Jaimerai adresser mes sincères remerciements à tous les gens qui mont encadrés tout au long [602187]

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REMERCIEMENT

J’aimerai adresser mes sincères remerciements à tous les gens qui m’ont encadrés tout au long
de cette péri ode, afin de mieux réussir mon stage d’ingénieur assistant et accomplir la mission
que l’on m’ a accordée portant sur la rénovation des protections du réseau électrique MT/BT
des unités 3&4 de la centrale thermique TAQA -MOROCCO, et m’ont consacré le temps pour
m’aider à le mener à bien et le réussir.

Je désire témoi gner ma reconnaissance à Mr HASAN et Mr NOUINI, qui ont été toujours
présent par le biais de leur abondant engagement, son accompagnement, et ses orientations
précieuses en termes de conseils et remarques pertinents.
Je voudrais remercier mon encadrant Mr HARROUCH , qui, grâce à sa rigueur, son soutien et
ses pertinents conseils, j’ai pu gérer ce projet sur les différents plans.

Je remercie vivement tout le staff du service électrique à TAQA mais en parti culier le
personnel des unités 3&4 qui n’ont jamais h ésité à me procurer une riche documentation sur
le projet, à me consacrer suffisamment de leur temps pour m’expliquer le mécanisme de
fonctionnem ent des différents instruments .

J’exprime aussi mes considérations dist inguées à Madame EL QAMOUS MERIEM,
assistante du directeur générale pour m’avoir assurée une opportunité de stage au sein de
TAQA MOROCCO.

Finalement, ce projet était une expérience très enrichissante, d’une valeur ajoutée
substantielle. De ce fait, je tiens à adresser mes remerciements les meilleurs à toutes les
personnes qui y ont fait part.

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RESUME

Une protection performante des réseaux électriques est le souci majeur des industriels. En
effet, les investissements humains et matériels affectés aux réseaux électriques sont énormes.
Pour cela, le réseau électrique doit répondre à trois exigences essent ielles : stabilité, économie
et surtout continuité du service.

Sur le plan industriel, l’évolution technologique a permis l’apparition de composants
numériques de nouvelles générations et des systèmes automatisés et supervisés qui offre des
avantages mul tiples pour la protection des réseaux électriques.

C’est ainsi que TAQA -MOROCCO a opté pour procéder à la rénovation du système obsolète
de pro tection du réseau électriques MT/BT des unités 3&4 par des relais numériques de
nouvelles générations .

Ce rap port sera divisé comme suit :

• Identification et élaboration de l’existant.
• Identification des protections normalisées pour les ouvrages du tableau MT.
• Rénovation des protections : choix des relais, étude de l’encombrement, étude du
cout.
• Planification de la mise en place des relais choisis.

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ABSTRACT

A powerful protection of the electrical networks is one of the major concerns of the industry.
Actually, the human and materials investments assigned to electrical networks are enormous.
That is why, the electrical network must respond to three essential requirements: stability,
economy and especially continuity of service.

On the industrial level, technological evolution has led to the emergence of the new
generation of digital components, au tomated and supervised systems that offers multiple
benefits for the protection of the electrical networks.

It is as well as TAQA -Morocco has chosen to proceed renovating the obsolete system of
protection of the electrical network MT /BT including units 3& 4 using a new generation of
digital relays .

This report will be divided as mentioned bellow :

➢ Identification and elaboration of the existing.
➢ Identificatio n of standard protections for MT panel structures.
➢ Renovation of protectio ns: choice of relays, study of the overcrowding , cost study.
➢ Planning of the implementation of the chosen relays.

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Sommaire
Liste des figures ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……. 7
Liste des tableaux ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. …. 8
Glossaire ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………… 9
CHAPITRE 1 : Présentation de l’organisme d’accueil ………………………….. ………………………….. ………… 10
1 Présentation de JLEC l’entreprise ………………………….. ………………………….. ………………………….. .. 11
1.1 Profil ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. …… 11
1.2 Situation géographique ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……… 11
1.3 Le Groupe TAQA ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………….. 12
1.4 Straté gie ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. 12
1.5 Installations performantes ………………………….. ………………………….. ………………………….. …. 12
1.6 Organisation ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………………….. 13
Chapitre 2 : Présentation de la centrale thermique ………………………….. ………………………….. ………….. 14
2 Présentation de la centrale thermique ………………………….. ………………………….. ……………………. 15
2.1 Le cycle eau -vapeur simplifié ………………………….. ………………………….. ………………………….. 16
2.2 Description des principales composantes de l a centrale thermique ………………………….. …. 16
2.2.1 La chaudière et ses auxiliaires ………………………….. ………………………….. ………………….. 16
2.2.2 Poste de réchauffage ………………………….. ………………………….. ………………………….. ….. 17
2.2.3 Le condenseur, les pompes d’extraction et de circulation ………………………….. ……….. 17
2.2.4 Le groupe turbo -alternateur ………………………….. ………………………….. ……………………. 17
2.2.5 Le poste électrique ………………………….. ………………………….. ………………………….. …….. 19
2.2.6 Le transformateur de soutirage ………………………….. ………………………….. ……………….. 19
2.2.7 Le transformateur auxiliaire ………………………….. ………………………….. …………………….. 20
2.2.8 Les électro -filtres ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……….. 20
3 Les éléments stratégiques ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………. 20
3.1 Poste de transformation de l’énergie électrique ………………………….. ………………………….. .. 20
3.1.1 Interaction avec le milieu extérieur ………………………….. ………………………….. ………….. 21
3.2 Constitutions des transformateurs de puissances TP, TS et TA ………………………….. ………… 22
3.2.1 Les éléments principaux ………………………….. ………………………….. ………………………….. 22
3.2.2 Transformateurs principaux : TP 3 et TP 4 ………………………….. ………………………….. …. 23
3.2.3 Dispositifs de protection (voir le schéma unifilaire de mesure et protection dans
l’annexe 1) ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ….. 27
3.3 Transformateurs de soutirage : TS 3 et TS 4 ………………………….. ………………………….. ……… 27
3.3.1 Description détaillée ………………………….. ………………………….. ………………………….. ….. 27

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3.3.2 Système de refroidissement ………………………….. ………………………….. …………………….. 28
3.3.3 Cuve et conservateur ………………………….. ………………………….. ………………………….. ….. 28
3.3.4 Dessiccateur ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………… 29
3.3.5 Régl eur en charge ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………. 29
3.3.6 Dispositifs de protection du transformateur de soutirage ………………………….. ……….. 29
3.4 Transformateurs auxiliaires : TA 3 et TA 4 ………………………….. ………………………….. ………… 30
3.5 L’Alternateur ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………………….. 30
3.5.1 Définition des alternateurs : ………………………….. ………………………….. …………………….. 30
3.5.2 Les constituons de l’alternateur : ………………………….. ………………………….. ……………… 30
3.6 Fonctionnement : ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………… 32
3.6.1 Couplage des alternateurs ………………………….. ………………………….. ……………………….. 32
3.6.2 Systèmes de refroidissement ………………………….. ………………………….. …………………… 33
3.7 Systèmes d’excitations ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………. 34
3.7.1 Excitatrice à courant continu ………………………….. ………………………….. ……………………. 34
3.7.2 Alternateur excitateur débitant sur redresseurs (unité 1&2): ………………………….. …… 34
3.7.3 Auto alimentation (unité 3&4) ………………………….. ………………………….. …………………. 35
Chapitre 3 : Description du réseau électrique ………………………….. ………………………….. ………………….. 38
1 Réseau HT ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. …… 39
1.1 Evacuation d’énergie : ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……….. 39
1.1.1 Fonctionnement normal ………………………….. ………………………….. ………………………….. 40
1.1.2 Fonctionnement en ilotage ………………………….. ………………………….. ……………………… 40
1.1.3 Groupe à l’arrêt ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………. 40
2 Réseau 60 KV ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. . 41
3 Réseau de distribution MT ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………… 42
3.1 Généralités : ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………………….. 42
4 Fonctionnement ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………. 43
Chapitre 4 : Protections existantes ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……. 44
1 Les fonctions de protection ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……….. 45
1.1 Protection à maximum de courant de phase (code ANSI 50 ou 51) ………………………….. ….. 45
1.2 Protection contre les défauts à terre : code ANSI 50N/51N/50G/51G ………………………….. . 46
1.3 Protection à i mage thermique (code ANSI 49) ………………………….. ………………………….. …… 46
1.4 Protection à maximum de composante inverse (ANSI code 46) ………………………….. ……….. 46
1.5 Protection contre les démarrages trop longs et le blocage du rotor (51LR) ……………………. 47
1.6 Protection à minimum de tension (code ANSI 27) ………………………….. ………………………….. 47

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1.7 Protection à minimum o u à maximum de fréquence (ANSI 81) ………………………….. ……….. 48
2 Les relais existants ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………………. 48
2.1 SPAM 150C de l’ABB : Protection des moteurs ………………………….. ………………………….. ….. 48
2.2 SPAU 130C de l’ABB : Relais à maximum et à minimum de tension triphasé ………………….. 49
2.3 SPAJ 131C de l’ABB : relais a maximum du courant ………………………….. ………………………… 50
2.4 SPAJ 110C de l’ABB : relais à maximum du courant ………………………….. ………………………… 51
3 Etude critique des relais de protections existants : ………………………….. ………………………….. …… 51
3.1 Etude par la méthode AMDEC : ………………………….. ………………………….. ……………………….. 51
3.2 Analyse du stock : ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………… 55
Chapitre 5 : Choix des relais ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………… 57
4 Les protections normalisées des différentes cellules du tableau MT ………………………….. ……….. 58
4.1 Les protections des départs moteurs : ………………………….. ………………………….. ……………… 58
4.2 Les protections des départs transformateurs : ………………………….. ………………………….. ….. 58
4.3 Les protections des cellules d’arrivées : ………………………….. ………………………….. ……………. 58
4.4 Les protections du jeu de barres : ………………………….. ………………………….. ……………………. 58
5 Proposition des relais : ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………… 58
5.1 Principaux avantages ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………. 59
5.2 Relais départ moteur proposé : REM615 Protection et contrôle de moteur ………………….. 59
5.3 Relais départ transf ormateur proposé : RET615 protection et contrôle pour
transformateurs de puissance ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……….. 60
5.4 Relais pour les protections du jeu de barres et des arrivées proposé : REF615 : …………….. 61
6 Validation du choix ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………………… 63
6.1 Encombrement : ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………….. 63
6.2 Prix d ’achat : ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………………….. 63
7 Planification de mise en place ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……. 64
ANNEXES ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………. 69

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Liste des figures

Figure 1: Situation géographique de la centrale ………………………….. ………………………….. ………………. 11
Figure 2 : Organigramme général de l'entreprise ………………………….. ………………………….. …………….. 13
Figure 3: Synoptique de la centrale thermique JLEC ………………………….. ………………………….. …………. 15
Figure 4: la chaudière ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………. 16
Figure 5: préparation et broyage du charbon ………………………….. ………………………….. ………………….. 16
Figure 6: Turbine ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………….. … 18
Figure 7: le groupe turbo -alternateur Unité 3 ………………………….. ………………………….. …………………. 19
Figure 8: Schéma unifilaire ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……………….. 21
Figure 9: Transformateur principal ………………………….. ………………………….. ………………………….. ……. 23
Figure 10: Transformateur refroidi par huile forcée/air forcé ………………………….. ………………………… 24
Figure 11: Système d’étanchéité à conservateur d’huile ………………………….. ………………………….. …… 25
Figure 12: Reniflard à gel de silice du transformateur principal ………………………….. ……………………… 26
Figure 13: Régleur hors tension du transformateur principal ………………………….. …………………………. 26
Figure 14: Transformateur de soutirage de l’unité 3 ………………………….. ………………………….. ………… 28
Figure 15: Indicateur de niv d’huile du compartiment du régleur du transformateur de soutirage …. 29
Figure 16: le transformateur auxiliaire de l’unité 3 ………………………….. ………………………….. ………….. 30
Figure 17: stator de l’alternateur ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………. 31
Figure 18: le rotor de l’alternateur ………………………….. ………………………….. ………………………….. …….. 31
Figure 19: alternateur de centrale thermique ………………………….. ………………………….. …………………. 32
Figure 20: Excitation par machine à courant continu ………………………….. ………………………….. ……….. 34
Figure 21: Excitation par alternateur -excitateur ………………………….. ………………………….. ………………. 35
Figure 22: Excitation par auto -alimentation à dérivation pure ………………………….. ……………………….. 35
Figure 23: Excitation par auto -alimentatio n avec compoundage continue série ………………………….. . 36
Figure 24: schéma d’évacuation d’énergie ………………………….. ………………………….. ……………………… 40
Figure 25: Protection à temps indépendant et protection à temps dépendant ………………………….. … 45
Figure 26: démarrage trop long ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………… 47
Figure 27: Blocage rotor ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………………… 47
Figure 28: SPAM 150C de l'ABB ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………. 48
Figure 29: les protections assurées par le SPAM 150C ………………………….. ………………………….. ……… 49
Figure 30: SPAU 130C ………………………….. ………………………….. ………………………….. ………………………. 49
Figure 31: les protections assurées par le SPAU 130C ………………………….. ………………………….. ………. 50
Figure 32:Les protections assurées par le SPAJ 110C ………………………….. ………………………….. ………… 51
Figure 33:Le relais SPAJ 110C ………………………….. ………………………….. ………………………….. …………… 51
Figure 34: Résultat de l'AMDEC du système de protection du tableau MT ………………………….. ………. 54
Figure 35: interface de stockage des pièces de rechanges de l'unité 3&4 ………………………….. ……….. 55
Figure 36: La configuration F du relais REF615 ………………………….. ………………………….. ………………… 62

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Liste des tableaux

Tableau 1: Pression de détente de la turbine ………………………….. ………………………….. ……………………. 18
Tableau 2: Caractéristiques de l'alternateur ………………………….. ………………………….. ……………………. 19
Tableau 3: Caractéristiques du transformateur principal ………………………….. ………………………….. ….. 19
Tableau 4: Caractéristiques du transformateur de souti rage ………………………….. …………………………. 20
Tableau 5: Caractéristiques du transformateur auxiliaire ………………………….. ………………………….. …. 20
Tableau 6: les caractéristiques du stator de l’alternateur ………………………….. ………………………….. …. 31
Tableau 7: la caractéristique de rotor de l’alternateur ………………………….. ………………………….. ……… 32
Tableau 8: Caractéristiques du transform ateur principal ………………………….. ………………………….. ….. 39
Tableau 9: Caractéristiques du transformateur auxiliaire ………………………….. ………………………….. …. 41
Tableau 10: Caractéristiques du transformateur de soutirage ………………………….. ……………………….. 42
Tableau 11: tableau AMDEC des relais de protection existants. ………………………….. …………………….. 54
Tableau 12: Les protections des dé parts moteurs ………………………….. ………………………….. ……………. 58
Tableau 13:Les protections des départs transformateurs ………………………….. ………………………….. …. 58
Tableau 14: Les protections des cellules d'arrivées ………………………….. ………………………….. ………….. 58
Tableau 15: Les protections du jeu de barres ………………………….. ………………………….. ………………….. 58
Tableau 16: Les configurations standards du REF615 ………………………….. ………………………….. ……….. 61
Tableau 17: les dimensions des nouveaux et anciens relai avec la différence ………………………….. ….. 63
Tableau 18: Le nombre de chaque type de relais existant dans le tableau MT avec leur cout unitaire 63
Tableau 19: Le nombre de relais de nouvelle génération dans chaque départ avec leur cout ………… 64

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Glossaire

JLEC Jorf Lasfar Energy Company
TP transformateur principal
TS transformateur de soutirage
TA transformateur auxiliaire
MT moyenne tension
HT Haute tension
BT Basse tension
HP haute pression
MP moyenne pression
BP basse pression
OFAF refroidissement par huile forcée/air forcé
ONAF refroidissement par huile naturel/a ir forcé
30 BBA/40BBA/30 BBB/40 BBB Les tableaux MT dans les deux tranches 3&4
00 BCA/00BCB Les tableaux MT commun
Is seuil de courant
T retard de fonctionnement de la protection
(temporisa tion)
H : Échauffement
tau: Constante de temps thermique de la machine
In : courant nominal
I : courant efficace
Us tension de seuil
I0 seuil de surintensité
AMDEC L'Analyse des Modes de Défaillance, de leurs
Effets et de leur Criticité
G L'indice de Gravité
F L'indice de Fréquence
D L'indice de Détection
C L'indice de Détection
HSR High -availability Seamless Redunda ncy:
Protocol Ethernet
PRP Parallel Redundancy Protocol
DEI dispositif électronique intelligent

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CHAPITRE 1 :
Présentation de
l’organisme d’accueil

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11
1 Présentation de JLEC l’entrepris e
1.1 Profil
Fondée en 1997, Jorf Lasfar Energy Company (JLEC), filiale du Groupe TAQA se positionne
comme un acteur majeur du secteur de l’énergie au Maroc avec un apport énergétique
couvrant plus de 50% de la demande nationale et 30% de la capacité installée du Royau me.
Depuis Mai 2007, JLEC est détenue indirectement à 100% par Abu Dhabi National Energy
Company PJSC (TAQA), acteur mondial dans le domaine de l’énergie.

Avec ses 480 collaborateurs et ses six unités de production dont deux en cours de livraison,
Jorf L asfar Energy Company (JLEC) est la plus grande Centrale Thermique à charbon
indépendante de la région MENA et le principal fournisseur de l’Office National d’Électricité
et de l’Eau Potable (ONEE).

Les unités JLEC 5&6, d’une capacité de 700 MW, permetten t ainsi de répondre à la forte
demande nationale et de sécuriser l’approvisionnement du Maroc en élec tricité. Cette
extension porte la capacité totale de la Centrale Thermique de Jorf Lasfar à 2 056 MW.
1.2 Situation géographique
Le site retenu pour l’implan tation de la centrale thermique est situé au sud -ouest du port de
Jorf Lasfar, dans la province d’EL Jadida, à 20 km d’El Jadida, à proximité du Port de Jorf
Lasfar, et à 130 km de Casablanca.

Figure 1: Situation géographique de la centrale

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12
1.3 Le Groupe TAQA
Fondée en 2005, TAQA est aujourd’hui une référence dans son domaine et l’une des plus
grandes sociétés cotées à la bourse d’Abu Dhabi avec un total bilan de 35 milliards de dollars,
plus de 18 000 MW de capacité installée et 5 000 MW en construction dans la région MENA.
En outre le groupe emploie 3 300 collaborateurs dans 11 pays au Moyen Orient, en Afrique
du Nord, en Inde, en Europe et en Amérique du Nord. Solidement implanté au Maroc, le
Groupe TAQA est l’un des plus grands investisseurs étrangers au Royaume.

TAQA est un Groupe intégré et structuré en 3 segments :

• Exploration et production de pétrole et de gaz
• Transport (pipelines), stockage de gaz et regazéification de GNL
• Production d’énergie (gaz, fuel, charbon).
1.4 Straté gie
La stratégie de Jorf Lasfar Energy Company (JLEC) repose sur la production du KWh le plus
fiable, le plus efficace et le plus respectueux de l’environnement avec :

• Un programme de maintenance rigoureux
• Des pratiques managériales efficaces
• Une adhésion à des normes environnementales strictes

JLEC a offert des niveaux de disponibilité, en moyenne, de plus de 90% durant les 10
dernières années, ce qui la place parmi les meilleures Centrales Thermiques du Monde.

Le programme de maintenance préventive mis en place améliore la fiabilité et permet un
rendement optimal de la Centrale. Chaque cycle de maintenance est assuré par plus de 750
contractants qui travaillent 24h/24 et 7 jours/7.
1.5 Installations performantes
Avec ses 480 collaborateurs et ses six unités de production, la Centrale Thermique a une
capacité installée de 2 056 MW.
• Capacité globale des 6 unités : 2 056 MW.
• 6 millions de tonnes de charbon/an à importer.
• Un parc à charbon d’une capacité de 1 000 0 00 tonnes.
• Deux réservoirs de fioul d’une capacité de 50 000 m3 chacun.
• Une station d’alimentation en eau déminéralisée.
• Une station d’alimentation en eau de réfrigération.
• Une carrière de stockage des cendres.

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13
1.6 Organisation
La direction générale de la centrale se décompose en plusieurs unités de production. Chaque
unité à son propre service de maintenance mécanique et électrique. La figure ci -dessous décrit
l’organigramme général de l’entreprise.

Figure 2 : Organigramme général de l'entreprise
Architecture électrique générale
Le système d’alimentation électrique des tranches 3 et 4 de la centrale thermique « JLEC » est
organisé en quatre divisions indépendantes. Il comprend :
•Une alimentation électrique normale : pour les équipements non secourus situés dans les bâtiments
des unités 3&4,
•Une alimentation électrique secourue : pour tous les équipements de sureté de la tranche,
•Une alimentation électrique sans coupure : pour le contrôle commande, la tension de commande des
tableaux électriques et tous les autres utilisateurs devants rester sous tension pendant le démarrage des
générateurs diesels.
•Une alimentation électrique sans coupure dédié accident grave : permettant la gestion d’un accident
grave en cas de perte de toutes les sources externes et toutes les sources internes de secours.

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14

Chapitre 2 : Présentation
de la centrale thermique

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2 Présentation de la centrale thermique
La centrale est composée des 6 unités de 330MW chacune en marche nominale, utilisant le
charbon comme combustible principal, d'équipements généraux communs à ces six unités.
Chaque unité comprend les ensembles principaux suivants :
• La chaudière qui transf orme l'énergie chimique de combustion du combustible en
énergie thermodynamique en produisant la vapeur alimentant la turbine. La chaudière
est la source chaude du cycle.
• La turbine qui transforme l'énergie thermodynamique de la vapeur venant de la
chaudi ère en énergie mécanique par détente de cette vapeur.
• Le poste d'eau qui assure: la source froide du cycle en condensant dans le condenseur
la vapeur sortant des échappements du corps BP de la turbine et en évacuant à
l'extérieur par le circuit d'eau de c irculation les calories provenant de la condensation
de la vapeur échappement turbine.
L'extraction de l'eau condensée du condenseur par les pompes d'extraction et de reprise, et son
renvoi en chaudière sous forte pression par les pompes alimentaires.
Le réchauffage de l'eau dans les réchauffeurs BP, la bâche alimentaire toutes les réchauffeurs
HP par l'intermédiaire de soutirages de vapeur effectuées à différents étages de la turbine.
L'eau et la vapeur tournent donc en circuit fermé dans la boucle eau -vapeur constituée par la
chaudière, la turbine et le poste d'eau. La vapeur est le fluide moteur du cycle.
• L'alternateur qui transforme l'énergie mécanique fournie par la turbine en énergie
électrique moyenne tension.
• Le transformateur principal qui tran sforme l'énergie électrique moyenne tension
produite par l'alternateur en énergie électrique haute tension et l'envoie sur le réseau
électrique haute tension extérieur.
La production de l’énergie est évacuée par les deux lignes de 225KV vers le poste Ghan em,
Casablanca et Sidi Bouguedra (Figure ci -dessous)
Figure 3: Synoptique de la centrale thermique JLEC

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2.1 Le cycle eau -vapeur simplifié
L'eau déminéralisée contenue dans la bâche alimentaire y est dégazée, avant d'être envoyée
par les pompes alimentaires vers la chaudière. Cette dernière transfère la chaleur dégagée par
la combustion, à l'eau qui se transforme en vapeur surchauffée sous pression. La vapeur ainsi
produite est admise dans la turbine où elle est détendue avant de rejoi ndre le condenseur. La
détente de la vapeur provoque la rotation des roues de la turbine, qui entraîne l'alternateur.
Une fois refroidie dans le condenseur par une circulation d'eau d'un circuit secondaire (eau de
mer), la vapeur retourne à l'état liquide et est renvoyée à la bâche d'où elle repart pour un
nouveau cycle.
L’amélioration du rendement thermodynamique de l’installation est assurée par des
resurchauffes et des soutirages.
2.2 Description des principales composantes de la centrale
thermique
2.2.1 La chaudière et ses auxiliaires

Figure 4: la chaudière

Figure 5: préparation et broyage du charbon
La chaudière est constituée essentiellement d’une chambre de combustion et d’un échangeur
de chaleur, en plus des auxiliaires suivants :

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17
• 4 broyeurs : 3 opérationnels et 1 de réserve
• 2 ventilateurs de tirage
• 2 dépoussiéreurs (électro filtres)
• 2 ventilateurs d'air secondaire.
• 2 ventilateurs de recyclage
• 2 préchauffeurs d'air
• 2 Réchauffeurs d’airs
Selon la fonction de chaque équipement dans le cycle à vapeur, on distingue quatre groupes :
• Les circuits eau -vapeur ;
• Les circuits air -fumées ;
• Les circuits combustibles ;
• Les circuits d’évacuation des cendres et mâchefer.
On distingue deux types de chaud ières selon leur principe de fonctionnement :
• Unité 1 & 2 : La chaudière est à circulation forcée de type tour et fonctionne à
pression glissante, elle est conçue pour brûler du fioul ainsi qu’une grande variété de
charbon. La chauffe se fait avec quatre c aissons brûleurs et cinq broyeurs verticaux.
• Unité 3 & 4 : La chaudière est à circulation assistée, la chauffe se fait avec quatre
caissons brûleurs et quatre broyeurs verticaux. La chaudière est équipée d’un ballon de
vapeur, ce dernier ainsi que les élém ents qui lui sont intégrés, ont pour fonction
principale de séparer la vapeur du mélange eau/vapeur.
2.2.2 Poste de réchauffage
Pour chaque unité, le poste de réchauffage est constitué de quatre réchauffeurs basse pression
BP1 à BP4, d’une bâche al imentaire dégazante et de deux réchauffeurs haute pression HP6 et
HP7 et d’un réchauffeur HP6 bis.
2.2.3 Le condenseur, les pompes d ’extraction et de circulation
2.2.3.1 Le condenseur
Pour chaque unité, le condenseur est installé transversalement. De type simple parcours, Il est
constitué de deux faisceaux de tubes en titane et de plaques tubulaires en titane massif.
2.2.3.2 Les pompes d’ extraction
L’extraction de l’eau du condenseur est assurée par deux pompes d’extraction verticales, de
capacité 100% chacune dont une en réserve. L’eau circule ensuite dans le poste de traitement
des condensats
2.2.3.3 Les pompes de circulation
Le refroidissement du condenseur est assuré par un circuit ouvert à l’eau de mer. Ce système
fonctionne à l’aide de deux pompes de circulation verticales d e capacité 50%pour chaque
unité.
2.2.4 Le groupe turbo -alternateur
2.2.4.1 La turbine
La turbine est constituée de 3 corps (HP – haute pression, MP – moyenne pression et BP –
basse pression) en plus des organes d’admission. La vapeur est progressivement détendue

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18
dans la turbine HP et passe à travers une série de roues mobiles équipées d'ailettes, ce qui
entraîne la rotation d'un alternateur à 3 000 tours/minute.
La vapeur ne transmet pas toute son énergie thermique dans la turbine HP. Un circuit séparé
renvoie la vapeur vers la chaudière pour être « resurchauffée » et passer ensuite dans la
turbine dans le corps moyenne pression(MP) puis dans le corps basse pression (BP). Au fur et
à mesure de la détente, la pression de la vapeur diminue. Pour récupérer le maximum
d‘énerg ie mécanique, les ailettes des trois corps de turbines (HP, MP, BP) ont une taille
inversement proportionnelle à la pression. A la fin, la vapeur s’échappe vers le condenseur.

Figure 6: Turbine
Tableau 1: Pression de détente de la turbine
2.2.4.2 L’alternateur
L’alternateur est constitué essentiellement :
• D’un stator contenant le circuit magnétique dans lequel est placé l’enroulement
produisant l’électricité.
• D’un rotor sur lequel sont placées les bobines d’excitation. Le rotor est directement
entrai né par la turbine qui lui transmet son énergie mécanique.
L’alternateur permet de transformer l’énergie mécanique transmise par la turbine en énergie
électrique alternative triphasée moyenne tension (MT) 22 KV. Il a également pour rôle de
transmettre de pu issance qui l’évacuera sur le réseau électrique haute tension extérieure :
• Au transformateur de puissance qui l’évacuera sur le réseau National (HT) 225 KV.
• Au transformateur de soutirage pour l’alimentation des auxiliaires de la tranche.
Vapeur
d’admission
HP Vapeur
d’échappement HP Vapeur
d’admission
MP Vapeur
d’échappement
BP
Débit (Kg/s) 265 238 215 –
Pression (bar) 166 40 38 0.05
Température
(°C) 336 338 538 31

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19

Figure 7: le groupe turbo -alternateur Unité 3
Les caractéristiques principales :
Tableau 2: Caractéristiques de l'alternateur
2.2.5 Le poste électrique
Il s’agit d’un transformateur élévateur de tension 22/225 KV, permettant d’évacuer l’énergie
électrique à la sortie des bornes des alternateurs vers le réseau National .

Unité 1&2 2&3
Puissance apparente 400MVA 412MVA
Tension d’entrée 22KV 22KV
Fréquence 50Hz 50Hz
Tension de sortie 225KV 225KV+/ -2×2.5%
Tableau 3: Caractéristiques du transformateur principal
2.2.6 Le transformateur de soutirage
Ce transformateur a pour fonction l’alimentation de la totalité des équipements de la centrale
en énergie électrique. Il est composé de trois enroulements : un primaire et deux secondaires.
En cas de défaut au niveau du secondaire le tertiaire prendra la relève d’alimentation.

Puissance apparente 412 MVA
Puissance active 350MW
Facteur de puissance 0.85
Couplage des phases en étoile
Tension de sortie 22KV
Vitesse de rotation 3000tr/min
Fréquence 50 Hz

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20
Unité 1&2 3&4
Puissance apparente 41/22/22MVA 42/22/22MVA
Tension d’entrée 22KV 22KV+/ -6×2.5%
Tension de sortie1 6.9 KV 6.9 KV
Tension de sortie 2 6.9 KV 6.9KV
Tableau 4: Caractéristiques du transformateur de soutirage
2.2.7 Le transformateur auxiliaire
En cas de défaut du transformateur de soutirage et lors des démarrages de la tranche,
l’alimentation en énergie électrique des équipements vitaux de l a centrale se fait moyennant
un transformateur auxiliaire. Le transformateur auxiliaire est alimenté à partir du réseau
moyen tension (60KV) de l’ONEE

Unité 1&2 3&4
Puissance apparente 41/22/22MVA 42/22/22MVA
Tension d’entrée 60 KV 60 KV
Tension de sortie1 6.9 KV 6.9 KV
Tension de sortie 2 6.9 KV 6.9KV

2.2.8 Les électro -filtres

Pour minimiser les effets de la combustion de charbon sur l’environnement, la centrale
possède une série de séparateurs électrostatiques ou électro -filtres pour arrêter le maximum
possible des particules et dont l’efficacité avoisine les 99%. Ces électro -filtres possèdent des
électrodes émissives et des électrodes réceptives entre lesquelles règne un champ
électrostatique, et chargent ainsi les particules de cendres pour qu’elles soient captées
électriquement. Ensuite un système de frappage permet de les récupérer depuis l’électrode
réceptive pour qu’elles soient réutilisées par les cimenteri es.
3 Les éléments stratégiques
3.1 Poste de transformation de l’énergie électrique

Ce poste est constitué par trois transformateurs de puissance à savoir ; le transformateur
principal TP, le transformateur de soutirage TS et le transformateur auxiliaire TA, d ont les
caractéristiques sont citées dans la partie précédente. Ce système a pour rôle de :
• Transformer l’énergie électrique MT 22kV produite par l’alternateur en énergie
électrique :
✓ Haute tension évacuée vers le réseau de distribution National par le TP
✓ Moyenne tension 6.6 kV pour alimenter les différents tableaux de distribution
électrique de l’unité par le TS.
• Transformer l’énergie électrique moyenne tension 60KV du poste ONEE extérieure en
MT 6.6 kV, pour alimenter les tableaux de distribution électriq ue de l’unité par le TA. Tableau 5: Caractéristiques du transformateur auxiliaire

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21
• Transformer l’énergie électrique HT du réseau 225 kV en énergie MT pour alimenter
les tableaux de distribution électrique de l’unité par le TP et le TS. Cette configuration
est rarement utilisée.
Chaque unité est reliée ainsi au ré seau extérieur par l’intermédiaire de deux liaisons qui
doivent être aussi indépendantes que possible, une est considérée comme liaison principale
tandis que l’autre est considérée comme liaison auxiliaire.
La liaison principale est celle constituée par le transformateur principal et le transformateur de
soutirage et la liaison de secours est celle constituée par le transformateur auxiliaire. Cette
liaison vient en secours de la liaison principale lors de son indisponibilité

Figure 8: Schéma unifilaire
3.1.1 Interaction avec le milieu extérieur
Le système décrit précédemment est en liaison étroite avec les installations électriques
suivantes :
• Le réseau National (225 kV) ;
• Le réseau de distribution ONEE (60KV) ;
• Le réseau des tableaux de distribution électrique de l’unité ;
• Le groupe turbo -alternateur.
Le système étudié peut être isolé en cas de besoin des quatre installations électriques ci -avant
par l’intermédiaire des disjoncteurs suivant :
• Le réseau national (225KV) : le secondaire du transformateur principal peut être isolé
du réseau 225KV par l’intermédiaire du disjoncteur de ligne GEV002JA ;

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• Le réseau 60KV : le primaire du transformateur auxiliaire de démarrage peut être isolé
du réseau 60KV par l’intermédiaire du disjoncteur GEV0 03JA ;
• Le réseau des tableaux de l’unité : les deux enroulements secondaires des
transformateurs de soutirage et auxiliaire peuvent être isolés des jeux de barres
moyenne tension 30BBAet 30BBB respectivement par l’intermédiaire des disjoncteurs
30BBA001/00 2JA et 30BBB001/002JA ;
• Le groupe turbo -alternateur : le primaire du transformateur principal et celui du
transformateur de soutirage peuvent être isolés du groupe turbo -alternateur par
l’intermédiaire du disjoncteur coupleur GEV001JA.
3.2 Constitutions des tr ansformateurs de puissances TP, TS et TA
3.2.1 Les éléments principaux
3.2.1.1 Circuit électrique
Pour les transformateurs de grande puissance et de haute tension, les enroulements sont
constitués par des bobines en fil rond ou méplat isolées au carton imprégné et séparées par des
isolants tels que fibre, mica …etc.
Il existe trois types de bobinages :
• Bobinage concentrique simple :
Le bobinage basse tension est enroulé sur le noyau et après isolement est recouvert par le
bobinage haute tension.
• Bobinage concentriqu e double :
Le bobinage haute tension est en sandwich entre les deux moitiés basse tension autrement dit
la moitié du bobinage basse tension est enroulée sur le noyau et isolée, puis on enroule le
bobinage haute tension et on isole et enfin on termine par l a deuxième moitié du bobinage
basse tension.
• Bobinage à galette : Les bobinages hauts et bas sont fractionnés et constitués par des
couronnes ou galettes qui sont enfilées alternativement sur les noyaux.
3.2.1.2 Circuit magnétique
Un noyau magnétique est un empilage de tôles ferromagnétiques à haute perméabilité
et à cristaux orientés, et isolées électriquement entre elles. Le circuit magnétique a pour
fonction principale de canaliser le flux produit par l'enroulement primaire ; il assure en outre
le supporta ge de l'ensemble des enroulements.
Pour réduire les pertes par courants de Foucault, ces tôles magnétiques sont isolées entre elles
généralement par un oxyde de fer appelé "carlite".
On distingue deux dispositions principales selon la forme du circuit magn étique :
• Circuit magnétique à colonne.
• Circuit magnétique cuirassé.
3.2.1.3 La cuve et son couvercle
La cuve assure les fonctions suivantes :
• contenir la charge d'huile
• supporter et protéger les parties actives

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• évacuer la chaleur
• permettre la manutention
Le couvercle est de forme "plate" ou "en cloche". Il porte les traversées et le mécanisme du
changeur de prises (régleur de tension).
Dans les transformateurs à colonnes , les cuves se présentent principalement sous forme d'une
cloche boulonnée ou soudée à la base.
Les parois sont en général renforcées par des ceintures métalliques ou renforts en "U" pour
supporter les contraintes mécaniques dues à la mise sous vide lors des traitements de la charge
d'huile et au levage.
Dans les transformateurs cuirassés, le principe de fabrication nécessite une cuve de type "en
cloche", en général soudée à la base qui est équipée d'un couvercle boulonné.
3.2.1.4 Les traversées primaires et secondaires
Les traversées ont pour but d'assurer la liaison électrique entre, d'une part les e xtrémités des
enroulements primaire et secondaire et, d'autre part, les lignes d'arrivée et de départ, au travers
du couvercle de cuve. Les traversées utilisées sont remplis d'huile, en communication directe
avec l'huile du transformateur par leur partie i nférieure. Le conservateur est alors placé à une
hauteur suffisante pour que les traversées soient en pression d'huile.
3.2.2 Transformateurs principaux : TP 3 et TP 4
3.2.2.1 Description détaillée
Les transformateurs principaux 22/225 kV ont une puissance de l’ordre 4 12 MVA et sont au
nombre de deux, soit un par unité. L'un d'eux est présenté à la figure ci -dessous. Les
transformateurs principaux des unités 3 et 4 fabriqués par ABB, se connectent à l'alternateur
et adaptent la tension développée dans l'alternateur à la tension du réseau de transport

Figure 9: Transformateur principal

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3.2.2.2 Système de refroidissement
Le noyau ferromagnétique et les enroulements des transformateurs principaux des unités 3 et
4 sont immergés dans l'huile. L’huile au contact du noyau ferromagnétique et des
enroulements absorbe la chaleur. Elle est ainsi chauffée, devient plus légère et monte à la
surface tout en dégageant la chaleur. À mesure qu'elle se refroidit, l'huile s'alourdit et
redescend. Ce processus se déroul e en continu et crée une circulation naturelle d'huile dans le
transformateur. Un transformateur refroidi par convection naturelle de l'air dépend
entièrement de l'atmosphère environnante pour créer une circulation naturelle d'air afin de
dissiper la chale ur. Par conséquent, une ventilation suffisante doit être prévue. Les radiateurs
tubulaires ou à ailettes augmentent la surface de refroidissement et facilitent la dissipation de
la chaleur générée dans le noyau ferromagnétique et les enroulements.
Pour dissiper la chaleur de l'huile plus rapidement, il est possible d'installer des ventilateurs au
niveau de l'échangeur afin de forcer la circulation d'air à travers les ailettes. Ce type de
refroidissement est appelé « refroidissement par air forcé ». Il pe rmet au transformateur de
supporter de plus grandes charges étant donné que la chaleur est extraite beaucoup plus
rapidement de l'huile du transformateur par rapport à un transformateur refroidi par
convection naturelle de l'air.
En ajoutant des pompes à h uile au circuit d’huile du transformateur refroidi par circulation
forcée de l’air, il est possible de faire circuler l'huile entre la cuve du transformateur et
l'échangeur de chaleur, et d'extraire ainsi la chaleur avec un taux plus élevé. Ce type de
refroidissement est appelé « refroidissement par huile forcée/air forcé ». Il permet au
transformateur de supporter des charges plus grandes par rapport aux transformateurs refroidis
par convection naturelle de l'air ou refroidis par circulation forcée de l’ai r. Les
transformateurs principaux des unités 3 et 4 utilisent le mode de refroidissement par huile
forcée/air forcé, ils sont donc de type OFAF et peuvent atteindre, chacun, une puissance
nominale de 412 MVA.

Figure 10: Transfo rmateur refroidi par huile forcée/air forcé

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25
3.2.2.3 Conservateur
La cuve principale d'un transformateur de puissance, qui contient les enroulements et le noyau
ferromagnétique, est hermétique afin d'empêcher toute entrée d'air humide. Il est important de
maintenir l’étanchéité de ces transformateurs de puissance pour trois raisons principales : la
première est d’empêcher l'oxydation et la contamination de l'huile du transformateur, la
deuxième est d’éliminer la corrosion interne et la troisième pour empêcher l’eau de pénétrer
dans la cuve du transformateur

Figure 11: Système d’étanchéité à conservateur d’huile
Un conservateur d'huile est un réservoir d'expansion d'huile situé au -dessus de la cuve
principale du transformateur. La cuve elle -même est complètement remplie d'huile. À mesure
que le niveau d'huile augmente à l'intérieur de la cuve en raison d'une élévation de la
température qui entraîne une augmentation du volume d’huile qui se dilate, le niveau d'huile
du conservateur augmente é galement. Lorsque la charge du transformateur diminue et que la
température baisse.
3.2.2.4 Dessiccateur à base de Silicagel

Le réservoir du conservateur des transformateurs principaux des unités 3 et 4, muni d’un
évent de mise à l'atmosphère, gère l'expansion et la contraction de l'huile sous l'effet des
variations de température. Le réservoir du conservateur est mis à l'atmosphère grâce à un
reniflard à gel de silice. À mesure que l'huile se contracte et que le niveau d'huile du
conservateur baisse, l'air de l'a tmosphère est aspiré à l'intérieur du conservateur via le
reniflard à gel de silice. Le gel de silice extrait l'humidité de l'air afin de garantir que l'huile
contenue dans le réservoir du conservateur soit dépourvue de toute humidité.

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Figure 12: Reniflard à gel de silice du transformateur principal
Celui qu’utilisent actuellement les transformateurs des unités 3&4 est un gel de silice marron
à changement de couleur. Lorsqu'il est complètement sec, Il passe à l'orangé l orsqu'il est
partiellement humide et au bleu -vert lorsqu'il est saturé d'humidité. Un joint à huile empêche
un contact permanent entre l’air humide et le gel, contact qui aurait pour effet de lui saturer
rapidement. Parallèlement, le joint à huile retient une partie des impuretés de l'air.
3.2.2.5 Régleur hors charge des transformateurs principaux

Les transformateurs principaux sont chacun équipés d'un régleur hors tension au niveau de
leur enroulement secondaire. La figure 2.1 -5 montre le régleur hors tension du TP3. Un
régleur hors tension est un composant capable de modifier le rapport de transformation du
transformateur de puissance (rapport des nombres de spires) en vue de réguler sa tension
secondaire. Il se compose de liaisons mécaniques ou de contacts qui peuvent être pivotés pour
varier le nombre d'enroulements connectés en ajoutant, ou en retranchant, quelques spires de
réglage en série avec les spires de l'enroulement haute tension, à l'aide d'un système
mécanique.

Figure 13: Régleur hors tension du transformateur principal
Le régleur hors tension d'un transformateur a pour fonction de réguler sa tension secondaire.
Le régleur hors tension est actionné afin de faire varier dans les deux sens la tension
secondaire du transformat eur. Pour ce faire, le rapport des nombres de spires des

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transformateurs doit être déterminé lorsque ce transformateur est à vide par la position du
régleur hors tension en fonction de la tension de l'enroulement primaire.
Les régleurs hors tension des tra nsformateurs principaux possèdent cinq positions de réglage
numérotées de 1 à 5. Chacune des prises permet d'ajuster la tension selon un rapport de 2,5 %.
Deux de ces positions permettent d'élever la tension et deux autres de l'abaisser, tandis que la
dernière est une position neutre. Par conséquent, les prises de réglage peuvent être utilisées
pour augmenter ou diminuer la tension de 5%.
3.2.3 Dispositifs de protection (voir le schéma unifilaire de mesur e et protection
dans l’annexe 1 )
Les transformateurs TP3 e t TP4 sont équipés de dispositifs de protection conçus pour éviter
une détérioration éventuelle en conditions anormales de fonctionnement. Ces dispositifs de
protection incluent notamment :
• Le contacteur de niveau d'huile du transformateur
• Le contacteur de température des enroulements du transformateur
• Le contacteur de température de l’huile du transformateur (Relais 26T)
• Le dispositif de décharge de pression
• Le relais Buchholz
• Relais de surintensité (maximum de courant) phase, temporisé
• Relais de surintensité (maximum de courant) phase, instantané
• Relais de surintensité (maximum de courant) terre, temporisé
• Relais de surtension (maximum de tension) terre, temporisé
3.3 Transformateurs de soutirage : TS 3 et TS 4
Le transformateur de soutirage de chaque unité assure l’alimentation des deux jeux barres
moyenne tension BBA et BBB qui à leur tour assurent l’alimentation de tous les auxiliaires
électriques de l’unité. Pour ce, le transformateur de soutirage est alimenté en marche normale
par l’alternateur av ec une tension de l’ordre de 22 kV est en marche particulière par le
transformateur principal et transforme cette tension en moyenne tension 6,6 kV.
3.3.1 Description détaillée
Un transformateur de soutirage 22 kV/6,6 kV/6,6KV 2x22MVA est associé à chaque unité.
Ce transformateur connecte et adapte la tension développée par l'alternateur, celle fournie par
le transformateur principal, à celle requise par le système 6,6 kV. Les transformateurs de
soutirage des unités 3 et 4 sont fabriqués par ABB. Un de ces transf ormateurs de soutirage est
présenté dans la figure 15.

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Figure 14: Transformateur de soutirage de l’unité 3
3.3.2 Système de refroidissement
Les transformateurs de soutirage ont chacun une puissance nominale de 2×22 MVA. Ils sont
en mod e ONAF, Le système de refroidissement du transformateur de soutirage se compose de
six moto – ventilateurs de refroidissement et de quatre rangées de radiateurs huile/air. L'huile
du transformateur circule à travers les quatre rangées de radiateurs huile -air associées par
circulation naturelle. Le passage de l'air atmosphérique à travers les quatre rangés de
radiateurs est forcé à l'aide des six moto -ventilateurs.
La température moyenne des enroulements du transformateur doit être limitée à une
température d e 65°C au -dessus de la température ambiante lors de son exploitation normale.
Une indication de la température d’huile et de la température des enroulements primaires et
secondaires est prévue.
3.3.3 Cuve et conservateur
La cuve principale du transformateur de s outirage est divisée en deux sections. Une pour le
régleur en charge et l’autre loge les enroulements et le circuit ferromagnétique. De même, le
conservateur d’huile est divisé en deux sections, une section est reliée à la cuve du régleur en
charge à l’aid e d’une conduite et l’autre est reliée à la cuve principale du transformateur de
soutirage. La première liaison est munie de relais Buchholz et un verre -voyant et la deuxième
est munie d’un relais de contrôle de pression du régleur en charge. Le niveau d’h uile dans la
cuve du régleur en charge est contrôlé par un indicateur de niveau d’huile monté sur la partie
du régleur en charge sur le conservateur d’huile. Le niveau de la section de la cuve principale
est contrôlé par une probe de pression montée sur le conservateur d’huile. Cette probe de
pression convertit le poids d’huile en niveau et le transmet par câble à l’indicateur de niveau
situé sur l’armoire du transformateur de soutirage

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29

Figure 15: Indicateur de niveau d’huile du compartiment du régleur du transformateur de soutirage
3.3.4 Dessiccateur
Deux reniflards à gel de silice sont installés au niveau du transformateur de soutirage. Ils
servent de déshumidificateurs afin d’empêcher l’humidité de l’air de pénétrer dans les deux
sections du conservateur.
3.3.5 Régleur en charge
Les transformateurs de soutirage sont chacun équipés d'un régleur en charge au niveau de leur
enroulement primaire. Tout comme les régleurs hors tension des transformateurs principaux,
le régleur en charge est un équipement capable de faire varier le rapport de transformation en
faisant varier le nombre de spires de l’enroulement primaire. La seule différence, c’est que le
régleur en charge peut fonctionner lorsque le transformateur est sous tension.
Il se compose de liaisons mécaniques ou de contacts qui peuvent pivoter pour varier le
nombre de spires d'enroulement primaire connectées. En fonctionnement normal, le sélecteur
Local/Distance situé dans le coffret de commande est fixé sur la position Distance et le
régleur en charge est contrôlé à distance depuis la salle de commande. Pour fonctionner en
mode local, le sélecteur il doit être mis sur la position locale et la manivelle doit être utilisée
pour ajuster le rapport des nombres de spires d’enroulement primair e du transformateur. Le
régleur en charge possède 32 positions de réglage. Chacune des prises permet de faire varier
la tension de 0,3125%. 16 de ces positions permettent d'augmenter la tension, tandis que les
16 autres permettent de l'abaisser. Une positi on neutre est également disponible. Par
conséquent, les prises peuvent être utilisées pour augmenter ou abaisser la tension de 5%.
3.3.6 Dispositifs de protection du transformateur de soutirage
Les transformateurs de soutirage sont équipés de dispositifs de prot ection conçus pour
prévenir une détérioration éventuelle du transformateur en conditions anormales de
fonctionnement. Ces dispositifs de protection incluent notamment :
• Les contacteurs des niveaux d'huile du transformateur
• L’indicateur de température de l’ huile du transformateur
• L’indicateur de température des enroulements du transformateur
• La soupape de sécurité
• Le relais Buchholz
• Relais contrôle de pression dans le compartiment régleur en charge

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• Le relais différentiel de protection
• Le relais de surintensi té phase temporisé (à temps inverse)
• Le relais de surintensité phase, instantané
3.4 Transformateurs auxiliaires : TA 3 et TA 4
Le transformateur auxiliaire est conçu d’une façon complètement identique à celle du
transformateur de soutirage. En effet, il repré sente une source de secours pour les auxiliaires
de la centrale, dans les cas où le TS est indisponible.

Figure 16: le transformateur auxiliaire de l’unité 3
3.5 L’Alternateur

3.5.1 Définition des alternateurs :
Les alternateurs sont les machines synchrones qui jouent un rôle majeur pour la production de
l’énergie électrique .En effet ils sont les sources primaires de toute énergie électrique que
nous consommons. Ces machines de types particuliers synchrones constituent l’élément
princ ipale dans le processus de production de l’électricité .Ils transforment l’énergie
mécaniques transmise par la turbine en énergie électrique .Cette énergie est évacué vers le
réseau par l’intermédiaire d’un transformateur de puissance .Ces alternateurs est composé de
plusieurs parties qui assurent le fonctionnement de production de l’électricité.
3.5.2 Les constituons de l’alternateur :
3.5.2.1 Stator
C’est la partie fixe de l’alternateur Il est composé d’un circuit magnétique constituée par
empilage de tôles en forme d e couronne dans le but d’assurer une meilleur induction, isolée
les unes des autres pour limiter les courants de Foucault et minimiser les pertes de fer on
utilise une carcasse constituée par des éléments de tôles en acier soudé .Dans sa partie
intérieur , le circuit magnétique comporte des encoches uniformément répartit dans lesquelles
vient se loger l’enroulement triphasé du stator .
Le circuit magnétique du stator est en fer afin d’augmenter le champ magnétique engendré par
le rotor, il supporte le bobin age du stator .Le circuit magnétique comporte des encoches

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uniformément réparties dans lesquelles vient se loger des enroulements triphasé décalés l’un
par rapport à l’autre de 120°.

Figure 17: stator de l’alternateur
Couplage Etoile
Facteur de puissance 0.85
Classe d’isolement de l’enroulement L’enroulement F
Agent réfrigérant des bobines statoriques H2O
Température d’entrée de H2O 43C
Tension statorique 22KV
Tableau 6: les caractéristiques du stator de l’alternateur
3.5.2.2 Rotor
Le rotor c’est la partie mobile de l’alternateur, il est constitué par un cylindre en acier .Sur le
pourtour du rotor sont creusé des encoches qui reçoivent le bobinage .Ce bobinage est réuni à
deux bagues qui sont calées sur l’arbre du rotor avec interposition d’un isolant.
Des balais frottent sur les bagues et permettent l’amené du courant d’excitation dans le
bobinage. Les pôles sont alternativement nord et Sud, leur nombre total 2P est toujours pair,
L’ensemble de ces cou rants produits un champ tournant dans le même sens et à la même
vitesse que le rotor.

Figure 18: le rotor de l’alternateur
Vitesse de rotation 3000tr/min
Classe d’isolement d’enroulement Enroulement F

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Température d’entrée H2 40 c
Pression H2 4 bar
Tableau 7: la caractéristique de rotor de l’alternateur
Trois bobines identiques, décalées dans l’espace de 120°, produisent trois f.e.m, de même
valeur, de même fréquence, mais déphasées entre elles de 1/ 3 de période.
Lorsque l’inducteur effectue un tour, il engendre dans chaque bobine une période de f.e.m.
Afin d’utiliser plus rationnellement le stator, il est possible de doubler le nombre de bobines
par phase. Généralement les bobines d’une même phase s ont associées en série dans un sens
tel que leurs f.e.m. s’ajoutent pour donner des tensions élevées.

Figure 19: alternateur de centrale thermique
3.6 Fonctionnement :
3.6.1 Couplage des alternateurs
L’alternateur peut être couplé en triangle ou en étoile ; la plupart des constructeurs utilisent le
raccordement étoile car il offre les avantages suivants :
1) Une tension plus basse dans le bobinage de chacune des phases d’où isolation moindre ;
2) Coût de construction plus économique ;
3) Possibilité de protection du bobinage par retour du neutre de l’alternateur (masse stator)

Il est possible de relier un conducteur de chaque phase pour constituer le conducteur neutre.
L’ampèremètre permet de vérifier que lorsque le circuit est équilibré l’intensité dans ce
conducteur neutre est nulle.

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33

Bien que le conducteur neutre soit supprimé, les lampes restent alimentées normalement car
leur point commun constitue un neutre artificiel. Or, les alternateurs de centrale débitant
toujours en circuit équilibré, le conducteur neutre n’est donc pas nécessaire.
3.6.2 Systèmes de refroidissement
3.6.2.1 Système du gaz
Le système du gaz de refroidissement de l’alternateur comprend les composants nécessaires
pour remplir l’alternateur en hydrogène, maintenir une pression d’hydrogène, contrôler la
pureté du gaz et vidanger l’alternateur lorsque est nécessaire afin d’éviter la formation de
mélanges gazeux explosifs, l’air dans l’alternateur est chassé par un purge au dioxyde de
carbone dans l’alternateur.
Lors de l a purge de l’alternateur, l’ordre est inversé, l’hydrogène est d’abord chassé par une
purge au dioxyde de carbone est remplacé par de l’air comprimé sec et déshuilé.
3.6.2.2 Système eau stator
Le système eau stator a pour fonction de faire circuler de l’eau désio nnisée dans les
conducteurs creux des barres d’enroulement de stator absorbe des pertes calorifiques de
l’enroulement du stator et transfère la chaleur de réfrigération Noria au travers des échangeurs
de chaleur situés à l’extérieur de l’alternateur.
3.6.2.3 Sync hronisation des alternateurs
Pour brancher l’alternateur ou le coupler avec un autre alternateur il faut respecter plusie urs
conditions :
• La tension de l’alternateur doit être égale à celle de réseau.
• La fréquence de l’alternateur doit être la même de c elle de réseau.
• La tension de l’alternateur doit être en phase avec celle de réseau.
• La séquence des phases de l’alternateur doit être la même que celle de réseau.
La mise en pratique de ces conditions est appelé procédure de synchronisation .En agissant
sur le régulateur de vitesse de la turbine à vapeur .on amène tout d’abord l’alternateur à une
vitesse voisine de la vitesse synchrone 3000 tours /min .afin que sa fréquence soit proche de
celle de réseau. On réglé ensuite l’excitation de façon qu e la tension induite soit égale à celle
de réseau.

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34
3.7 Systèmes d’excitations
L’excitation du générateur principal est contrôlée par le régulateur de tension qui fait varier la
tension d’alimentation du champ de l’alternateur exciteur.
On peut distinguer tr ois grandes catégories de sources principales d’excitation :
• Excitatrice à courant continu ;
• Alternateur excitateur débitant sue redresseurs ;
• Redresseur alimenté directement à partir des bornes de la machine synchrone
principale (auto alimentation)
3.7.1 Excitatrice à courant continu

L’excitatrice doit nécessairement être muni d’un enroulement d’excitation séparée Lsep, par
lequel seront obtenues les variations de flux permettant la variation de sa tension aux bornes
Vf.
Dans le but de diminuer l’importan ce de la source alimentant l’enroulement Lsep l’excitatrice
peut être munie d’un enroulement d’auto -excitation en dérivation Ld qui, à lui seul, est
capable de permettre la fourniture de la tension Vf et du courant If correspondant au
fonctionnement vide d e la machine principale.
L’excitatrice est généralement accouplée sur le même arbre que le rotor de la machine
principale. Les conditions de puissance et de vitesse correspondent à une machine à courant
continue difficilement réalisable, on peut soit utili ser un réducteur à engrenage, soit entrainer
l’excitatrice par un moteur asynchrone, mais cette dernière solution est plus couteuse est
moins fiable.

Figure 20: Excitation par machine à courant continu
3.7.2 Alternateur excitateur débitant sur redresseurs (unité 1&2) :

Il existe deux variantes selon que l’alternateur excitateur est de conception classique, c’est à
dire à inducteur tournant et induit fixe, ou l’inverse.
L’alternateur excitateur est accouplé sur le même arbre que le rotor de la machine principale,
si bien que l’avantage de la solution ou l’alternateur excitateur à induit tournant est de ne
nécessiter aucun contact glissant. Cet avantage est très important dans le cas des très gros
alternateurs, dont le courant d’excitation atteint des valeurs élevées.
Cependant, cette solution est délicate constructivement : d’une part, il est plus difficile de
faire tourner un induit qu’un inducteurs, car le premier suppo rte des tensions et des courants

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beaucoup plus élevés, et, d’autre part les redresseurs, tournant à grande vitesse, sont soumis à
des contraintes mécaniques importantes
C’est pourquoi les deux solutions sont utilisées à l’heure actuelle pour (l’excitation des trop
gros turboalternateurs).

a) Inducteur tournant b) Induit Tournant
Figure 21: Excitation par alternateur -excitateur
3.7.3 Auto alimentation (unité 3&4)
Il existe deux procédés d’auto d’alimentation :à dérivation pure et à compoundage
• Auto alimentation à dérivation pure
Le pont de thyristors alimentant l’enroulement inducteur est lui -même alimenté par un
système de tensions alternatives par le secondaire d’un transformateur triphasé dont le
primaire est connecté aux bornes de la machine synchrone principale.

Figure 22: Excitation par auto -alimentation à dérivation pure

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36
Il est nécessaire que les redresseurs soient des thyristors, et non des diodes, de façon à pouvoir
faire varier la tension Vf , en fonction de la charge ,de telle sorte que la tension aux bornes de
la machine synchrone reste constante.
• Auto alimentation avec compoundage série
Cette réalisation correspon d à la mise en série de deux tensions continues.
La tension d’excitation est la somme de deux termes :

✓ Une tension continue Vt, proportionnelle à la tension aux bornes de la machine
synchrone, obtenue par un transformateur et un pont de thyristors ;
✓ Une tension continue Vi, en fonction du courant débité par la machine synchrone,
obtenue à l’aide de trois transformateurs d’intensité placés dans les sorties coté neutre
des phases de la machine synchrone.

Figure 23: Excitation par auto -alimentation avec compoundage continue série
Avec ce système, La tension d’excitation croit en même temps que le courant induit de la
machine synchrone, ce qui correspond justement à ce qu’exige la théorie.
Mais la tension d’excitation ne s’ajus te pas exactement à la valeur dés irée ; c’est pourquoi on
fait le réglage à l’aide des thyristors du pont tension Th.
Il est possible de réaliser la mise en série par le coté alternatif .Dans ce cas ,la tension
d’excitation est proportionnelle non plus à la somme arithmétique de Vt et de Vi ,mais à une
composition vectorielle de ces deux grandeurs qui se rapproche davantage de la loi naturelle
de variation de la tension et du courant d’excitation avec la charge.

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37
Phase du sujet
Contexte de sujet :
La protection des réseaux électriques est nécessaire pour éviter la destruction accidentelle
d'équipements coûteux et pour assurer une alimentation électrique ininterrompue. Cela dit,
une protection performante et fiable s’avère primordiale dans les réseaux é lectriques des sites
industriels. C’est dans cette perspective que TAQA a lancé un projet pour la rénovation des
protections électriques du réseau MT des deux unités 3&4 pour remédier au problème de
l’obsolescence. Dans le cadre du sujet qui m’a été propos é à TAQA, concernant la rénovation
des protections électriques du tableau moyenne tension (Arrivées+Départs moteurs et
transformateurs) les tâches suivantes m’ont été confiées :
• Identification et élaboration de l’existant.
• Identification des protections no rmalisées pour les ouvrages du tableau MT.
• Rénovation des protections : choix des relais, étude de l’encombrement, étude du
cout.
• Planification de la mise en place des relais choisis.

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38

Chapitre 3 : Description
du réseau électrique

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39
Introduction
Ce chapitre propose une présentation du réseau électrique des unités 3&4 de la centrale. Dans
un premier temps, une description du réseau HT est nécessaire, notamment la travée de
l’évacuation de l’énergie produite par le groupe alternateur et le réseau 60 KV en provenance
du réseau national, et dans un second temps nous allons exposer le réseau de distribution MT
qui assure l’alimentation des auxiliaires des deux unités et les auxiliaires généraux.
1 Réseau HT
Les unités 3&4 compor te chacune :
• un alternateur de 330 MW.
• un transformateur principal 22/225 KV alimentant le réseau national.
• un transformateur de soutirage à trois enroulements 22/6.6/6.6 KV qui alimente les
auxiliaires de la centrale.
1.1 Evacuation d’énergie :
L’énergie produite par le groupe turbo -alternateur alimente le réseau national à travers le
transformateur principal 22/225 KV, et les auxiliaires de la tranche à travers le transformateur
de soutirage 22/6.6 KV.
Données techniques sur la travée 225 KV

➢ Réseau 225 K V de l ’ONEE :
Variations de tension en régime permanent :

– Valeur maximale : 240 KV
– Valeur minimale : 210 KV

Variation de fréquence en régime permanent :

– Valeur maximale : 50.5 Hz
– Valeur minimale : 49.5 Hz
–
➢ Caractéristiques du transformateur principal :

Tableau 8: Caractéristiques du transformateur principal

Il y a trois configurations de fonctionnement possibles : Unité 3&4
Puissance apparente 412MVA
Tension d’entrée 22KV
Fréquence 50Hz
Tension de sortie 225KV+/ -2×2.5%

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40
1.1.1 Fonctionnement normal
L’énergie produite par le groupe turbo -alternateur est évacuée vers le réseau 225 KV. Cette
configuration est utilisée dès que la tension à la sortie de l’alternateur et la fréquence ont
atteint leur valeur nominale.

Dans cette confi guration :

– Le disjoncteur coupleur est fermé
– Le disjoncteur HT (225 KV) est fermé
1.1.2 Fonctionnement en ilotage
Dans cette configuration, le groupe turbo -alternateur produit l’énergie nécessaire à
l’alimentation des auxiliaires de tranche.
Cette configuratio n est utilisée lorsqu’un défaut réseau apparaît et déclenche le disjoncteur
HT.
– Le disjoncteur coupleur est fermé
– Le disjoncteur HT (225 KV) est ouvert
1.1.3 Groupe à l’arrêt
Dans cette configuration le groupe turbo -alternateur ne produit pas d’énergie.
Les auxiliaires MT sont alimentées par le transformateur principal.

– Le disjoncteur coupleur est ouvert
– Le disjoncteur HT 225 KV est fermé.

Figure 24: schéma d’évacuation d’énergie

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41
2 Réseau 60 KV
La ligne 60 kV raccorde TAQA au réseau ONE depuis 1993 alors qu’il n’y avait que deux
unités 1&2. Avec la première extension en 2000 qui consistait à ajouter deux autres unités
3&4, un deuxième départ 60 kV de la même ligne vers l’arrivé transformateur auxiliaire a
était réalisé.
En 2012, un nouveau départ a était pris de la ligne pour secourir les toutes dernières unités qui
viennent renforcer la capacité de JLEC à satisfaire la demande énergétique nationale.
La ligne 60kV 41 MVA en provenance du poste 225/60 KV de GHANEM, à 18 km de la
centrale thermique, secoure les six unités via trois transformateurs abaisseurs pour toutes les
deux unités.
Données techniques de la travée 60 KV

➢ Le réseau 60 KV de l ’ONEE :
Variations de tension en régime permanent :

– Valeur maximale : 66 KV
– Valeur minimale : 54 KV

Variation de fréquence en régime permanent :

– Valeur maximale : 51.5 Hz
– Valeur minimale : 48.5 Hz

➢ Le Transformateur auxiliaire 00BBT 10 :

En cas de défaut du transformateur de soutirage et lors des
démarrages de la tranche, l’alimentation en énergie électrique
des équipements vitaux de la centrale se fait moyennant un
transformateur auxiliaire. Le transformateur auxiliaire est
alimenté à partir du réseau moyen tension (60KV) de l’ONEE

– Puissance nominale : 41/22 -22 MVA
– Rappor t de transformation : 60 4*2.5% / 6.9 -6.9 KV

Unité 3&4
Puissance apparente 42/22/22MVA
Tension d’entrée 60 KV
Tension de sortie1 6.9 KV
Tension de sortie 2 6.9KV

Tableau 9: Caractéristiques du transformateur auxiliaire

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42
3 Réseau de distribution MT
3.1 Généralités :
La distribution de la tension 6.6 KV et la protection du système sont assurées par les tableaux
30 BBA (40BBA), 30 BBB (40 BBB), 00 BCA et 00BCB qui peuvent être alimentés, soit par
le transformateur de soutirage 30 BBT 10 (40 BBT 10) à partir du réseau 2 25 KV, soit par le
transformateur auxiliaire 00BBT 10 à partir du réseau 60 KV de manière exceptionnelle
durant les transferts de source.
Données techniques :

✓Les jeux de barres 6.6 KV :
Variations de tension en régime normal :

– Valeur maximale : 6.6 KV + 10%
– Valeur minimale : 6.6 KV – 15%

Variation de fréquence en régime normal :

– Valeur maximale : 50 Hz +3%
– Valeur minimale : 50 Hz -3%

➢ Transformateur de soutirage :

Ce transformateur a pour fonction l’alimentation de la
totalité des équipements de la centrale en énergie
électrique. Il est composé de trois enroulements : un
primaire et deux secondaires. En cas de défaut au niveau
du secondaire le tertiaire prendra la relève d’alimentation.
Unité 3&4
Puissance apparente 42/22/22MVA
Tension d’entrée 22KV+/ -6×2.5%
Tension de sortie1 6.9 KV
Tension de sortie 2 6.9KV
Tableau 10: Caractéristiques du transformateur de soutirage
Ces trois transformateurs cités en dessus ont pour rôle de :
• Transformer l’énergie électrique MT 22kV produite par l’alternateur en énergie
électrique :
✓ Haute tension évacuée vers le réseau de distribution National par le TP
✓ Moyenne tension 6.6 kV pour alimenter les différents tableaux de distribution
électrique de l’unité par le TS.
• Transformer l’énergie électrique moyenne tension 60KV du poste ONEE extérieure en
MT 6.6 kV, pour alimenter les tableaux de distribution électrique de l’unité par le TA.
• Transformer l’énergie électrique HT du réseau 225 kV en énergie MT pour alimenter
les tableaux de distributi on électrique de l’unité par le TP et le TS. Cette configuration
est rarement utilisée.

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43
4 Fonctionnement
La travée 22/225 kV est la liaison principale du groupe turbo -alternateur avec le réseau du
transport, elle est utilisée en priorité sur l’autre liaison à travers le transformateur auxiliaire et
doit couvrir tous les états de fonctionnement de l’unité, comme suit :
Si l’unité est en exploitation normale, l’alternateur est couplé au réseau, la liaison principale à
travers la travée permet d’évacuer l’énerg ie produite par l’alternateur vers le réseau général et
d’alimenter l’ensemble des auxiliaires de l’unité par soutirage d’une fraction de l’énergie
produite, par le transformateur de soutirage.
• Si l’unité est en phase de démarrage ou d’arrêt normal, avec a lternateur découplé, la
travée permet d’alimenter l’ensemble des auxiliaires de l’unité à partir du réseau 225
kV.
• Si l’unité est en phase de démarrage et elle est alimentée par la liaison auxiliaire à
travers le transformateur auxiliaire suite à l’indispo nibilité du transformateur principal
ou de soutirage ou du réseau 225 kV et l’unité est prête d’être couplée, dans ce cas la
travée doit être disponible et doit être sous tension depuis le réseau 225 kV pour
permettre le couplage par le disjoncteur coupleu r à l’aide du synchro coupleur.
• Si l’unité est à l’arrêt et la liaison auxiliaire à travers le transformateur de démarrage
n’est pas disponible pour alimenter cette unité, dans ce cas la seule liaison avec
laquelle les auxiliaires de cette unité vont être alimentés pour assurer son démarrage
est la liaison principale à travers le transformateur principal et le transformateur de
soutirage.
Dans les deux derniers cas cités ci -avant, la mise sous tension de la travée 22/225 kV
s’effectue toujours en fermant vo lontairement le disjoncteur de ligne 225 kV. La mise hors
tension volontaire de la travée 22/225 kV s’effectue en ouvrant le même disjoncteur.

Conclusion
En conclusion, Chaque unité comporte un alternateur produisant 330MW environ et 22 KV
comme tension de sortie, un transformateur principal 22/225KV alimentant le réseau 225 et
un transformateur de soutirage à trois enroulements 22/6.6/6.6 KV alimentant les auxiliaires
de la centrale (Ce réseau alimente les moteurs ayant un niveau de puissance supérieur à 150
KW ainsi que les transformateurs MT/BT). En cas de panne le réseau ONEE (60KV) est
utilisé pour alimenter les auxiliaires de la centrale à travers un transformateur auxiliaire 60/6.6
/6.6 KV. Chaque transformateur de soutirage alimente par l’un de ses enroulements un jeu de
barre, qui à son tour alimente les auxiliaires de la centrale.

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44

Chapitre 4 : Protections
existantes

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45
Introduction
Ce chapitre propose une identification et élaboration de l’existant. Nous allons tout d’abord
expliquer les différentes fonctions de protections qu’on va invoquer durant l’étude du sujet.
Ensuite nous allons identifier les protections existantes pour les é quipements du tableau MT,
les arrivées ainsi que les départs, notamment les relais utilisés, les fonctions qu’ils assurent et
leurs réglages. Enfin nous allons faire une étude critique de l’existant.
1 Les fonctions de protection
Le rôle des relais de protection est de détecter tout phénomène anormal pouvant survenir dans
un circuit électrique, tels que les courts circuits, les variations de tensions et les
dysfonctionnements des machines.
1.1 Protection à maximum de courant de phase (code ANSI 50 ou 51)
Elle a pour fonction de détecter les défauts de surintensités monophasés, biphasés et triphasés.
La protection est activée lorsqu'un, deux ou trois des courants concernés dépassent la
consigne correspondant au seuil de réglage appelé aussi seuil de fonctionn ement.
Cette protection peut être temporisée, dans ce cas elle ne sera activée que si le courant
contrôlé dépasse le seuil de réglage pendant un temps plus ou moins égal à la temporisation
sélectionnée. Cette temporisation peut être à temps indépendante ou à temps dépendant.
➢ Protection à temps indépendant :
La temporisation est constante, elle est indépendante de la valeur du courant mesuré. Le seuil
de courant et la temporisation sont généralement réglables par l’utilisateur.

➢ Protection à temps dépendant :
La temporisation dépend du rapport entre le courant mesuré et le seuil de fonctionnement.
Plus le courant est élevé, plus la
temporisation est faible.
Figure 25: Protection à temps indépendant et protection à temps dépendant
Tel que :
Is : seuil de fonctionnement en courant (seuil de courant).
T : retard de fonctionnement de la protection (temporisation).

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46
1.2 Protection contre les défauts à terre : code ANSI
50N/51N/50G/51G
Cette protection est utilisée pour protéger le réseau co ntre les défauts à la terre.
La protection est activée si le courant résiduel Irsd =I1+I2+I3 s'élève au -dessus du seuil de
réglage pendant une durée égale à la temporisation.
En l’absence de défaut à la terre, la somme des trois courants des trois phases e st toujours nul.
Le courant résiduel donne la mesure du courant passant par la terre lors d’un défaut.
1.3 Protection à image thermique (code ANSI 49)
Elle est utilisée pour protéger les machines (moteurs, alternateurs, transformateurs …) contre
les surcharges. Pour détecter l’existence d’une surcharge, elle fait une estimation de
l’échauffement de la machine à protéger à partir de la mesure du courant.
Le courant utilisé par cette protection est un courant efficace triphasé qui tient compte des
harmo niques jusqu’au rang 13.
La protection propose 2 réglages :
• le réglage du courant admissible maximum permanent, qui correspond à la tenue
thermique maximum de l’équipement à protéger (ce courant admissible permanent
correspond à un échauffement de 100 %)
• le réglage de la constante de temps d’échauffement et refroidissement de
l’équipement.

Principe
La protection détermine l'échauffement de la machine H à l'aide d'un modèle thermique défini
par l'équation différentielle suivante :

H : Échauffement
: Constante de temps thermique de la machine
In : courant nominal
I : courant efficace
1.4 Protection à maximum de composante inverse (ANSI code 46)
Elle est utilisée pour protéger les machines tournantes (moteurs ou alternateur) contre les
déséquilibres de cour ant de valeur élevée qui risque de les détériorer.
Lorsque les courants des trois phases ne sont pas équilibrés en module et en phase, il apparaît
une composante inverse de courant. Le champ tournant correspondant à la composante
inverse induit un courant rotorique à double fréquence qui provoque des pertes joules
importantes.
Le sur échauffement d’une machine par une composante inverse permanente de faible valeur
peut être pris en compte par une protection à image thermique. Mais en cas de l’alimentation
sur deux phases suite à la fusion d’un fusible ou à la coupure d’une phase, la composante
inverse a une valeur élevée et peut détériorer la machine de façon très rapide, la protection à
image thermique n’intervient alors pas suffisamment vite.
Une protectio n à maximum de composants inverse permet de protéger les machines
tournantes contre ce type d’anomalie.

Page
47
1.5 Protection contre les démarrages trop longs et le blocage du rotor
(51LR)
➢ Démarrage trop long :
Lors d’un démarrage, la protection est activée si le courant de l’une des trois phases est
supérieur au seuil de courant I s pendant un temps T voir figure . Ce temps T doit être supérieur
à la valeur maximale de la durée normale du démarrage T dem.

Figure 26: démarrage trop long
➢ Blocage du rotor :
Pendant le démarrage la protection est bloquée. En régime établi, la protection est activée si le
courant de l’une des trois phases est supérieur au seuil de courant I S pendant un temps
supérieur à la temporisation T b.
La figure montre le cas d’un blocage du rotor pendant une durée supérieur à la temporisation.

Figure 27: Blocage rotor
1.6 Protection à minimum de tension (code ANSI 27)
Les chutes de tension peuvent être dues à :

– une surcharge du réseau.
– un mauvais fonctionnement d'un régleur en charge de transformateur ou d’un
régulateur de tension d’un alternateur.
– La variation importante de puissance des charges par rapport à la puissance de court –
circuit.
La protection est activée si une tension est inférieure à un seuil Us. Elle comporte une
temporisation à temps constant.

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48
1.7 Protection à minimum ou à maximum de fréquence (ANSI 81)
Les variations de fréquence des groupes de production peuvent être dues à :

– une surcharge.
– à un mauvais fonctionnement du régulateur d e fréquence.

La protection compare la fréquence du réseau aux seuils de fréquences minimale et maximale.
Indications de réglage
– Pour la génération interne : seuil fixé à ± 2 Hz de la fréquence nominale.
– Pour un réseau interconnecté : seuil fixé à ± 0,5 Hz de la valeur nominale la fréquence.
– Temporisation de quelques secondes
2 Les relais existants
2.1 SPAM 150C de l’ABB : Protection de s moteurs
On utilise SPAM 150C pour les moteurs de 6.6KV comme relais de protection. C’est un
relais multifonctions de conception intégrée qui mesure le courant basée sur microprocesseur
pour une protection complète des moteurs à courant alternatif. Le domaine principal
d’application couvre des moteurs triphasés de grande ou moyenne puissance commandés par
des contacteurs conventionnels ou par des disjoncteurs. La protection est disponible en deux
versions, l’une avec contact à fermeture, l’autre avec contact à ouverture. Il assure les
fonctions suivantes :
• Protection triphasée de surcharge thermique.
• Protection contre rotor bloqué avec entrée pour contact de vitesse pour des moteurs
avec temps de démarrage limité
• Supervision de la contrainte
thermique ou protection triphasée à
temps indépendant.
• Protection triphasée contre défauts
entre phases à seui l haut à temps
indépendant.
• Protection de défaut de terre à seuil
bas à temps indépendant.
• Protection contre inversion des
phases
• Protection de minimum de courant à
temps indépendant.
• Protection contre déséquilibre à
temps inverse.
• Compteur de somme des temps de
démarrage pour inhibition de
redémarrage.
Figure 28: SPAM 150C de l'ABB

Page
49

2.2 SPAU 130C de l’ABB : Relais à maximum et à minimum de tensi on
triphasé
Le relais de tension triphasé SPAU 130 C offre une protection contre les surtensions et les
sous tensions, ainsi que des fonctions de surveillance pour les postes de distribution. Le relais
peut également être utilisé pour protéger les générateurs, les moteurs et les transformateurs
contre les surtensions et les sous -tensions. Généralement, le relais mesure les trois tensions
entre phases du système mais il peut aussi être
programmé pour des mesures dans une seule
phase.
L'échelon à max imum peut être programmé
selon une caractéristique à retard indépendant
ou une caractéristique à retard inverse.
L'échelon à minimum opère selon une
caractéristique à retard indépendant seulement.
Le fonctionnement de l'échelon à minimum
peut être verrouil lé par un signal de commande
externe. Le relais forme un tout comprenant un
échelon à maximum de tension, un échelon à
minimum de tension ainsi que des fonctions de
déclenchement et d'alarmes programmables.

Figure 29: les protections assurées par le SPAM 150C
Figure 30: SPAU 130C

Page
50

2.3 SPAJ 131C de l’ABB : relais a maximum du courant
Le relais à maximum de courant SPAJ 131 C est conçu pour offrir une protection contre les
surintensités de courant de pha se à deux seuils pour les lignes de départ, les gros moteurs
basse tension, les moteurs haute tension, les générateurs milieu et haut de gamme, et les
transformateurs de puissance. Le relais peut être utilisé à la fois comme relais de protection
principal et relais de protection auxiliaire de secours.
Le relais offre deux seuils de protection : un seuil bas I> et un seuil haut I>>. Le seuil bas
opère selon une caractéristique à retard indépendant ou une caractéristique à retard inverse,
alors que le seuil h aut opère selon une caractéristique à retard indépendant seulement.
Le relais à maximum de courant a cinq relais de sortie, dont quatre entièrement
programmables pour la fonction souhaitée. Deux des relais de sortie ont des contacts grande
capacité capables de commander directement un disjoncteur.

Figure 31: les protections assurées par le SPAU 130C
Les protections assurées par le SPAJ 131C Le relais SPAJ 131C

Page
51
2.4 SPAJ 110C de l’ABB : relais à maximum du courant
Le relais de protection contre défauts à la terre SPAJ 110 C est conçu pour être utilisé comme
protection sélective contre défauts à la terre sur de s réseaux d’énergie électrique directement
mis à la terre ou mis à la terre par faible résistance. Il peut fonctionner soit comme protection
primaire, soit comme protection de secours. Le relais est muni de deux seuils de protection:
d’un seuil bas de suri ntensité I0> et d’un seuil haut de surintensité I0>>. Le seuil bas est un
seuil à temps indépendant ou à temps inverse, tandis que le seuil haut fonctionne uniquement
en tant que seuil à temps indépendant. Le relais de protection contre défauts à la terre est
utilisé aussi bien comme protection primaire que comme protection de secours pour les
artères, les transformateurs, les générateurs et les moteurs. Il peut être configuré pour
fonctionner ensemble avec un relais de tension résiduelle qui est utilisé po ur
verrouiller/déverrouiller le fonctionnement du relais de protection.

3 Etude critique des relais de protections existants :
Cette partie concerne l’étude critique du système de protection existant. Pour ce faire on va
commencer par une anal yse des Modes de Défaillance, leurs Effets et de leur Criticité
(AMDEC) dans la perspective de just ifier la criticit é du système, en suite on va entamer une
analyse de stock afin de justifier l’obsolescence des relais existants.
3.1 Etude par la méthode AMDEC :
L'Analyse des Modes de Défaillance, de leurs Effets et de leur Criticité (AMDEC) est une
méthode d'analyse prévisionnelle de la fiabilité du produit qui concourt aux performances de
l’entreprise qui repose essentiellement sur la décomposition systématique d’équipement en
éléments simples jusqu’au niveau des composants les plus élémentaires. Cela consiste à fair e
une analyse systématique et exhaustive des défauts possibles de chacun de ces éléments, et de
les hiérarchiser par le biais de leur criticité à travers :
– La fréquence d’apparition des défaillances appelée aussi probabilité d’occurrence ;
– La gravité d es conséquences ou gravité des effets ;
Figure 32:Les protections assurées par le SPAJ 110C
Figure 33:Le relais SPAJ 110C

Page
52
– La probabilité de ne pas découvrir l’effet ou probabilité de non détection.
Indice d’évaluation :
✓ L'indice de Gravité G : Dans l’AMDEC processus, il est également possible
d’indiquer ponctuellement l’effet d’une non conformité du produit sur le système.
✓ L'indice de Fréquence F : Il correspond à la probabilité que la cause produit
apparaisse et qu’elle entraîne le mode.
✓ L'indice de Détection D : il correspond à la probabilité que la cause produit.
✓ L'indice de Détection C : A chaque association "effet potentiel de défaillance, mode
potentiel de défaillance, Cause potentielle de défaillance et Détection", effectuer le
produit des 3 indices : Gravité, Fréquence et Détection. Le r ésultat donne l'Indice de
Priorité de Risque, Appelé aussi Criticité.

Tableau AMDEC des relais de protections existants :
TAQA
MOROCCO Etude : Analyse des Modes de Défaillances, de
leurs Effets et de leur Criticité
AMDEC Atelier électrique
Secteur : salle moyenne tension U3 & U4 Unité maintenance
électrique Système Matériel Caractéristiques de la défaillance Criticité Action
s à
envisa
ger Equipe
ment Fonction Mode de
défaillance Causes de
défaillance Effets Détectio
n
Gravité
Fréquen
ce Non-
détectio
n
Criticité Système de protection du tableau moye nne
tension U3 & U4
SPAJ13
1C:
relais a
max
courant Acquérir
les
courants
de phase Courant
mesuré
erroné:
Imes>Iseuil
déclencheme
nt
Protection
activée:
détection
intempestif Alarme
4 3 2 24
Courant
mesuré
erroné:
Imes<Iseuil
déclencheme
nt Protection
indisponible:
non
déclencheme
nt sur défaut
éventuel Calcul
du
module
du
courant a
50Hz
C = G x F x D

Page
53
SPAJ11
0 C:
Relais
de
défaut à
la terre Protection
contre
défaut à la
terre Courant
mesuré
erroné:
Imes>Iseuil
déclencheme
nt Protection
activée:
détection
intempestif
Alarme
4 3 2 24 Protection
indisponible:
non
déclencheme
nt sur défaut
éventuel Courant
mesuré
erroné:
Imes<Iseuil
déclencheme
nt Calcul
du
module
du
courant a
50Hz
SPAM1
50 C Protection
moteur Courant
mesuré
erroné:
Imes>Iseuil
déclencheme
nt présence
d'une alarme
fugitive
chaque fois Alarme
4 3 2 24 Courant
mesuré
erroné:
Imes<Iseuil
déclencheme
nt Déclenchem
ent du
moteur sans
aucune
alarme Calcul
du
module
du
courant a
50Hz
SPAU1
30 C:
max/mi
n
tension Relais
mixte de
protection
contre les
surtension
s et les
sous-
tensions Tension
mesurée
erroné:
Umes>Useuil
Max
Umes<Useuil
Min Protection
activée:
détection
intempestif Alarme 4 3 2 24
Tension
mesurée Protection

Page
54
erroné:
Umes<Useuil
Max
Umes>Useuil
Min indisponible:
non
déclencheme
nt sur défaut
éventuel Mesure
des trois
tensions
entre
phase

Tableau 11: tableau AMDEC des relais de protection existants .
Remarque :
Le tableau AMDEC ci-dessus comporte seu lement les relais du système de protection du
tableau MT sans illustrer les autres composants du tableau, car l’objectif de cette étude est de
calculer la criticité du système de protection existant afin de pouvoir justifier sa rénovation.
Résultat de l’AMDEC du tableau moyen ne tension :

Figure 34: Résultat de l'AMDEC du système de protection du tableau MT

0510152025CriticitéRésultat de l'AMDEC du tableau moyenne
tension
Seuil de criticité

Page
55
Interprétation :
Le seuil de criticité posé par l’entreprise est 20. Le résultat de l’AMDEC montre la criticité du
système de protection étudié en fonction des problèmes qui peuvent nuire au bon
fonctionnement du tableau MT (défaillances). Ce qui nous ramène à conclure que l e système
de protection est un système critique, car les défaillances qui dépassent le seuil de criticité
indiqué par le trait rouge sont ceux du système étudié.
3.2 Analyse du stock :
En tapant les références des relais existants dans l’application de stock des pièces de
rechanges propre à la centrale TAQA Morocco le message suivant s’affiche :

Figure 35: interface de stockage des pièces de rechanges de l'unité 3&4
Le besoin des relais existe mais le stock est vide a cause de l’obsolescence de ces relais, ce
qui mène à une situation grave, d’où la nécessité de rénover le système par des relais
numériques de dernière génération.
Récapitulatif :
D’après l’analyse AMDEC, son résultat et l’analyse du stocke des pièces de rechange s des
relais de protections existants, on parvient à justifier la rénovation.

AMDEC
Système
Critique
UPGRADE
du
système

Analyse du
stocke
PDR Obsolète

Page
56

Les relais de protections du tableau MT des unités 3&4 sont devenus tous obsolètes, quand un
relais tombe en panne et ils demandent au constructeur de le réparer il répond négativement
indiquant qu’il est devenu impossible de les réparer à cause de l’obsol escence des
composants. Ce qui a mené à augmenter le prix d’un relais jusqu’au double et voir même le
triple du prix normal. La solution donc est de procéder à la rénovation des relais de
protections existant s par des relais numériques de nouvelle générati on.
Conclusion
Les relais de protection existant s sont de l’ancienne génération, ils sont obsolètes et ils
présentent de multiples inconvénients, pour remédier à ce problème on va opter pour des
relais de nouvelle génération qui vont assurer les même s protections que les anciens et plus
d’autres avantages qu’on va préciser ultérieurement.

Page
57

Chapitre 5 : Choix des
relais

Page
58
Introduction
Dans ce chapitre, nous allons dans un premier temps déterminer les fonctions de protection
normalisées pour les différents ouvrages du tableau MT. Dans un deuxième temps, nous
allons proposer des relais de dernières générations qui assurent ces protections. Dans un
troisième temps nous allons valider notre choix de relais par une étude de mise en place dans
l’insta llation, à savoir :
– Etude d ’encombrement ;
– Etude du cout ;
Et dans un dernier temps nous allons faire une p lanification des travaux de changement de
relais en précisant les taches à faire ainsi que leurs durées.
4 Les protections normalisées des différentes cellules du tableau MT
4.1 Les protections des départs moteurs :
Tableau 12: Les protections des départs moteurs
4.2 Les protections des départs transformateurs :
Tableau 13:Les protections des départs transformateurs
4.3 Les protections des cellules d’arrivées :
Tableau 14: Les protections des cellules d'arrivées
4.4 Les protections du jeu de barres :
Tableau 15: Les protections du jeu de barres
5 Proposition des relais :
On s’est basé dans notre choix sur la série de relais de dernière génération 615. Elle comporte
une gamme de produits Relion d’ABB des relais de protection et de contrôle qui se
caractérisent par leur compacité et leur débrochabilité.
La série 615 comprend les relais suivants :
− REF615 Protection et contrôle de départs Schéma Protections nécessaires Protections assurées par le
relais SPAM150C
Voir Annexe B (49) (46) (50) (51) (51N) (49) (46) (50) (51) (51N) (14)
(37)
Schéma Protections nécessaires Protections assurées par les
relais : SPAJ110C & SPAJ131C
Voir Annexe C (50N) (50) (51) (51N) (50N) (50) (51) (51N)
Protections nécessaires Protections assurées par le relais : SPAJ131C
(50) (51) (50) (51)
Protections nécessaires Protections assurées par les relais : SPAJ131C &
SPAU 130C
(27) (50) (51) (50) (51) (27) (59)

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59
− RET 615 Protection et contrôle de transformateurs
− RED615 Contrôle et protection différentielle de ligne
− REU615 Protection et contrôle de tension
− REM615 Protection et contrôle de moteur
− REV615 Protection et contrôle de batterie de condensateurs
5.1 Principaux avantages
Cette série de relais présente plusieurs avantages à savoir :
✓ Bloc débrochable pour installation et essais rapides
✓ Gamme étendue de f onctions de protection et de contrôle, y compris protection
différentielle
✓ Configurations standard prêtes à l’emploi pour une installation facile et rapide avec
des possibilités de personnalisation
✓ Prise en charge de la norme CEI 61850 Édition 2 et Édition 1, y compris les protocoles
HSR et PRP, la messagerie GOOSE et la norme CEI 61850 -9-2 LE pour moins de
câbles et une communication surveillée
✓ IEEE 1588 V2 pour synchronisation d’horloge de grande précision et bénéfice
maximum de la communication
✓ Ethernet au niveau des postes
✓ Grand écran graphique pour l’affichage de schémas unifilaires personnalisables,
accessibles localement ou via une IHM Web
5.2 Relais départ moteur proposé : REM615 Protection et contrôle de
moteur
Le REM615 est un relais de protection et de contrôle moteur conçu pour la protection, le
contrôle, la mesure et la surveillance de moteurs asynchrones dans les industries de
fabrication et de transformation. Le REM615 fait partie de la gamme de produits Relion®
d'ABB et de la série 615 des relais de protection et de contrôle. Les relais de la série 615 se
caractérisent par leur compacité et leur débrochabilité.
De conception totalement innovante, la série 615 a été créée pour utiliser pleinement le
potentiel de la norme CEI 61850 pour la communica tion et l'interopérabilité des dispositifs
d'automatisation de postes électriques. Le relais peut être directement mis en service dès que
sa configuration standard est paramétrée avec les paramètres spécifiques de l'application.
Configuration standard
Le R EM615 dispose de quatre configurations standard diffé rentes :

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Protection et contrôle de moteurs commandés par disjoncteur et contacteur à l'aide de la
configuration standard D :

Récapitulatif : Le relais REM615 a assuré toutes les fonctions nécessaires pour un départ
moteur et en plus de ca il assure plusieurs surveillance parmi lesquelles on s’intéresse
particulièrement a la :
• Surveillance fusible pour les moteurs de puissance <1000kW.
• Surveillance du circuit de déclenchement, qui était assu ré avant par une bobine.
Ceci dit, vous trouverez la liste des fonctions assurées par ce relais en ANNEXE.
5.3 Relais départ transformateur proposé : RET 615 protection et
contrôle pour transformateurs de puissance
Le RET615 a été conçu pour assurer la prote ction principale des transformateurs de puissance
et des blocs alternateur -transformateur. Le RET615 est disponible en huit configurations
standard pour correspondre aux couplages de transformateurs de puissance les plus
fréquemment utilisés et pour accord er les principes appliqués de mise à la terre du neutre des
transformateurs avec le schéma approprié de protection contre les défauts à la terre. Les
configurations standard peuvent être ajustées sur mesure afin de répondre aux exigences de
l’application e n utilisant le PCM600, gestionnaire de DEI de protection et de contrôle,
conformément à la norme CEI 61850. Les configurations standard sont destinées aux
transformateurs de puissance avec neutre à la terre côté HT, avec neutre à la terre côté BT ou
avec u ne résistance de mise à la terre du neutre côté BT. Il est également possible de choisir
entre basse et haute impédance pour la protection différentielle contre les défauts de terre
(REF). Certaines configurations standard comprennent des fonctions de mesu re et de
protection basées sur la tension entre phases qui offrent une surveillance et/ou une protection
à maximum et minimum de tension à deux seuils pour les transformateurs de puissance. Le
RET615 comprend une protection différentielle triphasée de tran sformateur, un seuil
(polarisé) stabilisé multipente et un seuil instantané permettant une protection rapide et
sélective contre les courts -circuits entre phases, les défauts entre spires et les contournements
de traversée. Pour réduire les effets d’un déf aut d’arc, le RET615 peut être équipé de sorties

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ultra rapides diminuant le temps de fonctionnement de quatre à six millisecondes par rapport
aux sorties binaires standard.
Vous trouverez en annexe les :
• Configurations standards du relais RET615
• Les protec tions assurées par le relais RET615
• Les contrôles commande du relais RET615
Récapitulatif : Le relais RET615 a assuré toutes les fonctions de protection nécessaires citées
plus haut pour un départ transformateur et en plus de ca il assure plusieurs surveillance que
vous allez trouver en annexe.
5.4 Relais pour l es protections du jeu de barres et des arrivées
proposé : REF615 :
Le produit REF615 est un dispositif électronique intelligent (DEI) pour départs conçu pour la
protection, le contrôle, la mesure et la surveillance de postes et de systèmes électriques
industriels, y compris les réseaux de distribution radiaux, boucles et mailles avec ou sans
production d'énergie électrique distribuée. Le REF615 fait partie de la gamme de produits
Relion d'ABB et d e la série 615 (protection et contrôle). Les dispositifs électroniques
intelligents de la série 615 se caractérisent par leur compacité et leur debrochabilite.
Disposant d'une conception entièrement nouvelle, la série 615 est prévue pour exploiter toutes
les potentialités de la norme CEI 61850 à des fins de communication et d'interopérabilité entre
dispositifs d'automatisation de postes. Le DEI assure la protection principale des départs
lignes et câbles dans les réseaux de distributi on. Le DEI est égalemen t utilisé comme
protection de secours dans les applications nécessitant un système de protection indépendant
et redondant.
Configurations standard :

Tableau 16: Les configurations standards du REF615

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Vous trouverez les protections prise en charge de chaque configuration dans l’annexe.
La configuration F choisie :

Figure 36: La configuration F du relais REF615
La figure ci -dessus montre une p rotection et contrôle de deux arrivées à l'aide de disposi tifs
électroniques intelligents en configuration standard F. Les deux arrivées peuve nt être
connectées en parallèle en fermant le disjoncteur de couplage. La mise en œuvre de la
protection sélective à maximum de courant requiert des seuils de protec tion directionnelle à
maximum de courant. La mise en œuvre de la protection du jeu de b arres (protection
principale et protection de secours) pour les départs requiert des seuils de protection à
maximum de tension résiduelle. La protection à minimum e t max imum de tension phase peut
être utilisée à des fins de déclenchement ou d'alarme uniquement.
Récapitulatif : Le relais REF615 a assuré toutes les fonctions de protection nécessaires citées
plus ha ut pour les arrivées ainsi que les jeux de barres et en plus de ca il assure plusieurs
surveillance que vous allez trouver en annexe.
Conclusion
La série615 proposée n’assure pas seulement toutes les protections nécessaires citées plus
haut, mais aussi elle présente plusieurs avantages (voir 2 .1 princi paux avantages). Or le fait de
garantir ces protections n’est pas suffisant c’est dans cette perspective qu’on va essayer de
valider l e choix par d’autres critères importants à savoir :
✓ L’encombrement ;
✓ Le prix des relais .

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6 Validation du choix
6.1 Encombrement :
Le relais choisi doit avoir soit :
• Les mêmes dimensions que l’ancien relais.
• Des dimensions différentes mais avec un léger dépassement, qu’on peut rem édier
facilement et sans dégâts.
Le tableau suivant présente les dimensions des anciens rela is ainsi que les relais choisis.
Les dimensions : SPAM150C &
SPAJ131C & SPAJ110C & SPAU130C Les dimensions :
REM615 & RET615 & REF15
La différence

La largeur :
35mm ;

La longueur :
15 mm ;

Tableau 17: les dimensions des nouveaux et anciens relai avec la différence
J’ai effectuée une visite à la salle du tableau MT afin de s’assurer de la possibilité de cette
modification.
Résultat :
Il n’y a pas d’autres dispositifs a coté du relais, ce qui nous facilite la modification.
6.2 Prix d’achat :
Vue que les relais existants sont obsolète, leurs prix à l’achat devient x2 voir même x3 du prix
normal. En plus , les deux relais du départ transformateur on était remplacés par un seul qui est
le RET 615.
Les relais existants :
Les relais Nb de relais Cout de l’unité
Spam150C : départ moteur 32
SPAM150C : 800$ x3
SPAU130C :448,70 $ x3
SPAJ131C : 1 158,33 $ x3
SPAJ110C: 852,66 $ x3 SPAU130C 4
SPAJ110C+SPAJ131C :
Départ transformateur 20 SPAJ110C +20
SPAJ131C = 40

SPAJ131C 14
Tableau 18: Le nombre de chaque type de relais existant dans le tableau MT avec leur cout unitaire

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Les relais de nouvelle génération :
Les relais Nb de relais cout
REM615 : départ moteur 32 REM 615 : $ 1,799.99
REF 615 : $ 1,587.60
RET 615 : $ 1,900.00 REF615 : les arrivées +les
jeux de barre 18
RET : départ transfo 20
Tableau 19: Le nombre de relais de nouvelle génération dans chaque départ avec leur cout
Conclusion :
Le choix effectué est valide selon l’étude de l’encombrement et l’étude du prix d’achat.
7 Planification de mise en place
Pour changer les relais des tranches, on doit planifier un arrêt de l’unité. Il existe 3 types
d’arrêt :
• Arrêt 7jours
• Arrêt mineur de 23 jours
• Arrêt majeur de 45 jours
Pour choisir lequel des arrêts à choisir, on doit lister les taches ainsi que la durée que va
occupée ce travail.
Les tâches :
Les tâches Durée estimée
Démontage des anciens relais

15 jours Repérage des câbles
Adaptation des armoires
Montage des nouveaux relais
Les essais des relais

Pour les deux tranches : D’après la durée estimée, on va planifier le travail a l’arrêt mineur 23
jours
Pour le jeu de barre commun 6.6 KV : dans les arrêts, le commun doit rester toujou rs alimenté
pour que les auxiliaires restent toujours en marche, c’est pour cela qu’on ne peut pas le
planifier dans un arrêt.
Solution :
Les auxiliaires sont alimentés par 2 transformateurs 6.6KV/400V : le 1er est principal, l’autre
est redondant.

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Afin de pouvoir changer les relais du jeu de barre commun, on doit changer le transfert
électrique qui se fait à l’aide du REC316. C'est -à-dire qu’on doit volontairement ouvrir le 1 er
disjoncteur pour travailler sur le jeu de barre 00BCB et puis ouvrir le 2eme pour trav ailler sur
le jeu de barre 00BCA .
Conclusion :
Dans ce chapitre on a proposé dans un premier temps des relais de nouvelle génération , et
pour les valider on a effectué une étude de prot ection, d’encombrement et de prix d’achat. On
a clôturé le chapitre avec une planification de mise en place des nouveaux relais.

T1
T2 00BCB 00BCA

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Conclusion générale

Au cours de ce sujet , nous avons choisi des nouvelles générations de relais numériques à
implémenter pour assurer la protection du réseau électrique MT du jeu de barre 6.6kv des
tranches 3&4 de la centrale thermique de Jorf Lasfar. Pour bien mener la réalisation de ce
plan, l a démarche adoptée est fondée sur les étapes suivantes :

✓ La première phase de ce travail a été consacrée à l’identification des protectio ns
existantes dans le réseau MT des deux tranches 3&4 . Cette identification est
accompagnée d’une analyse critique de ces protections afin de mettre au clair la
nécessité de la rénovation.

✓ La deuxième phase a était destinée a la proposition des relais de nouvelle génération

✓ La troisième phase a était consacrée a la validation de ces relais, en passant par une
étude d’encombrement, de prix d’achat et finalement une planification de la mise en
place des relais choisis.

La réalisation de ce projet pourra être programmée pour l’a nnée 2018 pendant l’arrêt mineur
de la tranche (20jours) .
En guise de conclusion, j’affir me que ce travail m’ a été d’un grand apport, non seulement sur
le plan professionnel mais aussi s ur le plan relationnel. Il m’ a également offert l’opportunité
de découvrir l’environnement industriel et les conditions de travail de l’ingénieur.

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67
Bibliographie

Manuel constructeur ABB du SPAM 150C
Manuel constructeur ABB du SPAJ 110C
Manuel constructeur ABB du SPAJ 131C
Manuel constructeur ABB du SPAU 130C
Manuel des schémas électriques de la centrale JLEC

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68
Webo graphie

https://library.e.abb.com/public/…/REF615_pg_757308_FRa.pdf
https://library.e.abb.com/public/.. ./RET615_broch_758155_LRFRb.pdf
https://library.e.abb.com/public/…/REM615_broch_758154_LRFRb.pdf
https:// en.wikipedia.org/wiki/ANSI_device_numbers

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69

ANNEXES

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70

Schéma de protection du départ moteur

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71

Schéma de protection du départ transformateur

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72

Les protections assurées par le REM615 selon la configuration choisie

Page
73

Les protections assurées par le REM615 selon la configuration choisie

Page
74

Les configurations standards du RET615

Page
75

Les protections, contrôles, surveillances et mesures assurées par le RET615

Page
76

Protection du relais RET615

Page
77

Page
78

Page
79

Les protections assurées par le relais REF615

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80

Les six unités de la centrale : 1&2, 3&4 et 5&6