Rapport de Stage

Ce service s'occupe de la gestion du personnel que se soit sociale ou administrative, on y trouve : le secrétariat, le service médical, la gestion du personnel, les archives et le standard.

Service affaire générale :

Ce Service est appelé à garantir la bonne conservation et l’utilisation rationnelle des moyens matériels mis à la disposition du district. Pour ce la ce service est responsable de la gestion du magasin, du parc véhicule les achats divers et la gestion des biens mobiliers.

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Division Relation à la clientèle :

| | | --- | | Division relation à la clientèle Service Commercial Service Gestion Facturation Service Intervention technique Section Facturation Section recouvrement Service relation Clientèle Section accueil Section relève Agence Commercial |

Figure : organigramme de Division relation à la clientèle

Service relation clientèle :

Section accueil :

Ce service est chargé de traitement des demandes des clients soit au guichet de district soit par téléphone ou par courriers,

Ce service répond aux différentes demandes (nouveau branchement au réseau électrique ou gaz, déplacement du compteur, augmentation de puissance, vérification de la facture, et réclamation),

Sa mission consiste à :

* Donner les renseignements nécessaires au client * Enregistrer les demandes de clients et l’affectation de ces demandes aux services concernes (étude, laboratoire, travaux, exploitation) * Vérifier la consommation des clients et réclame une anomalie en ouvrant un OPIP (ordre de petite intervention programmée) ou un ODR (ordre de dépannage ou de rétablissement)

Section Relève :

Ce service est en contact direct avec les abonnés, Sa mission consiste à:

* Relever les index de compteurs chaque quatre mois pour l’usage domestique et chaque mois pour autre usage. * Détection des anomalies au niveau planchette équipée * Remplir les fiches d’observation suite une anomalie technique ou de gestion * Classer les nouveaux abonnés * Saisir les index relevés.

Service gestion facturation

Section Facturation :

Cette section consiste à gérer les prorata et les fraude

Gestion des prorata :

Si le compteur posé n’enregistre pas la consommation réelle du client suite à un dysfonctionnement le service facturation se charge d’estimer la quantité d’énergie consommée par le client durant cette période selon l’une des formules suivantes :

* + La moyenne de consommation sur les 12 derniers mois + La consommation pendant la même période de l’arrêt. + La consommation du nouveau compteur.

Gestion des fraudes :

Suite à une anomalie détectée, généralement par l’agent de relève, sur le compteur, et si un agent de laboratoire confirme que cette anomalie est causée par l’abonné, une pénalité est établie selon la puissance du compteur et la période de fraude.

Section recouvrement

Cette section consiste à gérer les coupures, les contentieux et le recouvrement.

Gestion des contentieux :

Le responsable reçoit l’état de proposition de passage au contentieux et pour chaque proposition, l’agent doit:

* Demander l’acquit prouvant la coupure du courant auprès du gestionnaire de la coupure. * Confirmer la coupure par OPIP ne doit pas dépasser les trois jours. * Etablir une fiche-mouvement pour la réalisation de l’abonnement. * Prélever et encaisser l’avance sur consommation.

Pour le passage au contentieux, le dossier doit contenir:

* L’OPIP de confirmation de coupure. * Fiche mouvement. * Fiche abonnée. * Historique de facturation. * Facture de facturation.

Le recouvrement des abonnés administratifs (ADM)

Les abonnés ADM sont: les ministères et les ambassades, les abonnés à budget autonome tels que les lycées, les hôpitaux, les collectivités publiques (les communes et le conseil de gouvernera), les sociétés nationales et offices…

Le gestionnaire de recouvrement ADM est chargé de:

* L’accueil des abonnés ADM. * Le recouvrement des impayés. * L’établissement des prévisions.

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Service commercial :

Les missions principales de ce service sont :

* La gestion des abonnements HT, MT, MP et ceux de l’administration * Suivi des la facturation de ces mêmes clients. * Suivi des projets d’alimentation et établissement des marches de gré à gré * Promotion du gaz naturel * Participation aux actions sur l’économie d’énergie * Suivi du budget des ventes d’énergie * Participation aux enquêtes sur la mesure du degré de satisfaction de la clientèle * Préparation d’expositions a l’occasion des foires ou manifestation diverses

Division Technique :

**Division Technique**

Service Etude

Section Cartographie

Section Métrage

Section Etude des projets

Service travaux

Service contrôle et mesure

Service Conduite et maintenance

Section conduite

Section Maintenance

Figure : organigramme de division technique

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Service Etude :

La mission du service étude est d'effectuer les études nécessaires, soit pour l'alimentation des clients, soit pour des projets d'assainissements ou même pour les projets des nouveaux ouvrages.

Suite à une demande de l'électrification d'un logement, d'un lotissement, d'un immeuble ou d'un ensemble de clients, le chef du bureau d'étude affecte l'affaire ou le projet à l'un des agents qui est demandé à faire une prospection et établir les études nécessaire selon le cas. Dans certains projets il est indispensable de faire une levée topographique, c'est pour cela on trouve dans certains districts un topographe qui se charge des levées topographiques.

Section Métrage :

En général, la section métrage est chargée du réseau BT. La mission d'un métreur est d'effectuer les études nécessaires pour raccorder le client sur le réseau BT.

**Déroulement d'une affaire de branchement**

1. le client dépose une demande d'électrification au bureau d'accueil. Ce dossier comporte : * une autorisation de bâtir (ou une autorisation d'électrification) * Un plan de situation * Une carte d'identité nationale * Un plan de lotissement (si le client est situé dans un lotissement) 2. Cette demande d'électrification est transmise du bureau d'accueil au bureau d'étude pour faire les études nécessaires. 3. Le chef bureau d'étude affecte l'affaire à l'un des agents selon leurs disponibilités et selon la région. 4. L'agent affecté est demandé de faire une prospection sur le lieu pour déterminer la nature de branchement et le matériel nécessaire pour cette affaire. 5. En utilisant l'application ALPHA, l'agent enregistre son étude afin d'être validée par le chef service. 6. Le chef service est demandé de bien réviser le travail de l'agent et demande si c'est nécessaire une réetude, sinon il valide l'étude. 7. L'affaire ainsi validée est retournée au bureau d'accueil.

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La section étude des projets

Cette section est chargée des grands projets qui touchent en générale le réseau HTA. Cependant, un projeteur est chargé de même pour faire les études de construction du réseau BT essentiellement dans les cas des lotissements.

On distingue alors:

* les nouveaux ouvrages. * Les projets d'assainissement * construction réseau BT * les projets pompage

Un projet comporte essentiellement :

* **Mémoire descriptif :**

Ce mémoire a pour objet la description de l’équipement électrique et de différentes règles à appliquer dans l'exécution du projet. On site :

* l’endroit du projet à électrifier. * la longueur de la ligne MT * le matériel à installer * le type du support. * la puissance souscrite du poste MT/BT. * **Extrait de la carte :** au 1/25.000 (rural), 1/5000 (urbain) * **Plan de situation :** 1/1000, 1/2000. * **Plan de piquetage :** Comprend les différents obstacles existants dans l’endroit du projet, ces obstacles doivent être prisent en compte lors de l’étude de projet : * Hauteur des supports * Flèche des conducteurs * les traversés + **Carnet de piquetage**: * les numéros des supports * la portée * la nature des conducteurs, des supports * les équipements. * **calcul justificatif des supports :** * la tension du câble * le type de support * la hauteur du support * l’armement du support * **Devis travaux :** Le projeteur établit et signe le devis travaux en inscrivant tous les articles à utiliser, le montant unitaire, la quantité, le montant total par article et le montant global du devis et ce conformément à la mercuriale des prix.

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La section cartographe

Elle est chargée de la mise à jour des réseaux BT et HTA. Ainsi, le cartographe est demandé d'apporter les changements sur les réseaux BT et HTA sur les cartes cartographiques.

Service travaux :

La mission du service travaux est d'assurer que les travaux faits par les entreprises sont bien conformes avec les études faites par le service étude. Pour ce la le contrôleur des travaux est appelé à :

* L’examen du dossier technique et prospection du terrain pour voir la faisabilité des travaux et estimer le délai de réalisation. * Elaboration du bon de commande. * Elaboration de l’ordre de service * Présenter les travaux à l’entreprise contrat- cadre. * établit les bons de sortie de matériel suivant le devis de travaux * Contrôle systématique du chantier par phase (fouille, tranchée, génie civil, levage, tirage, équipement de poste et branchement…) selon les exigences du guide technique de distribution. * Etablissement du décompte si le délai est dépasser * Constatation de la fin des travaux. * Confirmation de la fin des travaux. * Demande de la réception des ouvrages * Clôture du dossier après réception avec recollement. * Transmission du dossier au budget.

Service Conduite & Maintenance :

Un ouvrage ainsi mis sous tension est sous la responsabilité du service conduite et maintenance. De ce fait, ce service est appelé à assurer la continuité de la fourniture de l'énergie électrique et faire le nécessaire en cas de coupure.

Lors d’un défaut qui s’établit dans n’importe quel endroit, l’équipe de garde doit intervenir immédiatement afin d’isoler le risque de danger, et c’est à l’équipe dépannage de réparer le défaut.

Dans tous les districts sauf ceux de la région de Tunis et la région de Sfax où il existe une unité de maintenance, le service conduite et maintenance est responsable de la conduite et de la maintenance du réseau BT et HTA.

Service Contrôle et Mesure :

Dans un district, l’agent de laboratoire effectue des travaux au laboratoire et des travaux sur le réseau :

* Travaux au laboratoire : + Confection des tableaux BT + Vérification et entretien des appareils équipant les tableaux de comptages. + Dépouillement des diagrammes d’enregistrement (tension, courant, puissance) + Mise à jour des dossiers techniques des comptages moyenne et haute tension + Etalonnage des compteurs.\* * Travaux sur réseau : + Participation à la réception des ouvrages (mesure de la résistance des prises de terre, mesure d’isolement, vérification des comptages). + Contrôle et mesures des ouvrages en exploitation (charge, chute de tension, isolement résistance de terre...) + Relève des comptages des clients HTA et HTB + Contrôle, dépannage, et étalonnage des compteurs BT suite réclamation. + Recherche défaut de câble souterrain BT et HTA (Sauf pour les districts de la région de Tunis et Sfax, BT uniquement). + Mesure périodique des prises de terre des postes et des lignes électriques + Contrôle de la protection des transformateurs de puissance et des départs BT + Prélèvement et essai de la rigidité diélectrique d’huile transformateur. + Contrôle et entretien des batteries d’accumulateurs installées dans les postes HTA + Participation aux campagnes de plombages et aux campagnes anti-fraude.

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chapitre : district de Bizerte

Présentation générale

Le district de Bizerte est crée en 1962 et il est actuellement compose de 14 délégations et deux agences (Utique et Ras Jebel)

Evolution de la situation des réseaux de distribution moyenne et basse tension (Km)

| | | | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | | Moyenne tension (MT) | 824,318 | 840,232 | 848,485 | 860,160 | 872,768 | | Basse tension (BT) | 2150 ,208 | 2226,133 | 2262,001 | 2281 ,660 | 2318.094 |

Evolution de la puissance installée (KVA)

| | | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | | Année | STEG | Privée | Total | Taux d’évolution | | 2007 | 86 420 | 170 777 | 257 197 | - | | 2008 | 92 853 | 175 580 | 268 433 | 4% | | 2009 | 97 181 | 183 096 | 280 277 | 9% | | 2010 | 102 992 | 189 689 | 292 381 | 14% | | 2011 | 197 771 | 194 994 | 302 765 | 18% |

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Evolution de nombre des clients 2004-2011

| | | | | | | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | Année Type de tension | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | | BT | 85 296 | 92 566 | 96 126 | 97 547 | 102 521 | 105 838 | 113 914 | 113 914 | | MT | 430 | 458 | 458 | 461 | 475 | 487 | 504 | 504 | | HT | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | | TOTAL | 85 728 | 93 026 | 96 586 | 98 010 | 102 998 | 106 327 | 114 420 | 114 420 |

Les graphiques montrent que le nombre de client augmente durant 7 ans (2004-2011) de 30 %

Evolution des Ventes 2004-2011(GWh)

| | | | | | | | | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | Prév. 2012 | Prév. 2013 | | BT | 140 ,3 | 169,3 | 156,7 | 161,5 | 168,5 | 176,5 | 178,3 | 191,6 | 185 | 205 | | MT | 143,4 | 155,4 | 165,7 | 171,3 | 174,3 | 170 | 182 | 198,2 | 195 | 215 | | HT | 102,4 | 97,3 | 123,7 | 127,6 | 130,1 | 125,5 | 129,2 | 111,4 | 148 | 120 | | TOTAL | 386,1 | 422 | 446,1 | 460,4 | 472,9 | 472 | 489,5 | 501,2 | 528 | 540 |

Ressources humaines au niveau du district Bizerte :

Evolution de l’effectif 2004-2011

| | | | | | | | | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | Année | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | | CADRE | 22 | 21 | 20 | 19 | 15 | 16 | 16 | 20 | | MAITRISE | 96 | 91 | 89 | 89 | 93 | 97 | 95 | 97 | | EXECUTION | 45 | 43 | 41 | 42 | 41 | 40 | 38 | 46 | | TOTAL | 163 | 155 | 150 | 150 | 149 | 153 | 149 | 163 |

Chapitre : réseau de distribution

Structure générale d’un réseau électrique :

Un réseau électrique est un ensemble d’infrastructures notamment les lignes, les câbles, les transformateurs et les appareils de contrôle et de protection permettant d'acheminer l'énergie électrique des centres de production vers les consommateurs d’électricité.


1kV-50V

Figure : schéma synoptique d’un réseau électrique.

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Classification des tensions :

La norme française **UTE C 18-510** définit les niveaux de tension comme suit :

| | | | | | --- | --- | --- | --- | | Domaines de tension | | Valeur de la tension nominale (v) | | | **En courant alternatif** | **En courant continu lisse** | | Très basse tension (Domaine TBT) | | Un < 50 | Un < 120 | | | Basse tension (Domaine BT) | Domaine BTA | 50<Un < 500 | 120<Un < 750 | | Domaine BTB | 500<Un < 1000 | 750<Un < 1500 | | Haute tension (Domaine HT) | Domaine HTA | 1000<Un < 50 000 | 1550<Un < 75 000 | | Domaine HTB | 50 000<Un | 75 000<Un |

La norme **CEI 38** définit les niveaux de tension comme suit

- HT : pour une tension composée comprise entre 35 kV et 300kV

- MT : pour une tension composée comprise entre 1000 V et 35 kV

- BT : pour une tension composée comprise entre 100 V et 1000 V

Production

La STEG dispose d’un parc de production diversifié réparti en une vingtaine de centrales et composé de turbines à gaz, turbines à vapeur, cycles combinés, turbines hydrauliques et éoliennes. Les choix technologiques sont basés sur la recherche du meilleur compromis entre les exigences de fiabilité, de disponibilité, de moindre coût et de respect de l’environnement

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Répartition de la production national par type d’équipement

Figure :répartition de la production nationale par type d’équipement

L’Energie Eolienne

En Tunisie, la première centrale éolienne fut construite en 2000 à Sidi Daoud et elle a subi deux extensions. Sa capacité actuelle est de 54MW.

La centrale de Bizerte est supposée être opérationnelle à pleine charge fin 2013 avec une capacité totale de 190MW.

Le potentiel exploitable de l’énergie éolienne en Tunisie est d’environ 2000 MW.

Le Photovoltaïque

C’est la conversion directe du rayonnement solaire en énergie électrique grâce à l’effet photoélectrique.

En Tunisie, il n’existe pas jusqu’à présent de centrales PV à grande échelle et connectées au réseau.

La STEG va bientôt lancer un appel d’offre pour la construction d’une centrale PV de 10MW.

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Réseaux de transport

Le rôle de réseau de transport est d’acheminer l’énergie électrique de centres de production vers les stations régionaux de transformation HT/MT à des niveaux de tension élevé (90 150 225 400KV)

La STEG exploite actuellement un réseau de transport qui comporte :

* 73 postes HT * 5593 Km lignes HT * 5 lignes d’interconnexion * 2 lignes d’interconnexions 400kv

Réseau de distribution HTA

La structure de réseau HTA joue un rôle très important pour la disponibilité de l'énergie. Si pourquoi la STEG à adopte des différentes structures afin d’atteindre les exigences de continuité de service, la limitation des perturbations (creux de tension, déséquilibres, harmoniques, flicker) et les contraintes d'exploitation et de maintenance du réseau

Les principales normes HTA

* Les installations de distribution publique H.T.A et B.T entrent dans le domaine d’application de la norme **NF C 11-201**et la norme **NT 88.99** qui en définit les règles de construction. * Les installations privées du domaine H.T.A. entrent dans le domaine d'application : * De la norme tunisienne **NT 88.90** (**1988)** (NF **C 13-100)** ou relative aux postes de livraison privés HTA/BT établis à l'intérieur d'un bâtiment et alimentés par un réseau de distribution publique à haute tension. * De la norme **NF C 13-200** relative aux installations de tension supérieure à 1KV (hors poste de livraison).

Les postes de livraison préfabriqués sous enveloppe, semi enterrés ou simplifiés, et les postes sur poteaux font l’objet de normes particulières **(NF C 13-101 à 103).**

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Les différents configuration de réseau HTA

La STEG dispose de configuration réseau suivant :

* **Le réseau radial ou en antenne :** chaque départ HTA, généralement aérien, alimente un certain nombre de postes HTA/BT. C’est un système simple et économique. Ce schéma est utilisé pour la distribution en milieu rural. * **Réseau bouclé ou en coupure d’artère :** Il existe deux voies d’alimentation. Ceci signifie que tout point de consommation sur cette structure peut être alimenté par deux chemins électriques possibles, et en marche normale seul un de ces deux chemins est effectif, le secours étant réalisé par cette possibilité de bouclage. Il y a toujours un point d’ouverture dans la boucle Chaque point est raccordé sur la boucle par deux interrupteurs HTA. Tous ces interrupteurs sont fermés, excepté l’un d’eux qui constitue le point d’ouverture de la boucle et définit le chemin d’alimentation pour chaque point de consommation. Ce point d'ouverture peut être déplacé dans la boucle, en particulier lors des manœuvres de reconfiguration de réseau faisant suite à un défaut. Il est typiquement utilisé en milieu urbain à forte densité.



Figure : Réseau bouclé ou en coupure d’artère Figure : réseau radial ou en antenne

| | | --- | | * Tableau de comparaison des deux configurations |

| | | | | --- | --- | --- | | Configuration | **Point forts** | **Point faibles** | | Réseau radial ou en antenne | * + système simple + économique | * + Qualité de service | | Réseau bouclé ou en coupure d’artère | * + Qualité de service | * + exploitation avec les manœuvres plus nombreuses + coûts d'installation élevée |

Les postes de livraison HTA

Ils concernent généralement les puissances comprises entre 250 kVA et 10 MVA.

Un poste HTA/BT comporte essentiellement:

* Une ou deux cellules d'arrivée selon le type d'alimentation * Une ou plusieurs cellules de protection * Une cellule de comptage selon le type de comptage (HT ou BT) un ou plusieurs transformateurs

Les types de comptage en HTA

Il existe deux types de comptage soit comptage HT soit comptage BT :

* **Comptage BT**: Un poste à comptage BT est une installation électrique raccordée à un réseau de distribution publique sous une tension nominale de 1 à 30 KV comprenant un seul transformateur HTA/BTA dont le courant secondaire assigné est inférieur ou égal à 2000 A soit une puissance maximum de 1250KVA**.** * **Comptage HT**: Un poste à comptage HT est une installation électrique raccordée à un réseau de distribution publique sous une tension nominale de 1 à 30 KV comprenant un seul transformateur HTA/BTA de puissance supérieure à 1250 KVA ou plusieurs transformateurs.

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Protection de poste HTA/BTA

La protection de transformateur est assurée généralement par un sectionneur fusible mais lorsque le courant primaire de transformateur **Ib>45A** ou que le poste comporte plusieurs transformateurs, la protection des départs doit être réalisée par un disjoncteur.

Système de distribution :

Il existe deux systèmes de distribution utilisés par la STEG à savoir le système 4 fils et le système 3 fils.

Présentation du système MALT (4 fils) :

Dans le but de faire augmenter le taux d’électrification en Tunisie et avoir une meilleure qualité de service, la STEG a décidé au milieu des années 70 d’adopter un système de distribution HTA triphasé à quatre fils avec des protections à temps inverse. Ce système est nommé Système MALT (Mise A La Terre). Le réseau actuel est donc à 4 fils : trois phases + le neutre. Ce dernier est distribué tout au long du réseau et il est régulièrement mis à la terre (chaque 200 m).

Points Forts et points faibles du système MALT

Le neutre est mis à la terre à l’aide d’une bobine, appelé souvent bobine de point neutre (BPN). C’est une réactance triphasée constituée par des enroulements couplés en ZigZag afin de :

* + créer un neutre artificiel mis à la terre. + Détecter le courant de court circuit phase terre. + Limité le courant de court circuit phase terre.

On trouve la BPN aux postes sources et aux sous stations où chaque transformateur est accompagné par sa propre BPN branché comme suit :

| | | | --- | --- | | ** |  | | Fig : branchement d’une BPN | fig. : mise à la terre du neutre d'un réseau avec une bobine zigzag. |

Présentation de système 3 fils

Dans ces systèmes, **le neutre n’est pas distribué** et donc indisponible pour les utilisateurs. Les charges, même monophasées, ne peuvent être raccordées qu’aux phases du réseau. Elles ne génèrent donc aucun courant de neutre dans le système de distribution et, hormis d'éventuels déséquilibres capacitifs entre les conducteurs de phases, **le courant résiduel d'un tel système est nul.** Le point neutre du réseau, restant à la disposition exclusive du distributeur, peut être mis à la terre au travers d'une impédance de valeur et de nature quelconque. En pratique, quatre régimes de neutre sont principalement mis en œuvre : isolé, accordé, impédant ou direct à la terre. Si la valeur de l'impédance de mise à la terre du neutre est significative comparée aux impédances de réseau, l'impédance homopolaire résultante fixe, de fait, la valeur maximale du courant de défaut à la terre. Dans cette impédance homopolaire, il faut considérer que l'impédance de neutre est en parallèle avec l'ensemble des capacités phase-terre du réseau. Ces capacités peuvent atteindre des valeurs importantes et contribuer de manière significative au courant de défaut à la terre. Dans tous les cas, du fait de l'absence de courant résiduel en exploitation, **tous les défauts à la terre peuvent être détectés à la sous-station.** Selon l'impédance de neutre, le mode de protection adopté peut être différent, mais il n'y a pas d'obligation technique à utiliser des protections décentralisées. **Le plan de protection peut donc rester assez simple** avec l'avantage de supporter sans modification des changements de configuration du réseau.

Protection du réseau

Origine des défauts :

* ***Défauts d’origine externe:*** les causes naturelles ou accidentelles indépendantes du réseau : * Des perturbations météorologiques (orage, brouillard, givre, vent, …), qui sont la principale cause de défaut sur les lignes aériennes. * Des causes diverses et accidentelles : amorçages avec des corps étrangers (branches, oiseaux…), amorçages avec divers engins (grues, engins de terrassement, …), pollution. * ***Défauts d’origine interne:*** Les avaries de matériels (lignes, câbles, transformateurs, réducteurs de mesures, disjoncteurs, ...) engendrées par: * Des ruptures mécaniques et vieillissement des isolants. * Les manœuvres inopportunes qui peuvent être liées à une défaillance humaine ou matérielle.

Type des défauts :

Quelle qu’en soit la cause, un défaut peut être de deux natures différentes:

* **Les défauts Auto extincteurs :** Ces défauts s’éteignent d’eux même et cela avant que les protections n’aient eu le temps de fonctionner. * **Les défauts fugitifs :** La cause de ces défauts fugitifs disparaît immédiatement dès la mise hors tension du réseau. Les défauts fugitifs nécessitent pour disparaître une coupure très brève du réseau (de quelques dixième de seconde à quelques secondes). * **Les défauts semi-permanents :** Ce sont ceux qui exigent pour disparaître une ou plusieurs coupures relativement longues du réseau d’alimentation (plusieurs secondes). * **Les défauts permanents :** Ce sont ceux dont la cause ne disparaît pas d’elle-même, ils nécessitent l’intervention des agents de l’exploitation pour remettre en état la portion de réseau avarié.

Élimination des défauts :

Lorsqu'un défaut apparaît sur un ouvrage du réseau, Il faut mettre l'ouvrage concerné hors tension en ouvrant le (ou les) disjoncteur(s) qui le relie(nt) au reste du réseau.

Les fonctions de détection du défaut et de commande de déclenchement des appareils HTA concernés sont assurées par des relais de protection.

| | | --- | |  | | Chaine de protection HTA |

**Les protections installées sur le réseau doivent être :**

**Sûr:** pas de défaillance ni d’intempestif

**Sélectif:** déclenchement des seuls disjoncteurs nécessaires à l'élimination du défaut.

**Rapide:** pour minimiser les contraintes sur le matériel et préserver la stabilité des groupes de production.

| | | --- | | Lorsqu’un court-circuit apparaît sur un ouvrage, les protections provoquent le déclenchement des disjoncteurs encadrant cet ouvrage. Si cette fonction est correctement exécutée, les disjoncteurs des autres ouvrages ne doivent pas être déclenchés. Dans le cas contraire, les disjoncteurs d'autres ouvrages doivent être déclenchés, pour assurer l'élimination du défaut, mais en nombre aussi réduit que possible. TC TC TC P1 P2 S1 S2 Φ C Φ A NR NL JDB HTA JDB : jeu de barre ; TC : transformateur de courant ; Φ A\ C : relais de la phase A\C ; NR : relais neutre rapide ; NL : relais neutre long ; | | Protection à temps inverse d’un départ HTA |

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Protection du système 3 fils (protection à temps constant) :

Dans les réseaux à neutre non distribué, les charges sont nécessairement connectées entre phases et lorsque la connexion de mise à la terre du neutre existe, aucun courant permanent ne la parcourt. D’autre part, la valeur de l'impédance de la BPN est toujours importante comparée aux impédances de ligne et, de ce fait, le courant d’un défaut direct à la terre varie peu en fonction du lieu du défaut, ce qui rend la détection des défauts à la terre facile par l’utilisation d’une protection de type « à maximum de courant résiduel », avec des valeurs de seuil suffisamment hautes pour ignorer les phénomènes capacitifs ou transitoires.

Dans ces conditions, la sélectivité entre départs est aisée grâce à la valeur significative du courant de défaut, et la sélectivité entre dispositifs de protection disposés en cascade est obtenue par un fonctionnement chronométrique (protections à temps défini ou à temps dépendant).

Cependant pour des défauts très impédants, les dispositifs de protection par courant résiduel ne peuvent plus être sélectifs, et des dispositifs complémentaires, tels que une protection de terre résistante s’impose.

Protection du système MALT (4 fils) :

Du fait de la mise effective à la terre le courant d'un défaut direct à la terre est variable selon l’emplacement du défaut. Il faut donc utiliser des protections « décentralisées » comme les Reclosers, avec des seuils de plus en plus bas au fur et à mesure de l'éloignement.

Le plan de protection qui en résulte est complexe et se prête mal aux reconfigurations de réseau. Ce plan doit également être adapté à chaque modification significative d'un départ, en impédance ou en topologie, ce qui constitue une contrainte forte vis-à-vis de l'évolutivité. D’autre part, le courant de déséquilibre dû aux charges monophasées peut « masquer » un courant de défaut à la terre, si leurs valeurs sont comparables.

Donc, pour avoir une bonne détection des défauts sur ce type de réseaux, dont les courants de charge normale diminuent avec l’éloignement du poste, plusieurs dispositifs de protection doivent être placés en cascade.

Un Feeder principal 30 kV est protégé par un ensemble de fonctions de protections à maximum de courant entre phases et entre phases et la terre.etLes dérivations triphasées et monophasées sont protégées par des Fusibles de Type T.

* **Protection d’une dérivation :**

Etant donné le grand nombre des dérivations triphasées et monophasées issues d’un feeder, il a fallu trouver un moyen simple et peu onéreux à utiliser sur chaque tête de dérivation. A cet effet, l’appareil le plus adéquat qui a été choisi c’est le fusible type T à expulsion.

Une dérivation triphasée est protégée par trois fusibles (un fusible sur chaque phase) installées en tête de dérivation. De cette dérivation peut s’écouler plusieurs autres dérivations monophasées ou triphasées qui sont protégés par des fusibles de calibre différents.

En cas de défaut, la coordination entre fusible assure l’élimination de la partie en défaut protégeant ainsi tout le réseau en amont.

La figure suivante représente un modèle d’utilisation des fusibles sur les différents types de dérivations aériennes.

| | | --- | |  | | Protection des dérivations |

* **Protection d’un Feeder :**

Dans un relais d’un départ 30kV, on distingue les fonctions suivantes :

* Une fonction maximum de courantes phases 51 et 50. * Une fonction maximum de courant phases-terre 51N et 50N, appelée à la STEG Neutre Lent (NL), son rôle est la protection contre les défauts affectant l’artère principale. * Une fonction maximum de courant phases-terre 51N et 50N, appelée à la STEG Neutre Rapide (NR), son rôle est la protection des fusibles contre les défauts fugitifs. Un défaut fugitif ne doit pas être soldé par la fusion d’un Fusible. Cette fonction n’est active que lorsque le réenclencheur est prêt et le compteur des cycles est à zéro. En d’autres termes elle agit une seule fois et se bloque durant tout le reste des cycles de réenclenchement**.** * Les caractéristiques temps-courant des fonctions 51 et 51N doivent inclure au moins les courbes CEI extrêmement inverses (EI) et très inverses (VI) et ce pour assurer la sélectivité avec les Fusibles de type T. * Anti-pompage (AP): elle assure la protection contre les défauts résistants à la terre. plus précisément les défauts dont la valeur du courant de court-circuit se situe entre le seuil du Neutre Rapide et le seuil du Neutre Lent. * Unité de coordination  (UC): elle assure la détection d’une manœuvre réalisé par un relais Neutre Rapide d’un poste secondaire en cascade. Son action est le blocage de la fonction Neutre Rapide, de son propre relais, durant un temps égal au temps de blocage du réenclencheur. * Réenclenchement automatique : cette fonction assure au moins 4 cycles de réenclenchements. L’initialisation d’un cycle de réenclenhement se fait par le déclenchement des fonctions de protections : maximum de courant t phases, NL et NR.

conclusion

La politique de la STEG non seulement la garantie de la continuité de fourniture de l’électricité mais aussi de satisfaire aux exigences des clients en terme de :

* L’optimisation de délais de réponse * L’amélioration de la qualité des services fournis * La conformité du produit par rapport à la réglementation en vigueur