1. Introduction
Les systèmes de protection électrique sont des éléments clés dans les installations électriques
modernes. Ils sont conçus pour détecter rapidement les anomalies dans les circuits électriques
en surveillant en continu des grandeurs électriques telles que le courant, la tension, la
fréquence, la puissance et l'impédance, et les comparer à des seuils préétablis et prendre des
mesures pour protéger les équipements et les personnes contre les dommages. Les systèmes
de protection peuvent inclure des éléments tels que des relais de protection, des disjoncteurs,
des fusibles, des transformateurs de courant, des transformateurs de tension, des analyseurs de
réseau, des logiciels de surveillance et des alarmes. Dans ce chapitre l’entreprise d’accueil de
ce stage est présentée brièvement en premier lieu puis les différents types de protection leurs
caractéristiques seront abordées.
2. Présentation de l’entreprise d’accueil :
2.1.Kinross Gold Corporation :
Kinross Tasiast est une mine d'or à ciel ouvert située dans le nord-ouest de la Mauritanie, en
Afrique de l'Ouest. Elle appartient et est exploitée par Kinross Gold Corporation. Fondée en
1993, Kinross Gold Corporation est une multinationale canadienne dont le siège social est
basé à Toronto et qui compte parmi les principaux producteurs d’Or dans le monde avec un
portefeuille diversifié de mines et de projets aux Etats-Unis, au Brésil, en Russie, au Chili, au
Ghana et en Mauritanie.
Figure 1 : Projets et opérations de Kinross à travers le monde
2.2.Tasiast Mauritania Limited S.A (TMLSA) :
Le gisement d’or de Tasiast a été découvert en 1994 lors d’une campagne de prospection
menée conjointement par l’OMRG (Office Mauritanien de Recherches Géologiques) et le
BRGM (Bureau de Recherches Géologiques et Minières - France).
La mine de Tasiast est l'une des plus grandes mines d'or en Afrique et elle est considérée
comme l'un des actifs les plus importants de Kinross.Elle a été acquise par Kinross en 2010 et
a subi depuis une expansion significative pour augmenter la capacité de traitement de minerai.
En 2018, Kinross a achevé la phase deux de l'expansion de la mine, qui a augmenté la
capacité de traitement de minerai à environ 12 000 tonnes par jour.
Figure 2 : Lieu géographique de la mine
La sécurité et la santé des travailleurs sont des priorités absolues pour Kinross Tasiast. La
mine a mis en place des programmes de sécurité rigoureux pour prévenir les accidents et les
blessures sur le lieu de travail.
En outre, Kinross Tasiast s'engage à respecter les normes environnementales les plus strictes.
La mine travaille en étroite collaboration avec les autorités mauritaniennes pour minimiser
son impact environnemental et préserver la faune et la flore locales.
Pour mieux visualiser la structure de l’entreprise, la figure 3 présente un organigramme qui
illustre les différents départements de TASIAST.
Figure 3 : Organigramme de Tasiast
2.3.Département PROCESS :
Le département « Process » gère les opérations liées aux installations de l’usine de traitement.
Afin d’assurer cette mission le département est soutenu dans l’ensemble de ses activités par
plusieurs sections dont chacune joue un rôle capital dans le processus de traitement du
minerai. La figure 4 présente ces différentes sections dans un organigramme.
Figure 4 : Département Process
2.4.Processus d’extraction d’or :
Les roches renferment généralement plusieurs métaux dans leur minerai, dont l'or. Afin
d'extraire ce précieux métal, une série d'opérations doit être effectuée, formant ainsi une
chaîne de traitement du minerai.
Le début de l'extraction de l'or à Tasiast implique une opération de sautage dans les fosses
pour obtenir le minerai. Ensuite, les camions assurent le transport de ce dernier vers les usines
où il subit les transformations nécessaires.
Kinross possède deux usines indépendantes de traitement du minerai : l'ADR (Adsorption
Désorption Récupération) et le CIL (Carbon In Leach). Selon sa teneur en or, le minerai est
acheminé vers l'une de ces usines.
Le minerai de faible teneur est acheminé vers l'usine ADR, qui utilise une technique de
lixiviation en tas qui ne nécessite pas de broyage préalable. En revanche, le minerai de forte
teneur est dirigé vers l'usine CIL, où un procédé complexe est employé contrairement à l'usine
ADR. Toutefois, l'importance de la méthode d'extraction de l'or de l'usine ADR est moindre
comparée à celle de l'usine CIL.
Figure 5 : Usines de traitement du minerai
Les différentes étapes du procédé de l'usine de CIL sont :
• Concassage
• Broyage
• Criblage
• Réaction de lixiviation intensive (ILR)
• Réaction de Lixiviation au charbon (CIL)
• Lavage à l'acide
• Élution
• Régénération du charbon
• Traitement aurifère — extraction électrolytique et fusion
• Traitement des résidus
3. Les systèmes de protection :
3.1.Définition d’un système de protection :
Selon la Commission Electrotechnique Internationale (CEI),la norme suivie par KINROSS,
un système de protection est un ensemble de dispositifs et de méthodes destiné à assurer la
sécurité des personnes, des biens et de l'environnement en détectant et en éliminant les
anomalies électriques et en limitant leurs effets néfastes. En d'autres termes, un système de
protection consiste à sélectionner les dispositifs de protection appropriés ainsi que la structure
globale du système, tout en coordonnant les différents éléments de protection entre eux. Les
systèmes de protection individuelle sont composés d'une chaîne d'éléments tels que des
capteurs de mesure de courant et de tension, qui collectent les informations nécessaires pour
détecter les anomalies, des relais de protection qui surveillent en permanence l'état électrique
du réseau et émettent des ordres de commande pour le circuit de déclenchement, et enfin des
appareillages de coupure tels que des disjoncteurs, des interrupteurs-fusibles et des
contacteurs-fusibles.
Figure 6 Système de protection
3.2.Le rôle d’un système de protection :
Un système de protection doit :
•
•
•
•
•
•
•
•
Détecter les surintensités, les courts-circuits, les défauts de terre et autres anomalies
électriques.
Isoler les parties du réseau électrique affectées par les anomalies électriques pour
éviter les dommages aux équipements et les risques d'incendie ou d'explosion.
Déconnecter les sources d'alimentation électrique potentiellement dangereuses pour
protéger les personnes travaillant sur le réseau électrique.
Alimenter en électricité les équipements de secours (tels que les groupes électrogènes)
en cas de défaillance du réseau électrique principal.
Surveiller en temps réel l'état du réseau électrique et fournir des alertes en cas de
problèmes.
Maintenir une tension et une fréquence électrique stables et sûres pour les
équipements connectés.
Assurer la sécurité des travailleurs intervenant sur le réseau électrique en les
protégeant contre les chocs électriques et les autres dangers associés à l'électricité.
Enregistrer les données de fonctionnement du réseau électrique pour permettre
l'analyse et l'amélioration de la performance du système de protection électrique.
Les dispositifs de protection électrique sont utilisés contre divers types d'anomalies
électriques qui peuvent survenir dans un réseau électrique, notamment :
•
•
Les surintensités : Les protection contre les surintensités incluent des fusibles, des
disjoncteurs et des relais de surintensité.
Les courts-circuits : Les protection contre les courts-circuits incluent des disjoncteurs,
des fusibles et des relais de protection de court-circuit.
•
•
Les défauts de terre : Les protection contre les défauts de terre incluent des
disjoncteurs différentiels, des relais de protection de terre et des interrupteurs à haute
sensibilité.
Les surtensions : Les dispositifs de protection contre les surtensions incluent des
parafoudres et des limiteurs de tension.
3.3.Les qualités d’un système de protection :
Les qualités d'un système de protection comprennent :
3.3.1. La rapidité :
Elle est généralement mesurée en termes de temps de déclenchement. Le temps de
déclenchement est le temps qu'il faut au dispositif de protection pour détecter une anomalie et
ouvrir le circuit. Le temps de déclenchement dépend du type de dispositif de protection
électrique utilisé, de sa configuration, de la valeur de réglage et de la nature de l'anomalie. Il
est important de choisir un dispositif de protection électrique approprié avec un temps de
déclenchement adapté à la charge et aux exigences de sécurité de l'installation électrique. Un
temps de déclenchement trop lent pourrait entraîner des dommages à l'installation, tandis
qu'un temps de déclenchement trop rapide pourrait entraîner des déclenchements intempestifs
et une interruption inutile de l'alimentation électrique.
La suppression des défauts détectés implique deux éléments principaux :
•
•
Le temps de réaction des protections (qui est généralement de quelques dizaines de
millisecondes).
Le temps nécessaire à l'ouverture des disjoncteurs. Avec les disjoncteurs modernes
(SF6 ou à vide), le temps d'ouverture est compris entre 1 et 3 périodes.
3.3.2. La sélectivité :
La sélectivité est une méthode qui consiste à coordonner les protections de sorte que,
lorsqu’un défaut apparaît sur un circuit, seule la protection placée en tête de ce circuit se
déclenche, évitant la mise hors service du reste de l’installation. Pour assurer une bonne
sélectivité, plusieurs méthodes peuvent être utilisées. Les plus importantes sont :
•
•
•
•
•
La sélectivité ampèremétrique (le courant) : qui permet de contrôler le courant à
différents points du réseau pour détecter un éventuel défaut et déclencher la protection
correspondante.
La sélectivité chronométrique (le temps) : qui utilise une temporisation pour l'action
des dispositifs de protection, en fonction du temps écoulé depuis le début d'un défaut.
La sélectivité logique par échange d'information : qui repose sur la communication
entre les différentes unités de protection pour détecter et isoler les défauts.
La sélectivité par protection directionnelle : qui permet de mesurer la différence entre
les courants entrant dans chaque élément d'une installation électrique pour détecter un
défaut et déclencher la protection correspondante.
La sélectivité par protection différentielle : qui utilise le courant, la tension et le sens
de l'écoulement de l'énergie pour détecter les défauts et déclencher la protection
correspondante.
•
La sélectivité par protection de distance : qui est utilisée pour les lignes à haute tension
des réseaux de transport d'énergie pour détecter et localiser les défauts en mesurant
l'impédance de la ligne.
3.3.3. Sensibilité :
Elle représente la capacité d’un dispositif de protection à détecter rapidement une anomalie. Il
est essentiel que la protection soit opérationnelle sur une plage étendue de courants de courtscircuits, qui va du courant maximal déterminé par la conception des installations et donc bien
connu, jusqu'à un courant minimal dont la valeur est difficile à évaluer et qui survient dans
des situations exceptionnelles de court-circuit. La notion de sensibilité de la protection est
souvent utilisée en référence au courant de court-circuit le plus faible pour lequel la protection
est capable de fonctionner.
3.3.4. Fiabilité :
Lorsqu'une protection fonctionne correctement, elle répond à un défaut sur le réseau
conformément aux attentes. En revanche, son fonctionnement peut être incorrect de deux
manières : soit en ne fonctionnant pas lorsqu'elle aurait dû, soit en fonctionnant de manière
inutile, en présence ou en l'absence de défauts. La fiabilité d'une protection dépend de sa
sûreté, c'est-à-dire sa capacité à éviter les défauts de fonctionnement, et de sa sécurité, c'est-àdire sa capacité à éviter les déclenchements intempestifs. La fiabilité est donc la probabilité de
ne pas avoir de fonctionnement incorrect, qui est une combinaison de sûreté et de sécurité.
3.4.Zone de protection :
En raison de sa complexité, il n'est pas possible de concevoir un seul appareil pour protéger
l'ensemble du système électrique, d’où l’existence de la notion de zone de protection qui
représente un des concepts.
Afin d'assurer une protection efficace, le réseau électrique est divisé en zones distinctes à
l'aide de disjoncteurs, et chaque zone doit être protégée adéquatement. Les zones se
chevauchent pour garantir qu'aucun point du réseau ne soit laissé sans protection.
Figure 7 Zone de protection
Le tableau 1 résume des informations à propos de quelques zones de protection de la figure 7
Tableau 1 Fonction des relais de chaque zone
Relai zone 1
Relai zone 2
Relai zone 3
Relai zone 4
Défaut situé à l'intérieur du générateur
Défauts du transformateur
Défauts du jeu de barre
Défauts des lignes de transport
La protection de chaque zone nécessite plusieurs équipements de protection au lieu d'un seul
dispositif capable de détecter tous les types de défauts. Les différentes zones de protection se
chevauchent pour garantir qu'aucune zone n'est laissée sans protection, en particulier la zone
des jeux de barre où les risques sont plus élevés.
3.5.Eléments du système de protection :
Les éléments clés d'un système de protection électrique comprennent :
3.5.1. Les relais de protection :
ces dispositifs sont utilisés pour détecter les défauts électriques et déclencher les
disjoncteurs ou les interrupteurs appropriés pour isoler la partie du système touchée par le
défaut. Les relais peuvent être électromécaniques ou électroniques, et ils sont configurés
pour répondre à des conditions spécifiques telles que les surintensités, les courts-circuits,
les défauts de mise à la terre, etc.
3.5.1.1.Un relais électromécanique :
Ce type de relais de protection qui utilise des composants mécaniques pour détecter les
conditions de défaut électrique. Ce type de relais fonctionne en utilisant un électroaimant
pour actionner un interrupteur ou un jeu d'interrupteurs en réponse à une condition de
défaut. L'électroaimant est activé par le courant qui circule dans la bobine du relais, qui
crée un champ magnétique qui attire un noyau de fer mobile. Lorsqu’un défaut est détecté,
le relais électromécanique peut fermer un interrupteur pour déclencher un disjoncteur ou
un contacteur, ouvrir un interrupteur pour isoler une partie du système touchée par le
défaut, ou effectuer d'autres fonctions de protection en fonction de la configuration du
relais.
Figure 8 Relais électromécanique
3.5.1.2.Relais statique :
Les relais statiques, également appelés relais à semi-conducteurs, sont des dispositifs
électroniques qui permettent de commuter des signaux électriques sans avoir recours à des
pièces mobiles. Contrairement aux relais électromécaniques traditionnels, les relais
statiques utilisent des semi-conducteurs tels que des diodes, des transistors et des
thyristors pour effectuer la commutation.
3.5.1.3.Relais numérique :
Cette technologie a été rapidement intégrée aux équipements de protection grâce à l'ajout
de puces numériques. Les protections numériques fonctionnent en transformant les
variables électriques du réseau fournies par les transformateurs de mesure en signaux
numériques de faible voltage. Grâce à l'utilisation de techniques de traitement du signal,
ces signaux peuvent être décomposés en vecteurs, permettant ainsi un traitement de
données via des algorithmes de protection personnalisés. Les équipements de protection
numérique sont également équipés d'un écran d'affichage à cristaux liquides sur la face
avant, permettant un fonctionnement local facile.
Ces instruments requièrent une source auxiliaire, mais ils sont caractérisés par leur grande
précision et leur sensibilité élevée. Ils ouvrent de nouvelles perspectives, telles que :
▪ L'intégration de multiples fonctions pour offrir une protection complète dans un
seul dispositif.
▪ La capacité de traiter et stocker des données.
▪ L'enregistrement des anomalies du réseau électrique (perturbographe).
▪ Le diagnostic des équipements connectés (tels que les disjoncteurs, etc.)
3.6.Les différents types de protection :
Les capteurs peuvent mesurer différentes grandeurs telles que le courant, la tension et la
fréquence en fonction du type de protection. En outre, des grandeurs calculées telles que
la puissance et l'impédance peuvent également être déterminées. Si la mesure excède le
seuil fixé, la protection émet des ordres d'action tels que l'ouverture du disjoncteur après
une période de temporisation. Cette période de temporisation est déterminée en fonction
du temps de coupure du disjoncteur (incluant le temps de mesure, de calcul de
l'algorithme, de réponse de l'appareil et de suppression de l'arc) ainsi que des tolérances de
temporisation (incluant une marge de sécurité pour éviter les doubles déclenchements).
On présente quelques types de protection :
3.6.1. Protection contre les surintensités :
Une situation de surintensité est soit une surcharge, soit un défaut/court-circuit. La
surcharge et la surintensité représentent toute intensité supérieure à l'intensité nominale de
l'équipement ou à l'ampérage d'un conducteur. Cette protection est donc utilisée pour
détecter ces situations et interrompre le flux de courant afin d'éviter d'endommager
l'équipement. Les dispositifs de protection contre les surintensités comprennent les
fusibles, les disjoncteurs et les relais.
• La surintensité de neutre fait référence à une surintensité qui circule à travers le
conducteur neutre d'un circuit électrique. Le conducteur neutre est conçu pour
transporter le courant de retour de la charge vers la source.
•
La surintensité de phase est une condition où le courant circulant à travers une ou
plusieurs phases d'un système électrique dépasse le courant nominal pour cette
phase.
Suivant le calcul de la temporisation en fonction du courant mesuré, il existe des
protections à temps indépendant (ou instantanée) et à temps dépendant (ou inverse).
3.6.1.1. Surintensité instantanée non directionnelle :
Ce relais envoie immédiatement un signal de déclenchement au disjoncteur dès que la
surintensité s'est produite. Il n'y a pas de temporisation. Les relais à maximum de courant
instantané sont utilisés à proximité de la source où le niveau de courant de défaut est très
élevé et où un petit retard dans l'envoi du signal de déclenchement peut causer des
dommages importants à l'équipement protégé. Sa courbe est illustrée à la figure 4.
Figure 9 Courbe de la caractéristique instantanée
3.6.1.2.Surintensité non directionnelle à temps défini :
Ce type de relais a une temporisation dépendante du rapport entre le courant mesuré et le
seuil de fonctionnement. On l'appelle inverse parce que le retard diminue avec
l'augmentation du courant mesuré. La figure 5 illustre sa courbe.
Figure 10 Courbe de la caractéristique à temps inverse
3.6.2. La protection différentielle :
La protection différentielle est une mesure de sécurité électrique qui opère en comparant
le courant entrant et le courant sortant d'un équipement. Si ces deux courants sont
différents, il y’a donc une fuite à l'intérieur et la protection agit. Elle est sélective par
nature car elle ne repère que les défauts internes et ignore ceux externes, elle peut détecter
des courants de court-circuit même s'ils sont inférieurs au courant nominal, avec
temporisation peut être très rapide.
Figure 11 Principe de protection différentielle
La capacité de la protection différentielle à maintenir sa stabilité est déterminée par sa
capacité à ne pas réagir si aucun défaut interne n'est présent dans la zone protégée, même si
un courant différentiel est détecté. Ce courant peut être causé par divers facteurs tels que le
courant magnétisant du transformateur, le courant capacitif de la ligne ou le courant d'erreur
résultant de la saturation des capteurs de courant. Il existe plusieurs types de protections
différentielles, notamment celles à haute impédance, celles utilisant un fil pilote de câbles et
celles pour les transformateurs.
3.6.3. La protection de distance (Protection de lignes)
Cette protection est une technique de protection utilisée dans les réseaux électriques pour
détecter et localiser les défauts sur une ligne électrique. Elle repose sur la mesure de
l'impédance apparente de la ligne au point de mesure, qui est comparée à l'impédance de
la ligne. Si l'impédance mesurée est inférieure à l'impédance de la ligne, cela indique la
présence d'un défaut sur la ligne. Dans le cas des réseaux maillés, où plusieurs lignes sont
connectées entre elles pour former un réseau complexe, il est possible de protéger chaque
ouvrage individuellement en utilisant des relais de protection de distance pour chaque
ligne. Cela permet de localiser plus précisément les défauts et de minimiser les
perturbations dans le réseau en limitant l'étendue des sections de la ligne qui doivent être
coupées en cas de défaut.
3.7. Les défauts électriques
Le réseau électrique est conçu pour supporter une intensité électrique maximale en toute
sécurité. Cependant, des perturbations accidentelles peuvent survenir pour diverses
raisons, telles qu’un court-circuit, une surtension ou une surcharge électrique. Ces
perturbations peuvent endommager le matériel électrique, provoquer des pannes de
courant et parfois mettre en danger la sécurité des personnes qui travaillent sur le
réseau.Les réseaux HT (haute tension) sont particulièrement vulnérables aux défauts, car
ils transportent des niveaux de tension très élevés. Les causes courantes de défauts dans
les réseaux HT incluent la chute de corps étrangers, tels que des branches ou des oiseaux,
sur les lignes électriques. Ces défauts peuvent entraîner des coupures de courant, des
dommages matériels et des risques pour la sécurité des travailleurs.
3.7.1. Définition de défaut :
Un défaut dans un réseau électrique se produit lorsque des perturbations entraînent des
changements anormaux dans les paramètres électriques tels que la tension, l'intensité et la
fréquence. Ces changements ne sont pas conformes au fonctionnement normal du réseau
et peuvent parfois provoquer un effondrement électrique, mettant ainsi en danger
l'environnement environnant.
3.7.2. Origine de défaut :
Les causes des défauts dans un réseau électrique sont diverses :
•
Mécaniques, telles que la rupture de conducteurs ou une connexion électrique
accidentelle résultant d'un corps étranger.
• Electriques, comme la dégradation de l'isolement entre phases ou entre une
phase et la masse ou la terre, ou les surtensions causées par des manœuvres ou
des coups de foudre.
• Humaines, telles que la mauvaise mise à la terre d'une phase, le couplage de
sources de tension ou de phases différentes ou l'activation accidentelle d'un
dispositif de coupure.
• Atmosphériques, où les lignes aériennes peuvent subir des perturbations
extérieures telles que la foudre, les tempêtes ou le givre.
3.7.3. Caractéristiques des défauts :
Les défauts sont caractérisés par leur forme, leur durée et l’intensité du courant.
3.7.3.1.Forme de défaut :
Les défauts triphasés PPP : entre les trois phases du réseau avec ou sans liaison à la terre
Les défauts biphasés PP isolé : entre deux phases du réseau.
Les défauts biphasés à la terre PPT : entre deux phases du réseau et la terre.
Les défauts monophasés PT : entre une phase du réseau et la terre.
Figure 12 Différents types de défauts
3.7.3.2.La durée d’un défaut :
Les défauts sont classés en fonction de leur durée, ce qui peut influencer le comportement des
dispositifs de protection. On distingue :
• Les défauts auto-extincteurs qui disparaissent naturellement en moins de 100 ms,
avant que les protections ne soient activées.
• Les défauts fugitifs nécessitent l'intervention des protections et sont éliminés grâce à
des automatismes de reprise de service ou par le disjoncteur shunt, après une ouverture
d'environ 0,3 s.
• Les défauts semi-permanents nécessitent également le fonctionnement des protections
et sont éliminés après le premier ou le deuxième réenclenchement lent grâce à des
automatismes de reprise de service.
• Les défauts permanents mettent le réseau hors tension et nécessitent l'intervention du
personnel d'exploitation pour isoler et rétablir l'équipement défectueux.
• Les défauts évolutifs sont des défauts monophasés qui évoluent vers un défaut biphasé
ou triphasé, accompagné d'un creux de tension perceptible par les clients.
• Les défauts intermittents sont des défauts monophasés de courte durée (10 à 20 ms)
qui se réamorcent avec une périodicité généralement comprise entre 100 et 200 ms. Ils
sont principalement présents sur les réseaux compensés et souterrains (représentant
environ 1% des défauts).
3.7.4. Les différents types de défaut :
3.7.4.1.Court-circuit :
Le court-circuit est un phénomène électrique transitoire qui survient principalement
lorsque l'isolement entre deux conducteurs de tensions différentes ou entre un conducteur
sous tension et la terre est rompu. Cela entraîne une brusque augmentation de l'intensité
du courant, qui peut parfois même causer un incendie.
Les causes d'un court-circuit peuvent être :
• Le contact direct ou par l'intermédiaire d'un objet entre deux conducteurs
• La défaillance des isolants solides, qui peut provoquer un claquage
• La surtension ou la réduction d'isolement, qui peut entraîner un amorçage par arc dans
l'air ou dans un liquide isolant.
Un court-circuit peut entraîner les conséquences suivantes :
• Chute de tension
• Surintensité
3.7.4.2. Surtension :
Les surtensions sont définies comme étant toute tension qui dépasse la valeur maximale de
crête correspondant à la tension la plus élevée pour le matériel, qu'elle soit entre un
conducteur de phase et la terre ou entre deux conducteurs de phases. Les surtensions sont
classées en deux catégories :
• Surtensions par décharges électriques atmosphériques :
Les décharges électriques atmosphériques, également connues sous le nom d'éclairs,
peuvent causer des surtensions importantes dans les systèmes électriques. Lorsque la
foudre frappe, elle génère une impulsion de courant extrêmement élevée pouvant
atteindre des dizaines de milliers d'ampères, provoquant des surtensions
potentiellement dangereuses pour les équipements électriques. C'est pourquoi il est
crucial de prendre des mesures de protection, telles que l'utilisation de parafoudres,
pour éviter des dommages aux circuits électroniques, transformateurs et autres
composants électriques, ainsi que pour prévenir les incendies.
• Les surtensions de commutation :
Elles sont engendrées dans les câbles électriques, principalement à cause de la mise en
marche et de l'arrêt des machines de forte puissance. Les moteurs électriques, qui ont
une forte inductance, créent des surtensions lorsqu'ils sont connectés ou déconnectés.
D'autres processus tels que l'amorçage et l'extinction de la soudure à l'arc peuvent
également les provoquer.
3.7.4.3.Surcharge :
Lorsqu'une quantité excessive de courant traverse les câbles électriques, cela provoque
une surcharge électrique. Les câbles surchauffent alors et risquent de fondre, ce qui peut
entraîner un incendie.
Les raisons qui peuvent engendrer une surcharge électrique sont :
• Un court-circuit
• Couplages difficiles (fermeture de longues boucles d’interconnexion)
• Des pics de consommation électrique
• Le report de charge à la suite de la déconnexion d'une liaison en parallèle.
Il peut en résulter aussi les conséquences suivantes :
• Des surcharges brèves mais intenses.
•
Des surcharges durables mais moins importantes
3.7.4.4.Oscillations :
Les fluctuations de la tension et du courant sont causées par les changements de charge,
qui affectent directement la vitesse de rotation (fréquence) des machines produisant de
l'énergie électrique. Ces fluctuations sont directement liées à la mécanique des machines
électriques, c'est pourquoi on les appelle des phénomènes électromécaniques transitoires.
3.7.4.5.Le déséquilibre :
Le déséquilibre de phase se produit lorsque les tensions des phases d'un système
électrique triphasé ne sont pas égales. Dans un système électrique triphasé équilibré, les
tensions des trois phases sont égales en amplitude et déphasées de 120 degrés les unes par
rapport aux autres.
Les causes de ce phénomène peuvent être :
• Enclenchement ou déclenchement d’un sectionneur ou d’un disjoncteur
• Coupure de conducteur sans court-circuit
Il peut en résulter :
• Déséquilibre des tensions distribuées
• Déséquilibre des courants
3.7.5. Détection de défauts :
En permanence, les protections surveillent l'état électrique du réseau en mesurant
différentes grandeurs électriques telles que le courant, la tension, la fréquence ou leur
combinaison comme la puissance. Bien que ces grandeurs électriques fluctuent en raison
des variations de charge ou de topologie des réseaux, elles se situent normalement dans
des limites établies par les règles générales d'exploitation des réseaux. Par exemple, les
tensions peuvent varier exceptionnellement entre 0,7 et 1,1 Un, tandis que les courants ne
dépassent jamais 1,1 à 1,3 In selon les installations. Si les grandeurs sortent soudainement
de ces limites, cela indique la présence d'une anomalie et sert de critère de détection, grâce
aux informations fournies par les transformateurs de mesure (transformateur de tension «
TT » et de courant « TC ») qui traduisent la variation des grandeurs principales du réseau.
3.7.6. Elimination de défauts :
Les courts-circuits sont des incidents qu’il faut éliminer le plus rapidement possible. C’est
le rôle des protections dont la rapidité de fonctionnement est une des performances
prioritaires. On n’oubliera pas que le temps d’élimination des défauts comprend deux
composantes principales :
•
•
Le temps de fonctionnement des protections (quelques dizaines de millisecondes).
Le temps d’ouverture des disjoncteurs.
La protection d’un réseau électrique consiste à détecter tout défaut (défaut à la terre ou
entre phases) qui surviendrait sur le réseau afin de protéger les éléments du réseau contre
des surintensités destructrices. Une fois le défaut est détecté, il faut pouvoir le localiser au
mieux afin de ne mettre hors tension que la partie du réseau la plus proche du défaut. Les
protections doivent :
•
Détecter la présence d’un défaut.
•
•
Identifier l’ouvrage atteint.
Commander les organes de coupure, dont l’ouverture conduira à l’isolement de cet
ouvrage (et seulement celui-là) par rapport au reste du réseau.
Cette tâche fait appel à un processus comprenant plusieurs opérations tel que la mesure
des tensions et des courants ainsi le filtrage et l’échantillonnage pour terminer avec un
traitement numérique qui résulte par la localisation de défaut et la possibilité de
l’élimination rapide par les organes de commande.
Caclul des courants de court-circuits :
La figure 1 représente une partie du réseau de distribution 6.6/0.55 kV. Pour s’assurer du bon
réglage des protection, le courant de court-circuit est calculé en premier lieu puis le courant de
déclenchement du disjoncteur afin de le comparer à celui réglé.
Figure 13 : réseau de distribution de la salle de contrôle 4321-SWR-001
Le calcul du courant de court-circuit est fait selon l’équation (1).
I cc =
100  S
(1)
3 V  Z
Le courant nominal est obtenu à l’aide de l’équation (2).
In =
S
(2)
3 V
Le courant de déclenchement du disjoncteur est calculé à l’aide de l’équation (3).
Ip =
1, 2  I n
(3)
Rapport TC
Le courant de déclenchement est supposé égal à 120% du courant nominal.
Le tableau 1 résume les réglages des courants de déclenchement des disjoncteurs Q2,Q3,Q4 et
Q10.
Tableau 2 : Réglages des disjoncteurs Q2,3,4,10
Le tableau 2 résume les valeurs des courants de court circuits des transformateurs de la figure
1.
Tableau 3 : Calcul des courants
4321-TRA-005(Q2)
ICC
I cc =
100 1200
= 34, 6 kA
3  0, 4  5
In
In =
1200
= 1, 73 kA
3  0, 4
IP
IP =
1, 2  1730
= 6, 92
300
IP_Set
5.332
4321-TRA-006(Q3)
I cc =
100  2000
= 31,33 kA
3  0,55  6, 7
In =
IP =
2000
= 2 kA
3  0, 55
1, 2  2000
=8
300
6.668
4145-TRA-001(Q4)
100 1000
= 20, 99 kA
3  0, 55  5
1000
In =
= 1, 05 kA
3  0, 55
I cc =
IP =
1, 2  1050
= 4, 2
300
3
4321-TRA-003(Q10)
I cc =
100  2000
= 33,59 kA
3  0,55  6, 25
In =
2000
= 2 kA
3  0, 55
IP =
1, 2  1730
=8
300
0.6
On constate que le transformateur « 4321-TRA-003 » est mal protégé, son relai est mal réglé.
Ce relai représente un exemple des relais à étudier pour améliorer le plan de protection du
réseau.
Pour la vérification de la coordination entre les relais, des défauts sont insérés puis le
séquencement du déclenchement des disjoncteur est observé.
Dans l’exemple de la figure , un défaut est inséré au niveau du secondaire du transformateur
« 4321-TRA-005 » , on observe que le disjoncteur Q2 déclenche avant Q5, il y’a donc une
sélectivité.
L’étude est faite sur le reste des disjoncteurs.
Figure 14 : simulation de défaut