valeur de r actuelle ne vérifie pas ces conditions. En effet, la somme des courants

capacitifs au niveau de l’abaisseur dépasse 0.2*IL = 20A .Dans les réglages proposés on a pris r

= 15Ω soit un courant de limitation IL= 211A (0.2*IL = 42 A).


Conclusion générale :

Dans ce projet de fin d’études, Nous avons été chargés de faire un diagnostic des

protections, les améliorer et définir une stratégie se sélectivité efficace. Il a été aussi demandé

d’élaborer un plan de protection du réseau HTA ainsi qu’une étude de la capacité et le taux de

charges des lignes et départs selon les différentes configurations du réseau.

Cette étude repose sur les normes des installations électriques. Cela peut apporter plus de

sécurité pour le personnel et pour le matériel, améliorer la qualité des services de l’agence. Les

objectifs tracés au début du projet sont réalisés, nous avons élaboré un plan de protection pour

le réseau du port de Casablanca, vérifié les dispositifs de protection utilisés. Nous avons aussi

fait des recommandations en se basant sur nos raisonnements et nos calculs.

En conclusion, nous trouvons que notre stage était bénéfique pour notre formation et qu’il

nous a donné un aperçu fructueux sur le domaine de la protection des équipements à moyenne

tension ainsi qu’il nous a permet d’avoir une idée claire sur le secteur portuaire marocain.


Bibliographie :

[1] la norme CEI 60909.

[2] cahier technique de Merlin Gerin n° 158.

[3] guide technique Merlin Gerin en moyenne tension.

[4] La norme française C 13 205.

[5] guide de protection, Merlin Gerin, Schneider.


[7] La norme française C 13 100.


[9] compléments techniques, distribution électrique BT et HTA, Schneider.

[10] Guide conception réseaux industriels, Schneider.


Annexes :

Documents

Rapport du Projet de Fin d’Etude Page 1 - DoYouBuzz...Rapport du Projet de Fin d’Etude Page 3 Dédicace A DIEU Le Tout Miséricordieux, ton amour, ta miséricorde et Tes grâces