Ecole Supérieure de Technologie de Salédkti.lifemoz-dev.com/wp-content/uploads/sites/61/2016/07/Contenu... · Gestion des réseaux électriques Protection des réseaux électriques

07/10/2015

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Ecole Supérieure de Technologie de Salé

Systèmes Photovoltaïques raccordés au réseau électrique

destinée aux Doctorants Marocains des filières photovoltaïques

Université Mohammed V -Rabat Ecole Supérieure de Technologie de Salé

Professeur: Med TAJAYOUTI [email protected]

05-08 Octobre 2015

Réseau électrique, power quality et étude de l’impact de l’injection de l’énergie électrique PV

Les modules

Module 1 : Le réseau électrique

Module 2 : Aperçu sur la qualité d’un réseau électrique et les normes appliquées aux PV connectés au réseau

Module 3 : Aperçu sur le réseau national marocain

Module 4 : Contraintes d’intégration des productions PV

Décentralisée au réseau électrique

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Module 1 : Le réseau électrique

Le PLAN

La topologie du réseau électrique

Modélisation du réseau électrique

Ecoulement de l’énergie

Gestion des réseaux électriques

Protection des réseaux électriques

L’injection des ER dans les réseaux électriques

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La Topologie du réseau électrique

Les consommateurs :

L’industrie

Le transport

Le bâtiment

L’agriculture

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Les producteurs :

Les centrales thermiques

Les barrages

Le Centrales solaires thermiques

Les éoliennes

Les panneaux photovoltaïques


Les producteurs

Centrales hydrauliques, STEP

moyennes et de grandes puissances, mise en marche rapide

Centrales thermiques

moyennes et grandes puissances, démarrage supérieur à 30 mn,

Centrales à gaz

Prix élevé par rapport aux centrales thermiques et hydrauliques,

démarrage rapide

Energies Renouvelables

Prix élevé à l’installation, elles sont Intermittentes

Interconnexion avec d’autres réseaux

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Les Liaisons électriques :

Le réseau de transport

Le réseau de répartition

Le réseau de distribution

Le réseau basse tension

Les transformateurs


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Le réseau de transport


Le réseau de répartition

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Le réseau de distribution


Le réseau basse tension

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Le réseau est alternatif triphasé sinusoïdal Les réseaux électriques actuels utilisent un courant alternatif triphasé sinusoïdal pour les raisons suivantes : Nécessité de transporter l'électricité à une tension élevée

Courant alternatif ou continu ? (Westinghouse vs Edison)

Pourquoi une tension sinusoïdale ?

Un système monophasé ou triphasé ?

Fréquence des réseaux électriques


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Le courant continue est néanmoins présent dans les interconnexions de grandes longueurs. C’est le réseau dit HVDC (High Voltage Direct Current).


Les pertes et les niveaux de tension Les pertes électriques ‘Pertes’ sont dues aux résistances ‘R’ des conducteurs. Si on note : ‘S’ la puissance apparente de la charge. ‘P’ la puissance active de la charge. ‘Q’ la puissance réactive de la charge. On a alors Pertes = 3 x R x I² et puisque S=3 x U x I ; il vient alors que : Pertes = [R x S²] /U² = [R x (P² + Q²)]/U²

Si U alors Pertes


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Les niveaux de tension


Avant 1989

Aprés 1989 : UTE C 18 -510


Le schéma du réseau

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Le transport


La répartition

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La distribution







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Le but est d’adopter des modèles pratiques pour analyser et

dimensionner le réseau électrique.

Il faudrait alors concevoir des modèles pour les différentes

composantes du réseau:

l’alternateur

la ligne électrique

le transformateur

les charges

La modélisation du réseau électrique

L’alternateur

La tension e(t) délivrée par l’alternateur dépend de la vitesse de

rotation et de l’excitation. Elle est en série avec une résistance R et

une réactance X. C’est le schéma en régime établi.


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Le liaisons

Une ligne électrique est constituée par un faisceau de conducteurs

cylindriques aériens ou souterrains parallèles entre eux et au sol.

Chaque conducteur est caractérisé par:

Sa résistance linéique ‘R’ en /m.

Son inductance linéique ‘L’ en H/m. (X = L x )

Sa capacité linéique ‘C’ en F/m.

Les lignes électriques et les câbles sont des systèmes à constantes

réparties, c'est à dire que ces grandeurs physiques sont réparties sur

toute la longueur de la ligne.


Le liaisons

Le schéma équivalent en :


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Le liaisons

Les expressions de R[Ohm], L [H] et C [F]

(X=L x )

R=/S

S : la section du câble en mm : La résistivité du conducteur


Le liaisons

Les valeurs de R, L et C


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Le liaisons : Les lignes aériennes vs les câbles souterrains


Les lignes Les câbles

Avantages : Défaillances décelables Problèmes rapidement résolus

Avantages : Espace requis réduit Acceptation par la population

Inconvénients : Pannes très fréquents Répercussion sur le paysage

Inconvénients : Travaux de réparation longs Travaux neufs ou de renouvèlement couteux

Le Transformateur Le transformateur permet d’élever l’amplitude de la tension alternative disponible à la sortie de l’unité de production pour l’amener aux niveaux requis pour le transport. A l’autre extrémité de la chaîne, les transformateurs sont utilisés pour abaisser la tension et la ramener aux valeurs utilisées dans les réseaux de répartition et de distribution U1/U2=n1/n2 N étant le nombre de spires


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Le Transformateur Outre la transmission de l’énergie électrique avec modification des tensions, les transformateurs peuvent être utilisés pour contrôler les tensions de nœuds des réseaux . Ce contrôle de tension utilise la variation du nombre de spire des transformateurs. (réglage hors charge ou en charge de la tension)


Le Transformateur – un schéma équivalent Un schéma équivalent du transformateur est comme suit :


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Caractéristiques pratiques du transformateur

Essai à vide et essai en court circuit

Sn Puissance apparente nominale (VA)

Vpn, Vsn tensions primaire et secondaire (V)

Upn, Usn tensions primaire et secondaire (V)

Ipn, Isn courants primaire et secondaire (I)

Rendement, Température, Couplage, indice horaire

Rapport de transformation fixe, variable, plots de variation de V au

primaire


Les charges Les charges peuvent être modélisées en fonction des puissances actives P et réactives Q appelées et son admittance Y. (Y=G – jB)


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Mise en équation du réseau L’établissement du modèle a pour but de déterminer les équations algébriques représentant les interconnexions entre les lignes, les générateurs les transformateurs et les charges. Le réseau électrique peut être décrit sous la forme matricielle suivante:

[I] = [Y] x [V] Où : [I] : le vecteur des courants injectés aux nœuds du réseau. [V] : le vecteur des tensions aux nœuds du réseau. [Y] : la matrice d’admittance du réseau.


Mise en équation du réseau la matrice admittance [Y] se compose de termes diagonaux [Yii] et des termes non-diagonaux [Yij]. les termes [Yii] , (self admittance), représentent la somme de toutes les admittances connectées aux nœuds i. les termes [Yij], (l’admittance mutuelle), représentent la somme de toutes les admittances joignant les nœuds i et j.


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Définition Dans un réseau électrique, on a d’une part des charges électriques et d’autre part des générateurs dispersés et reliés entre eux par un réseau de lignes et de câbles. Les capacités de production des différents générateurs étant connues, comment calculer l'état électrique complet du réseau, c'est à dire les courants, tensions et puissances ? Ce problème général est connu sous le nom de calcul de répartition de charges ou load flow.

L’écoulement de l’énergie ‘ LOAD FLOW ’

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Définition


But

Le calcul des écoulements d’énergie permet en régime permanent

d’investiguer les points suivants :

la détermination des tensions en tout point du réseau

la détermination des puissances actives et réactives

l’effet de la modification de la topologie du réseau

l’étude du niveau N-1 (perte d’un générateur, d’une ligne ou

autre)

l’optimisation du fonctionnement du réseau

l’optimisation des pertes


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Bilan de puissance

La sommes des puissances des générateurs est égale à la somme des

puissances des charges augmentées des puissances du réseau.

Le bilan de puissance active :

∑PG= ∑ PL + pertes actives du réseau

L’ordre de grandeur des pertes est de 5 %.

Le bilan de puissance réactive :

∑QG= ∑ QL + générations ou consommations réactives du réseau.


Cas d’une situation élémentaire Considérons le problème élémentaire d'un générateur (VG,PG) alimentant une charge (PL, QL) à travers une ligne triphasée. Les équations des puissances apparentes complexes sont : SG= VG x IG*=PG + j QG

SL= VL x IL*=PL + j QL


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Cas d’une situation élémentaire Les équations régissant ce modèles sont : Où : G ; L ; sont respectivement les arguments de VG ; VL et l’impédance Z de la ligne.


Cas d’une situation élémentaire Position du problème : On voudrait alimenter la charge ‘L’ sous une tension donnée et les caractéristiques de le ligne ‘Z’ sont connues. Il vient donc que : Les deux dernières lignes du système consistent en un jeu de deux équations à inconnues (VG et G). Sa résolution permet de déterminer les valeurs de l’ensemble des tension en module et en phase. les deux premières lignes du système permettent ensuite le calcul PG et QG.


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Cas d’une situation réelle Formulation à l’aide de la matrice des admittance

On a d’une part [I] = [Y] x [V] soit Ii=∑Yik x Uk

et aussi : Si= Ui x Ii* ; il vient donc que :

Si= Ui x(∑Yik* x Uk*)=Pi + j x Qi

En exprimant les composantes réelles et imaginaires de l’équation on a

alors :


Cas d’une situation réelle La résolution est généralement plus complexe au fur et à mesure que le nombre de nœuds croît. La résolution manuelle d’un tel problème n’est pas envisageable. On peut se servir de l’outil informatique ou encore d’autres solutions, basées sur les méthodes itératives de Gauss-Seidel et Newton-Raphson.


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Introduction Le but premier d'un réseau d'énergie est de pouvoir alimenter la demande des consommateurs. Comme on ne peut encore stocker économiquement et en grande quantité l'énergie électrique il faut pouvoir maintenir en permanence l'égalité :

Production = Consommation + pertes C’est le problème de la gestion et de conduite du réseau


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Introduction

Une action prévisionnelle à court terme (heure, jour, semaine) est

obligatoire pour faire face à la demande en temps réel et aux

défaillances des composantes du réseau.

La fourniture de l’énergie électrique doit être assurée dans les

conditions optimales sur les plans :

Économique

Fiabilité et sécurité

Qualité


Le diagramme de charge

La consommation varie au cours du même jour, d’un jour à l’autre,

d’une saison à l’autre et d’une année à l’autre.

Pour le cas du réseau national et depuis 2005, on a l’apparition de

deux pointes au lieu d’une seule et le passage d’une pointe d’hiver à

une pointe d’été.

La différence entre la pointe du matin et celle du soir devient plus

faible.


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Le diagramme de charge


Source : ONE : Rabat ,le 21 septembre 2012 ; RABAT ENERGY FORUM Programme National des Energies Renouvelables et perspectives d’intégration régionale

Les contraintes

Une demande en énergie variable

Les objectifs

Réglage de la tension

Réglage de la fréquence

La stabilité des générateurs


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La stabilité en tension La stabilité de tension est la capacité d’un système de puissance de maintenir des valeurs de tensions acceptables à tous les nœuds du système après avoir subi une perturbation. L’instabilité résultante se produit très souvent sous forme de décroissance progressive de tensions à quelques nœuds. Généralement, l’instabilité de tension se produit lorsqu’une perturbation entraîne une augmentation de puissance réactive demandée au-delà de la puissance réactive possible.


Expression de la chute de tension La chute de tension dans une ligne de résistance R et de réactance X dans laquelle transite P et Q est :

U/U= [R . P + X . Q] / U²

Les mesures à prendre

un contrôle automatique des condensateurs shunts.

un blocage des régleurs en charge automatique.

une nouvelle répartition de la génération.

une régulation de tension secondaire.

un plan de délestage.


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La stabilité en fréquence La stabilité de la fréquence d’un système définit sa capacité sa fréquence proche de la valeur nominale (50 Hz) suite à une perturbation. Le maintien de la fréquence à 50 Hz est lié à l’équilibre global entre les puissances actives produites et consommées (y compris les pertes). La fréquence est une image de la vitesse de rotation des alternateurs. Cette fréquence est unique pour tout le réseau.


La stabilité en fréquence – l’équilibre production

consommation


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Les différents réglages

Réglage primaire

Réglage secondaire

Réglage tertiaire


Réglage primaire (les premières secondes après perturbation) :

Sans disposition particulière, si le couple résistant augmente, la fréquence chute pour trouver un nouvel équilibre.

Ce n’est pas admissible, il faut donc une action automatique (menée par les régulateurs de vitesse de chaque centrale) sur les organes d’admission du fluide moteur des turbines pour maintenir la fréquence.

Le réglage primaire répartit les fluctuations de charge au prorata des capacités nominales du groupe en pondérant par un gain (notion de statisme « s » compris entre 2 et 6%) :


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Réglage secondaire(les 15 minutes après la perturbation) :

Ce réglage, également automatique, agit après le réglage primaire.

Il est centralisé (émis par un centre de conduite), agissant et faisant appel à plusieurs groupes spécifiques et internes à la zone perturbatrice.


Réglage tertiaire

Il faut procéder à un réajustement des programmes de fonctionnement des centrales (en prenant en compte les coûts de production marginaux) pour rétablir un optimum économique.

Ce réglage est également centralisé au sein de la zone initialement en défaut.

Ce réglage a pour but de rétablir l’optimum économique et aide à reconstituer la réserve secondaire.


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Le dispatching

La gestion et la conduite des réseaux est réalisé dans un ou plusieurs

dispatchings dont les fonctions sont :

La surveillance (Mesures, transmission de données, …)

L’analyse critique (analyse des données, Sécurité, Plan de tension,

…)

La prise de décision (manœuvre d’urgence, réajustement

production, …)

L’action


La stabilité des alternateurs

Suite à une défaillance du réseau électrique, les alternateurs peuvent

subir un dysfonctionnement pouvant aller jusqu’à l’arrêt de la machine

et par suite l’indisponibilité de l’énergie électrique.


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Etude du cas élémentaire : un alternateur raccordé à un jeu

de barre infini.

Si on note le déphasage de e(t) par rapport à u(t) alors la puissance P

délivrée par l’alternateur est :


Etude du cas élémentaire : Evolution de la puissance.

Si on note le déphasage de e(t) par rapport à u(t) alors la puissance P

délivrée par l’alternateur est :


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Etude du cas élémentaire : stabilité statique La stabilité statique d’un alternateur est son aptitude à répondre à une variation lente de la charge. Le fonctionnement n’est stable que si l’angle Interne noté reste inférieur à un angle limite proche de 90°,


Etude du cas élémentaire : stabilité dynamique Les problèmes de stabilité dynamique résultent du passage de la machine d’un état stable à un autre. On a un passage brusque d’une puissance P1 à P2. L’angle passe de 1 à 2 brusquement. L’inertie amène jusqu’au point D. De celui-ci, la décélération jusqu’au point C finit par stabiliser le phénomène, après éventuellement quelques oscillations.


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Etude du cas élémentaire : stabilité dynamique Si la différence entre P1 et P2 est très importante, l’alternateur accélère du point B au point C, puis jusqu’au point X : à ce point, il continue à accélérer en restant sur la courbe et la puissance transmise au réseau diminue. Il y a perte de synchronisme par survitesse. .








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Le rôle

Les dispositifs de protection surveillent en permanence l’état

électrique des éléments d’un réseau et provoquent leur mise hors

tension (par exemple l’ouverture d’un disjoncteur), lorsque ces

éléments sont le siège d’une perturbation indésirable: court-circuit,

défaut d’isolement, surtension,…etc.

Le choix d’un dispositif de protection est fait suite à l’analyse du

comportement des matériels électriques (moteurs, transformateurs,

câbles, …) sur défauts et des phénomènes qui en découlent.

La protection des réseaux électriques

La définition

La Commission Electrotechnique Internationale (C.E.I) définie la

protection comme l’ensemble des dispositions destinées à la détection

des défauts et des situations anormales des réseaux afin de

commander le déclenchement d’un ou de plusieurs disjoncteurs et, si

nécessaire d’élaborer d’autres ordres de signalisations.


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L’étude des protections

L’étude des protections d’un réseau se décompose en deux étapes

distinctes :

La définition du système de protection, appelée plan de protection,

La détermination des réglages de chaque unité de protection,

appelée coordination des protections ou sélectivité.


L’étude des protections

Le système de protection se compose d’une chaîne constituée des éléments suivants :

Les capteurs de mesure (courant et tension) fournissant les informations de mesure nécessaires à la détection des défauts,

Les relais de protection, chargés de la surveillance permanente de l’état électrique du réseau.

Les organes de coupure dans leur fonction d’élimination de défaut : disjoncteurs, interrupteurs fusibles.


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Les court-circuit

Les différents composants des réseaux sont conçus, construits et

entretenus de façon à réaliser le meilleur compromis entre coût et

risque de défaillance.

Les courts circuits guettent les différents composants du circuit.

Les court-circuit sont caractérisés par leur forme, leur durée et

l’intensité du courant.

Un court-circuit dans les réseaux électriques peut être :

Monophasé ; Biphasé ou Triphasés


La sélectivité des protections

La sélectivité est une capacité d’un ensemble de protections à faire la

distinction entre les conditions pour lesquelles une protection doit

fonctionner de celles où elle ne doit pas fonctionner.

Les types de sélectivité les plus important sont les suivants:

Sélectivité ampérmétrique par les courants,

Sélectivité chronométrique par le temps,

Sélectivité par échange d’informations, dite sélectivité logique.


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Les relais de protection

le rôle des relais de protection est de détecter tout phénomène

anormal pouvant se produire sur un réseau électrique tel que le court-

circuit, variation de tension. …etc.

Un relais de protection détecte l’existence de conditions anormales par

la surveillance continue, détermine quels disjoncteurs ouvrir et

alimente les circuits de déclenchement.

On utilise de plus en plus les relais statiques et numériques


Les différentes protections du réseau électriques

Protection à maximum de courant phase :

Protection différentielle

Protection contre la surtension

La protection thermique


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La courbe de charge

On rappelle aussi que la demande en énergie électrique varie aussi d’un jour à l’autre et d’une saison à l’autre.


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La courbe de charge

On rappelle que la demande en énergie électrique varie selon la journée


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Module 2 : Aperçu sur la qualité d’un réseau

électrique et les normes appliquées aux PV

connectés au réseau

PLAN

Qualité d’un réseau électrique Spécifications techniques relatives à la protection des personnes et

des biens dans les installations photovoltaïques raccordées au réseau BT ou HTA

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La qualité de l’énergie

La qualité de l’énergie électrique

La qualité de l’énergie électrique concerne deux aspects :

La continuité

&

la qualité de l’onde

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La qualité de l’énergie électrique : les perturbations Creux de tension et coupures

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La qualité de l’énergie électrique : les perturbations

Déséquilibre

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La qualité de l’énergie électrique : les perturbations Variation de la fréquence

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La qualité de l’énergie électrique : les perturbations Variation de tension

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La qualité de l’énergie électrique : les perturbations Surtension

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Les harmoniques Les grandeurs électriques courants et tensions des réseaux industriels alternatifs, s’éloigne significativement de la sinusoïde pure.

La variation est en fait composée d’un certain nombre de sinusoïdes de fréquences différentes, comprenant entre autres, une sinusoïde à fréquence industrielle dite sinusoïde fondamentale ou plus simplement : le fondamental.

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Les harmoniques : définitions harmonique C’est une des composantes sinusoïdales de la variation de la grandeur physique possédant une fréquence multiple de celle de la composante fondamentale. L’amplitude de l’harmonique est généralement de quelques pour cent de celle du fondamental.

Rang de l’harmonique C’est le rapport de sa fréquence fn à celle du fondamental (généralement la fréquence industrielle, 50 ou 60 Hz) : n = fn/f1 Par principe, le fondamental f1 a le rang 1.

Spectre C’est l’histogramme donnant l’amplitude

de chaque harmonique en fonction du rang

L'amplitude des harmoniques décroît généralement

avec la fréquence. Selon les normes, on prend en

considération les harmoniques jusqu'au rang 40.

M. TAJAYOUTI 93


Les harmoniques : définitions Expression de la grandeur déformée : Le développement en série de FOURIER de tout phénomène périodique est de la forme :

où :

Y0 = amplitude de la composante continue, généralement nulle en distribution électrique en régime permanent,

n = valeur efficace de la composante de rang n,

ϕn = déphasage de la composante harmonique au temps initial.

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Les harmoniques : définitions Valeur efficace d’une grandeur déformée La valeur efficace de la grandeur déformée conditionne les échauffements, donc habituellement les grandeurs harmoniques sont exprimées en valeurs EFFICACES.

Pour une grandeur sinusoïdale, la valeur efficace est la valeur maximale divisée par racine de deux.

Pour une grandeur déformée et, en régime permanent, l’énergie dissipée par effet JOULE est la somme des énergies dissipées par chacune des composantes harmoniques.

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Les harmoniques : définitions Taux individuel

C’est le rapport de la valeur efficace de l’amplitude de l’harmonique de rang n à celle du fondamental. Exemple :

taux de In en % = 100 (In/I1)

Taux global de distorsion (distorsion)

Il donne une mesure de l’influence thermique de l’ensemble des harmoniques ; c’est le rapport de la valeur efficace des harmoniques à celle de la valeur efficace du fondamental seul (CEI 61000-2-2) :

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Les perturbations causées par les harmoniques :

Dysfonctionnement des systèmes de protection et des relais

Vibration et bruits

Risque de résonance

Perturbation des convertisseurs statique et des matériels électroniques

Les effets à moyen et long terme :

Echauffement des condensateurs

Echauffement des câbles et des équipements

Echauffement dû aux pertes supplémentaires des machines et transformateur

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Les harmoniques : Limites acceptables

machines synchrones : distorsion en courant statorique admissible = 1,3 à 1,4 % ;

machines asynchrones : distorsion en courant statorique admissible = 1,5 à 3,5 % ;

câbles : distorsion admissible en tension âme- écran = 10 % ;

condensateurs de puissance : distorsion en courant = 83 % ce qui donne une

surcharge de 30 % (1,3 I nominale) la surcharge en tension pouvant atteindre 10 % ;

électronique sensible : distorsion en tension 5 %, taux individuel 3 % suivant le

matériel.

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Les harmoniques : Limites normatives

CEI 61000-3-2 qui définit des limites d'émission de courant harmonique par les

appareils consommant moins de 16 A par phase

CEI 61000-3-4 traite le cas des appareils consommant au-delà de 16 A

CEI 61000-2-4 qui définit les niveaux de compatibilité dans les réseaux d'installations

industrielles.

La norme EN 50160 concerne les caractéristiques de la tension fournie par les réseaux

publics de distribution.

CEI 61000-2-2 qui définit les niveaux de compatibilité de tensions harmoniques sur les

réseaux publics basse tension

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Les harmoniques : Limites normatives de la CEI 61000-2-2

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Les appareils de mesures

La tension

Le courant

Les spectre des harmoniques

La puissance active

La puissance réactive

La fréquence

L’enregistrement des mesures

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Les normes PV

La norme NF C15-100 qui traite des installations électriques à basse-tension (BT).

Les installations photovoltaïques rentrent dans son champ d’application depuis

2008.

Le guide UTE C 15-712 traite précisément des installations photovoltaïques sont

traitées dans.

Ce guide, a été rédigé par une Commission de l’Union Technique de l’Electricité

(UTE).

Depuis le 1er janvier 2011, une nouvelle version de ce guide est entrée en vigueur :

le guide UTE C15-712-1 datant de juillet 2010. Une nouvelle version de ce guide

vient d’être publiée au 1er juillet 2013.

M. TAJAYOUTI 103

Les normes PV

D’autres normes et guides techniques traitent aussi le domaine lié à la protection des personnes

et des biens dans les installations photovoltaïques raccordées au réseau BT ou HTA.

On cite notamment :

Textes réglementaires :

le décret n° 88-1056 du 14 novembre 1988 et ses arrêtés pour la protection des travailleurs

qui mettent en œuvre des courants électriques,

Le décret n° 92-587 du 26 juin 1997 relatif à la compatibilité électromagnétique des appareils

électriques et électroniques,

La circulaire DRT 89-2, 6 février 1989 modifiée le. 29 juillet 1994 - Application du décret 88-

1056,

Les règlements de sécurité contre l'incendie dans les établissements recevant du public et/ou

des travailleurs

M. TAJAYOUTI 104

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Les normes PV

Normes et guides :

NF EN 50380 (C 57-201) Spécifications particulières et informations sur les plaques de constructeur pour

les modules photovoltaïques

NF EN 60269-1-6 Fusibles basse tension - Partie 6: Exigences supplémentaires concernant les éléments

de remplacement utilisés pour la protection des systèmes d'énergie solaire photovoltaïque. NF EN 50380

Spécifications particulières et informations sur les plaques de constructeur pour les modules

photovoltaïques

NF EN 50521 Connecteurs pour systèmes photovoltaïques – Exigences de sécurité et essais

NF EN 60947-1-2-3 Appareillage basse tension – Partie 1 : Règles générales – Partie 2 : Disjoncteurs –

Partie 3 : Interrupteurs, sectionneurs, interrupteurs-sectionneurs et combinés-fusibles

NF EN 61000-1-2-3 Compatibilité électromagnétique (CEM) – Partie 3-2 : limites - Limites pour les

émissions de courant harmonique (courant appelé par les appareils inférieur ou égal à 16 A par phase).

NF EN 61439 Ensembles d’appareillages à basse tension

NF EN 61643-11 (C 61-740) Parafoudres basse-tension - Partie 11: Parafoudres connectés aux systèmes

de distribution basse tension - Prescriptions et essais

Les normes PV

Normes et guides : (suite)

NF EN 61646 (C 57-109) Modules photovoltaïques (PV) en couches minces pour application terrestre -

Qualification de la conception et homologation

NF EN 61730-1 (C 57-111-1) Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules

photovoltaïques (PV) - Partie 1: Exigences pour la construction

NF EN 61730-2 (C 57-111-2) Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules

photovoltaïques (PV) - Partie 2: Exigences pour les essais

NF EN 62262 (C 20-015) Degrés de protection procurés par les enveloppes de matériels électriques

contre les impacts mécaniques externes (Code IK)

NF EN 62305-1 (C 17-100-1) Protection contre la foudre - Partie 1: Principes généraux

NF EN 62305-2 (C 17-100-2) Protection contre la foudre - Partie 2: Evaluation du risque

NF EN 62305-3 (C 17-100-3) Protection contre la foudre - Partie 3: Dommages physiques sur les

structures et risques humains NF C 14-100 Installations de branchement à basse tension

NF C 15-100 Installations électriques à basse tension NF C 17-100 Protection contre la foudre -

Protection des structures contre la foudre - Installation de paratonnerres

NF C 17-102 Protection contre la foudre - Protection des structures et des zones ouvertes contre la

foudre par paratonnerre à dispositif d'amorçage

07/10/2015

54

Les normes PV

Normes et guides : (suite)

UTE C 15-105 Guide pratique - Détermination des sections de conducteurs et choix des dispositifs de protection

- Méthodes pratiques

UTEC15-400Guidepratique Raccordement des générateurs d’énergie électrique dans les installations

alimentées par un réseau public de distribution

UTE C 15-443 Choix et mise en œuvre des parafoudres basse tension

UTE C 15-520 Guide pratique : Canalisations - modes de pose - connexions

UTE C 17-100-2 Guide pratique - Protection contre la foudre - Partie 2: Evaluation des risques

UTE C 18-510-1 Recueil d'instructions générales de sécurité d'ordre électrique,

UTE C 61740-52 Parafoudres basse tension Parafoudres pour applications spécifiques incluant le courant

continu - Partie 52: Principes de choix et d’application - Parafoudres connectés aux installations

photovoltaïques

UTE C 17-108 Guide Pratique – Analyse simplifiée du risque foudre

DIN VDE 0126-1-1 Dispositif de déconnexion automatique entre un générateur et le réseau public basse

tension

ADEME Guide ADEME (2007) : Systèmes photovoltaïques raccordés au réseau – Guide de rédaction du cahier

des charges techniques de consultation à destination du maître d’ouvrage

Les normes PV

Dimensionnement des câbles côté DC

En fonctionnement normal, le courant maximal d’emploi coté DC doit être pris égal à 𝟏. 𝟐𝟓 × 𝑰cc

Choisir des sections de câble dont le courant admissible 𝑰𝒛= 𝟏, 𝟐𝟓 × 𝑰cc

Dans le cas de N chaines en parallèle, le courant max d’emploi dans le câble de groupe

𝑰𝒛= 𝑵 × 𝟏, 𝟐𝟓 × 𝑰𝒄𝒄

𝑵 : le nombre de chaînes en parallèle.

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55

Les normes PV

Dimensionnement des câbles côté DC -section-

Les normes PV

Dimensionnement des câbles côté DC –chute de tension et fusible-

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56

Les normes PV

Dimensionnement des câbles côté DC -Parafoudre –

La présence d’un parafoudre est obligatoire si Si la longueur totale des câbles (somme des longueurs empruntés par le même chemin) est = à la longueur critique 𝑳𝑪𝒓𝒊𝒕𝒊𝒒𝒖𝒆.

𝑵𝒈 : nombre d'impact de foudre par an et par km²dans une région

Les normes PV

Dimensionnement des câbles côté AC – section -

Le courant admissible 𝑰𝒛 d’un câble en AC

Celui-ci va dépendre de la canalisation (souterraine ou aérienne) et du type de câble à savoir s’il est en cuivre ou en aluminium et du nombre de conducteur.

La normes NF C15-100 dresse des tableaux donnant la valeur du courant admissible 𝑰z en fonction de la section du câble, du type de câble, de la nature de la canalisation et du nombre de conducteur.

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Les normes PV

Dimensionnement des câbles côté AC – section –

Les normes PV

Dimensionnement des câbles côté AC – section –

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Les normes PV

Dimensionnement des câbles côté AC – Chute de tension –

La chute de tension autorisée entre l’onduleur et le point de livraison (bornes de sortie de l’Appareil Général de Commande et de Protection) est de 3 % à puissance nominale de l’onduleur et de la limiter à une valeur de 1% en basse tension, selon la norme NF C 15-100.

PLAN

Le réseau électrique marocain

Stratégie et Perspectives du Développement du réseau

marocain.

Projets ER pilotés par l’ONEE

Source : documentation ONEE

07/10/2015

59

PLAN


Stratégie et Perspectives du Développement du

réseau marocain.


118

Architecture du réseau électrique Marocain

119 Direction DOS

Le terme « Réseau » désigne la totalité du système constitué par des centrales

électrique, les réseaux de transmission et les consommateurs. Le réseau électrique

Marocain est hiérarchisé

par niveau de tension, celui-ci est fractionné en trois principales subdivisions à

savoir le réseau de transport, de répartition et de distribution. Une notion de

frontière peut être définie entre les niveaux de tension du réseau électrique, ces

frontières sont assurées par les postes sources et les transformateurs.

07/10/2015

60


120

Réseau Transport HTB : 60kV, 150kV, 225kV et 400kV

Sur ce réseau sont connectées les centrales de production classique comme les centrales

thermiques de l’ordre du centaines de mégawatts assurant 88% de la production électrique

au Maroc. Ces réseaux ont une architecture maillée, ainsi les productions ne sont pas isolées

mais toutes reliées entre elles.

Cette structure permet une sûreté de fonctionnement accrue par rapport à une structure de

réseau dite radiale puisqu’elle assure la continuité du service en cas d’aléas comme la perte

d’une ligne, d’une productions, etc.

Réseau Distribution HTA/BT : Réseau MT : 5kV , 20kV et 22kV. Réseau BT : 380V

Ce réseau a pour fonction d’alimenter l’ensemble de la clientèle principalement connectée à

ce réseau. Son exploitation est gérée par des Gestionnaires de Réseaux de Distribution

(GRD). Les réseaux de distribution ont principalement une structure radiale (arborescente).


121

Marge de variation de la fréquence f 0.5 Hz en régime normal

07/10/2015

61


122

La distinction entre Gestionnaire du Réseau de Transport (GRT) et Gestionnaire du Réseau de Distribution (GRD) permet de distinguer entre les responsabilités claires, de transport de l’électricité entre les producteurs de grande taille (unités thermiques, grand hydraulique…etc.) et les niveaux inférieurs du réseau où le GRD pourra distribuer cette électricité au consommateur.

La différence entre un réseau de transport et un réseau de distribution n’est pas une distinction administrative. Elle recouvre une réalité technique entre le niveau local et le niveau global.


123

Le niveau global se réfère au réseau de transport et à la sécurité du réseau ; on y retrouve :

Le contrôle de la fréquence/ puissance

Le contrôle de la tension au moyen de la puissance réactive

Les systèmes de protection

Les procédures de contrôle d’urgence

Les plans de défense

La restauration du système

Le niveau local concerne les réseaux de distribution, il inclut :

Le contrôle de la tension

Les surcharges

La protection

La qualité de l’électricité

Le risque d’îlotage

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62

Réseau du transport Electrique

Auto-producteurs

Interconnexion Maroc – Algérie

Interconnexion

Maroc - Espagne

Sources de satisfaction de la demande

124 Direction DOS

Réseau de Transport de l’Energie

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63

Dispatching National

Réseau de Transport de l’Energie

Dispatching Régional

Zaïr (Dispatching Secours)

ROCHES NOIRES (Dispatching National)

TIT MELLIL (Dispatching de Repli)

Dispatching de Repli

Dispatching National

Dispatching de Secours

Double anneau optique à 100 MB

Un système de téléconduite à haute disponibilté – Architecture générale

07/10/2015

64

Marché de l’électricité

Organismes externes Dispatchings pays voisins

Internet, SAP, ...

Bureautique

SYSTEME DE DEVELOPPEMENT ET SIMULATEUR

DISPATCHING NATIONAL

DISPATCHING REGIONAL

RESEAU INFORMATIQUE

Réseau de Transport de l’Energie – Dipatching national

Réseau de Transport de l’Energie – Dipatching national

07/10/2015

65

Interconnexions électriques avec les pays voisins

Maroc – Espagne : DE (700MW depuis 1997) à 1400 MW (2006) Maroc – Algérie : DE 400 MW (88/92) à 1200 MW (2010)


07/10/2015

66


ENTSO-E, association européenne des gestionnaires de réseaux de transport européens, a été créée en juillet 2009 par la fusion d’associations de gestionnaires de réseaux antérieures, dont en particulier l’UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l’Electricité) à laquelle adhérait l’ONEE depuis 1997. (www.entsoe.eu)

Apports techniques des interconnexions :

Réaction de façon ‘’solidaire’’ des systèmes électriques interconnectés face aux

événements imprévisibles

Amélioration de la qualité de service des clients (stabilité de la fréquence,

continuité de service par l’appui mutuel des réseaux interconnectés, etc.)

Apports économiques des interconnexions :

Opportunités pour les échanges d’énergie

Optimisation de l’utilisation des moyens de production (partage de la réserve

tournante, etc.)

Optimisation des investissements (décalage des investissements et introduction

des unités plus puissantes)


07/10/2015

67

Développement des Interconnexions Internationales

L’interconnexion Maroc-Algérie a joué un rôle important dans la stabilité du réseau

Maghrébin en général et marocain en particulier et a contribué d’une façon significative à

la résorption du déficit de production qu’à connue l’ONE entre 1991 et 1993.

Les résultats encourageant ainsi enregistrés ont conduit les organismes maghrébins de

l’électricité à renforcer ces interconnexions par l’introduction du réseau 400KV dans les

réseaux interconnectés du Maghreb qui est aussi une condition nécessaire pour la

réalisation d’un marché maghrébin de l’électricité.

Développement des Interconnexions Internationales

L’interconnexion Maroc-Espagne est composée actuellement de deux câbles sous Marins

Ferdioua ( Maroc) – Tarifa ( Espagne) d’une capacité de 700MW chacun en régime

permanent. La capacité commerciale de cette interconnexion est de 900 MW dans le sens

Espagne –Maroc et 600 MW dans le sens Maroc-Espagne.

Le renforcement de cette interconnexion par la réalisation d’un 3ème câble ou le passage

en courant continu des câbles existant pour augmenter la capacité à 2100 MW est en

cours d’étude.

Projet d’Interconnexion entre le Maroc et la Mauritanie

07/10/2015

68

modes d’organisation du réseau électrique

Réseau maillé Réseau radial

Evolution de la demande

*y compris l’énergie éolienne via réseau client

07/10/2015

69

En MW

Evolution de la puissance installée depuis 1990

138

6,7 %

Evolution de la longueur des lignes THT-HT

139 Direction DOS

07/10/2015

70

Evolution du Maxima annuel de la puissance et l’énergie appelée

140 Direction DOS

Evolution de la consommation d’électricité par habitant

141 Direction DOS

07/10/2015

71

Evolution du taux de pertes du réseau de transport depuis 2001

142 Direction DOS

143 Direction DOS

Evolution de l’énergie non distribuée

07/10/2015

72

144 Direction DOS

Evolution du temps de coupure équivalent

145 Direction DOS

Evolution du taux de microcoupures sur 100 km

07/10/2015

73

INTERCONNEXIONS Maroc - Espagne Maroc - Alg é rie

INTERCONNEXIONS Maroc - Espagne Maroc - Alg é rie

ONE

Acheteur Unique

R é gies et Concessionnaires (THT, HT ou MT)

R é gies et Concessionnaires (THT, HT ou MT) DISTRIBUTION ONE

(HT)

DISTRIBUTION ONE (HT)

Clients MT & BT Clients MT & BT Clients MT & BT Clients MT & BT

PRODUCTION IPP: - JLEC : 9915.334GWh (30,75%) - TAHADDART : 2662.674 GWh (8.26%) - CED : 160.473 GWh (0,5%)

PRODUCTION ONEE: -Thermique : 9806.928 GWh (30,41%) -Hydraulique : 2990.358 GWh (9,27%) -Eolien : 660.404 GWh (2,05%)

AUTO PRODUCTEURS 110.900 GWh (0.34%) INTERCONNEXIONS

Maroc - Espagne Maroc - Alg é rie

INTERCONNEXIONS (imports)

- Espagne : 5373.912 GWh (16,66%) - Algérie : 177.165 GWh (0.55%)

ONEE Acheteur Unique

R é (THT, HT ou MT)

R é gies et Concessionnaires 11 764.52 GWh (38,7%)

DISTRIBUTION ONE (HT)

Distribution ONE

13 959.6 GWh (46.0%)

Clients MT & BT Clients MT & BT Clients MT & BT Clients MT & BT

32,252 TWh, Pointe max: 5 580 MW

Clients Directs THT/HT 4 637.21 GWh (15,3%)

Bilan offre-demande : 2013

0.6 % /2012

Eolien loi 13-09

394,015 GWh (1,22%)

147 Direction DOS

Equilibre Offre-Demande

07/10/2015

74

148 Direction DOS

Satisfaction de la pointe maximale

149

Livraisons d’énergie année 2013

Direction DOS

3 Distributeurs privés

10 Directions ONEE de distribution Clients directs ONEE THT-HT

8 Régies de distribution urbaines

LIVRAISONS année 2013

30 361GWh Var 2013/2012 : +3,1 %

Lydec, Redal, Amendis

26.2%

46,0% 15,3%

12,5%

07/10/2015

75

PLAN



réseau marocain.


150

PLAN



réseau marocain.


155

07/10/2015

76

Vitesse moyenne de vent entre 7 et 11 m/s avec un potentiel dépassant 6000 MW

Programme marocain de l’énergie éolienne 1/3

1.5 Millions TEP

2000 MW de capacité éolienne en 2020 Objectif

Capacité Installée 650 MW

Capacité en cours de développement 220 MW

Programme Intégré d’Energie Eolienne (PEI) 1000 MW

+ 200 MW (Abdelkhalek Tores II)

Abdelkhalek Tores: 50 MW (IPP/ONE)

Amougdoul: 60 MW (ONE)

Tanger: 140 MW (ONE)

Lafarge: 30 MW (Auto production)

Tarfaya: 300 MW (IPP/ONE)

Akhefenir: 200 MW (LER)

Laâyoune: 50 MW (LER)

Haouma: 50 MW (LER)

Jbel Khalladi: 120 MW (LER)

Taza: 150 MW

Tanger II: 150 MW

Jbel Hdid : 200 MW

Tiskrad: 300 MW

Boujdour: 100 MW

Entre 2012 et 2014 Entre 2014 et 2020

157

Déc

linai

son

de

l’ob

ject

if d

e 20

00 M

W é

olie

n

Midelt: 100 MW

Programme Marocain de l’énergie éolienne 2/3

Repowering à 100 MW du parc existant Abdelkhalek Tores

Extension Abdelkhalek Tores II 200 MW

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77

Dans le cadre du Programme Eolien Intégré (PEI):

Qualification des sites et évaluation du gisement éolien ;

Mise à disposition des développeurs retenus de l’assiette foncière des sites;

Prise en charge, à travers des PPP, du développement et de la réalisation des projets

du PEI;

Participation au capital des Sociétés de Projet avec le Fonds Hassan II et la SIE;

Contribution au financement à travers des prêts concessionnels accordés à l’ONE et

rétrocédés aux Sociétés de Projets;

Promotion de l’industrie nationale par l’exigence d’une intégration industrielle locale

dans le Programme

Lancement des études d’intégration de l’éolien au réseau de transport;

Rôle de l’ONEE dans les projets éoliens :

Programme Marocain de l’énergie éolienne 3/3

En résumé :

Problématique

Les ressources renouvelables dépendent des conditions météorologiques et sont disponibles d’une façon irrégulière. Ceci peut engendrer des fluctuations de la production de l’énergie éclectique.

Un déficit ou un surplus peut s’en suivre.

Les projections faites pour les centrales conventionnelles ne sont pas suffisantes pour les ER.

L’intégration de centrales à ER à grande échelle est donc un véritable défi.

Contraintes d’intégration

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Quelques éléments de réponse

La nécessité de la présence dans le réseau de centrales conventionnelles flexibles. (ex : les Turbines à Gaz)

L’amélioration des prévisions météo : une meilleure prévision à court terme est nécessaire.

Le réseau intelligent (smart grid) : charges télécommandables, onduleurs solaires télécommandables...

Le stockage de l’électricité.

Contraintes d’intégration

Merci

173

Documents

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