1

1. Introduction sur la structure d’un réseau électrique....................... 4 1.1 Généralités..................................................................................................................... 4 1.2 Nécessité de transporter l’électricité en une tension élevée .......................... 4 1.3 Structure d’un réseau................................................................................................. 5 1.4 Exemple de schéma simple d’un poste MT/BT classique .................................... 6 1.5 Réseau de distribution .............................................................................................. 7

1.5.1 Réseaux de distribution MT ............................................................................... 7 1.5.2 Réseaux de distribution BT ............................................................................... 7

1.6 Structure des réseaux en électrification rurale ................................................. 7 1.6.1 Les réseaux de distribution monophasés avec retour par la terre........... 7 1.6.2 Réseaux triphasés BT.......................................................................................... 8

1.7 Les principes de la distribution ................................................................................ 8 1.7.1 Poste public et poste privé ................................................................................. 8 1.7.2 Craindre les chutes de tension ......................................................................... 9

1.8 Calcul de la section des conducteurs .................................................................... 10 2. Caractérisation et dimensionnement technique des équipements d’un réseau électrique................................................................ 12

2.1 Choix de la tension d'alimentation ....................................................................... 12 2.2 Le dimensionnement d’un poste.............................................................................. 12 2.3 Différents équipements des postes ..................................................................... 13

2.3.1 Les transformateurs de puissance ................................................................. 13 2.3.1.1 Dimensionnement d’un transformateur .................................................. 13 2.3.1.2 Pertes dans le transformateur ................................................................ 14 2.3.1.3 Quelques détails sur les postes MT/BT ................................................ 16

a. La protection du transformateur............................................................................. 16 b. Les cellules MT............................................................................................................. 16 c. Tableau TUR (tableau urbain réduit) ...................................................................... 16 d. Les câbles MT............................................................................................................... 17

2.3.2 Les sectionneurs ................................................................................................ 17 2.3.3 Les disjoncteurs................................................................................................. 18

2.3.3.1 Calcul des courants nominaux................................................................... 18 2.3.3.1 Calcul des courants de court-circuit ...................................................... 18

2.3.4 Les transformateurs d’intensité (TI) et de tension (TT),....................... 19 2.3.4 Les jeux de barres ............................................................................................ 19 2.3.5 Eclateurs.............................................................................................................. 20 2.3.6 Les parafoudres ................................................................................................. 22 2.3.7 Les réactances ................................................................................................... 23

2.3.7.1 Cas du relèvement du facteur de puissance dans un réseau MT ..... 23 2.3.7.2 Conséquences d’un mauvais cosφ ............................................................. 24 2.3.7.3 Amélioration du cosφ ................................................................................. 24 a. Compensation fixe................................................................................................ 25

2

b. Compensation automatique ................................................................................ 25 C. Emplacement des condensateurs ..................................................................... 25 d. Puissance de la batterie des condensateurs :............................................... 26

2.4 Dimensionnement des branchements BT ............................................................. 27 2.4.1 Conformité des installations BT de branchement ...................................... 28

2.5 Protection des réseaux............................................................................................ 29 2.5.1 La protection de distance ................................................................................ 30 2.5.2 Exemples d’autres protections utilisées sur les réseaux à HT ............. 30

2.6 Compensation et stabilisation ................................................................................ 31 2.7 Compatibilité électromagnétique........................................................................... 31

3. Analyse de la demande dans une localité .................................. 33 3.1 Approche méthodologique........................................................................................ 33 3.2 Hypothèses d’évolution de la demande ................................................................ 34

4. Exemples d’indications sur les coûts........................................ 34 5. Quelques abaques ............................................................ 35 Annexes.......................................................................... 38 I. Méthodologie de conception d'un réseau électrique ....................... 38

Etape 1 : Recueil des données ....................................................................................... 38 Etape 2 : Elaboration du schéma unifilaire ................................................................ 38 Etape 3 : Etudes techniques et validation du schéma unifilaire ........................... 38 Etape 4 : Choix des équipements.................................................................................. 39 Etape 5 : Choix des dispositifs de protection et de leur réglage ........................ 39 Etape 6 : choix et mise en place d'un système de contrôle commande .............. 39 Etape 7 : Tenir compte ................................................................................................... 39

7.1. Des conditions d'environnement ...................................................................... 39 7.2. Le classement des récepteurs .......................................................................... 39 7.3. Perturbations générées et tolérées par les récepteurs............................. 40 7.4. Extensions futures .............................................................................................. 40 7.5. Classement des récepteurs par importance .................................................. 40 7.6. Contraintes du réseau public ............................................................................. 40 7.7. Bilan des puissances............................................................................................. 41 7.8. Choix de la tension d'alimentation ................................................................... 41 7.9. Choix des régimes de neutre des réseaux MT.............................................. 41 7.10. Compensation de l'énergie réactive ............................................................... 41 7.11. Calcul des courants nominaux........................................................................... 41 7.12. Choix des transformateurs.............................................................................. 41 7.13. Détermination des sections des conducteurs.............................................. 42 7.14. Etude des circuits de terre et des prises de terre .................................. 42 7.15. Calcul des courants de court-circuit ............................................................. 42 7.16. Démarrage des moteurs ................................................................................... 42 7.17. Etude des harmoniques ..................................................................................... 42

3

7.18. Etude de la stabilité dynamique du réseau................................................... 43 7.17. Simulation numérique des réseaux d’énergie............................................... 44

II. Réalisation d’une ligne ...................................................... 44 2.1 Tracé d’une ligne ........................................................................................................ 44

2.1.1. Reconnaissance du terrain ............................................................................... 44 2.1.2 Ordre des travaux ............................................................................................. 45 2.1.3 Avant projet ........................................................................................................ 45 2.1.4 Etude définitive.................................................................................................. 45 2.1.5 Dossier d’exécution............................................................................................ 46

III. Une base de données...................................................... 46 IV. Etude de cas : électrification de Mbinda et Mayoko .................... 47

4

1. Introduction sur la structure d’un réseau électrique

1.1 Généralités Le but premier d’un réseau d’énergie électrique, est de pouvoir alimenter la demande des consommateurs. L’énergie électrique est produite dans les centrales électriques (parfois très éloignées) et doit être transmise aux usagers par les lignes. L’ensemble des lignes et câbles reliés entre eux par l’intermédiaire des postes (ou sous stations) constitue un réseau. Deux réseaux de tension différente peuvent être connectés entre eux au moyen des transformateurs. Certains auteurs parlent distinctement de systèmes et de réseaux ; les réseaux engloberaient l’ensemble des lignes et câbles, tandis que les systèmes électriques pouvant être :

- les centrales électriques, - les postes de transformation, - les centres de dispatchning , - Les usines consommatrices d’énergie électrique, etc.

Il convient de généraliser, pour dire que le réseau d’énergie électrique est constitué par l’ensemble des équipements destinés à la production, au transport, à la distribution et à l’utilisation de l’énergie électrique depuis la centrale jusqu’aux maisons de campagne les plus éloignées. Dans beaucoup de pays, on rencontre encore une grande variété de tensions ; on trouve ce pendant trois types de réseaux :

- réseau de transport (110, 225, 400 kV et plus) - réseau de répartition (45, 63, 90 kV) - réseau de distribution (30 kV, 20 kV et moins)

L’organisation est hiérarchisée et structurée de la manière suivante : THT: U ≥ 110 kV ) HT: 36 kV < U < 110 kV MT: 1kV < U ≤ 36 kV BT: U ≤1000 V

1.2 Nécessité de transporter l’électricité en une tension élevée

La relation I= US3 montre que l’intensité du courant est inversement

proportionnelle à la tension de la ligne, alors pour une même puissance électrique S à transporter, les pertes sont plus faibles avec des tensions plus élevées. Ces pertes étant égales à ∆P = 3RI2 pour la puissance active (effet Joule) et

5

∆Q=3 XI2 pour la puissance réactive. R et X étant la résistance et la réactance d’un conducteur de phase de la ligne.

D’autre part, la relation de la section du conducteur jIs = (avec j la densité de

courant admissible dans le matériau conducteur en A/mm2) explique que la section est proportionnelle à l’intensité du courant. Il est aisé de comprendre que plus la tension du réseau est élevée et davantage on a de faibles intensités de courant à transporter et par conséquent, des sections des conducteurs économiquement acceptables. ( un courant trop élevé exigerait de grosses sections de conducteur pesant, ce qui exigerait des pylônes de très grande gabarit, le coût des lignes serait exorbitant et donc financièrement inacceptables ! ).

1.3 Structure d’un réseau De manière classique, l’ossature d’un réseau électrique se présente comme suit :

Fig.1 : configuration d’un réseau Les contraintes du transport, de la répartition et de la distribution de l’énergie obligent la conception, la construction et l’exploitation d’une diversité de réseaux électriques selon les objectifs à atteindre. On distingue :

- le réseau radial : il assure simplement le transport ou la distribution de l’énergie ( souvent en électrification rurale)

- le réseau à dérivation : il peut assurer le transport, la répartition et ou la distribution,

- le réseau bouclé : c’est un réseau dont les charges peuvent être alimentées distinctivement par deux sources, c'est-à-dire qu’il existe la possibilité de deux arrivées A et B pour l’alimentation de la charge. On parle alors de poste en boucle ou en coupure d’artère.

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1.4 Exemple de schéma simple d’un poste MT/BT classique

(1) : sectionneur dans le cas d’un poste public (1) : ou disjoncteur dans le cas d’un poste privé.

MT/BT

(2) (1)

Fig. 2. Exemple de schéma d’un poste MT/BT sur un réseau bouclé

YΔ

Arrivée MT Départs BT

T.U.R

(1)

QM IM IM

20 kV

400 V

Dyn11

Départ MT

Fig. 3. Schéma classique d’un poste MT /BT simple

7

1.5 Réseau de distribution En dessous de 63 kV, on rentre dans le domaine de la distribution. Selon les puissances absorbées par les clients, on trouve deux types de réseau de distribution :

- réseau de distribution moyenne tension (MT) - réseau de distribution basse tension (BT)

1.5.1 Réseaux de distribution MT (1kV < U < 36 kV) Les réseaux de distribution MT alimentent les différents postes de transformation MT/BT des villes. Le rôle d’un réseau MT dans une ville est d’assurer la mise à disposition de l’énergie aux différents postes MT/BT publics et privés de la localité. En pleine ville, le réseau MT est généralement en souterrain mais en campagne et dans les banlieues, il peut être en aérien.

1.5.2 Réseaux de distribution BT ( 400/230 volts ) Le réseau de distribution BT est le réseau final qui fournit à travers les 4 fils ( 3 phases + le neutre) , l’énergie électrique aux ménages ou aux PME. C’est le niveau de tension directement utile pour les équipements domestiques (lampes, les postes TV, les congélateurs etc.). La tension entre une phase et le neutre est de 220 volts tandis que la tension entre deux phases quelconques de 380 volts à la sortie du poste. Un arrêté publié le 25 juin 1986 en France, suite à des accords internationaux a modifié la tension nominale des réseaux de distribution BT de 380V à 400V.

1.6 Structure des réseaux en électrification rurale L’électrification rurale vise l’alimentation des charges moyennes se trouvant non loin du réseau électrique. Cette électrification est généralement basée sur le réseau moyenne tension qu’il faut promener jusqu’à destination ou à proximité de la charge. L’électrification rurale est réalisée avec des postes MT/BT classiques et parfois sur poteau. Il va falloir promouvoir :

- l’implantation des nouvelles lignes MT en direction des zones à desservir, - des nouveaux postes de transformation MT/BT, - envisager des transformateurs sur poteaux pour des consommateurs

isolés.

1.6.1 Les réseaux de distribution monophasés avec retour par la terre

8

Ce type de réseau existe au Cameroun. Il est économique mais exige de bonnes mises à la terre. Il va falloir veiller à l’équilibre des phases du dernier poste triphasé, au risque de créer un déséquilibre dans le réseau HT amont. Il serait souhaitable pour cela, de réaliser trois réseaux monophasés équilibrés, chacun à partir d’une phase du dernier transformateur triphasé, source des départs monophasées.

1.6.2 Réseaux triphasés BT C’est le réseau connu, il donne la possibilité de réaliser l’équilibre des phases c'est-à-dire la répartition de la charge sur les 3 enroulements du transformateur MT/BT source d’énergie. Chaque départ est généralement réalisé en conducteurs 4 fils qui partent du tableau BT du poste pour alimenter les consommateurs qui peuvent être les ménages, les commerces ou les administrations à puissance modeste. Ce réseau permet d’alimenter les équipements monophasés et triphasés se trouvant dans les installations connectées.

1.7 Les principes de la distribution

1.7.1 Poste public et poste privé L’objectif du réseau public, est de fournir l’énergie électrique au plus grand nombre d’abonnés, à travers les transformateurs installés dans les différents postes. Il serait cependant regrettable qu’un abonné d’un poste public puisse s’accaparer à lui seul d’une portion trop importante de la puissance du transformateur prévu au préalable pour l’alimentation de plusieurs consommateurs. Un tel abonné mérite un poste de transformation privé, pour satisfaire sa charge jugée relativement trop importante par rapport à la puissance du transformateur public prévu pour plusieurs abonnés. Principe : selon la valeur de la puissance sollicitée par le client, le distributeur de l’énergie va devoir le classer client HT, MT ou BT. Au-delà d’une certaine puissance, ce client doit disposer d’un poste privé MT ou HT selon les cas. En effet, le client de puissance exigée S va devoir solliciter au réseau, une

intensité I telle que I= US3 , les intensités admissibles des câbles vont nous

amener à cibler le niveau de tension du réseau à choisir pour l’alimentation de cet abonné. Exemple : Une installation industrielle d’une puissance de 30 MVA, alimentée par

une ligne MT 20 kV exige une intensité énorme de I= US3 = 866A.

9

Alimentée en HT 90 kV, on aurait une situation meilleure avec une intensité au rabais de I= 288 A Le choix de la tension BT, MT ou HT dépend donc de l’importance de la puissance à desservir. Le client (personne morale ou physique) sera alimenté par le réseau BT, MT ou HT selon les cas. Lorsque les solutions MT ou HT sont choisies, le client doit donc disposer d’un poste de transformation dit’’ poste privé ‘’. Le tableau statistique ci-dessous retrace la situation dans la plupart des cas : Puissance client (S) Réseau souhaitable

de raccordement Type de client pour le distributeur

Observations

S < 160 kVA Réseau BT public Client BT Pas de poste privé 160 < S ≤ 10MVA Réseau MT Client MT Présence d’un poste

privé MT/BT S > 10 MVA Réseau HT Client HT Présence d’un poste

privé HT

1.7.2 Craindre les chutes de tension Expressions des chutes de tension : ∆U = 2.ZLI en monophasé ∆U = 3 LZI en triphasé avec Z,= XR 22 + (X, R, Z : réactance, résistance, impédance de la ligne en Ω/km et L en km ). X et R sont les caractéristiques du câble données par le fabriquant.

Au sujet du transport de la puissance S, la relation I= US3 montre que

lorsque la tension U diminue, il s’en suit une élévation de l’intensité du courant I et donc des chutes de tension plus importantes. Dans le souci de minimiser les chutes de tension et les pertes en ligne, le tableau ci–après donne des indications au sujet des longueurs des réseaux.:

réseau Longueur maxi souhaitée BT 1 km MT 50 km HT 140 km

THT ∞ La chute de tension maximale tolérée en MT et HT est de 10%.

10

En BT, cette tolérance est de 6% si on est connecté directement au poste MT/BT et de 3% ailleurs.

1.8 Calcul de la section des conducteurs La méthode consiste à : - calculer le courant maximal d'emploi, - déterminer le facteur de correction global relatif au mode de pose et aux conditions d'installation, - déterminer la section nécessaire à l'échauffement en régime normal - vérifier la contrainte thermique en cas de court-circuit en fonction du dispositif de protection, - vérifier les chutes de tension en régime normal et pendant le démarrage de gros moteurs, - vérifier, les longueurs maximales des canalisations en rapport avec les chutes de tension admises, La section à retenir est la section minimale vérifiant toutes ces conditions. Il peut être utile de déterminer la section économique sur la base d'un bilan économique. NB : On peut se servir des densités de courant pour un calcul rapide : Les densités de courant admissibles en régime nominal pour le cuivre et l’aluminium sont respectivement JCU = 5A/mm2 et JAL = 3A/mm2 ( JAlmelec = 2,28 A/mm2 pour l’almelec-acier des lignes aériennes HT). Connaissant l’intensité du courant devant traverser le conducteur, on déduit aisément sa section : S= I/J Matériau Densité du courant

admissible Résistivité à 0°C Résistivité à 20°C

Cuivre 5A/mm2 15,88. 10 -9 Ωm 17,241. 10 -9 Ωm Aluminium 3A/mm2 26,0. 10 -9 Ωm 28,264. 10 -9 Ωm Almélec 2,28 A/mm2 Sections des conducteurs – méthode de calcul se basant sur la chute de tension Considérons le cas du triphasé où ∆U = 3 LZI avec Z l’impédance linéique d’un fil conducteur de la ligne. (Z, X, R, en Ω/km et L en km). Pour une liaison symétrique BT , le coefficient de self-induction est sensiblement le même pour tous les conducteurs et est donné par la relation :

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L0 ⋅⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ ⋅⋅+= )

2(2,005,0

dLn am 10-3 H/km, il en ressort que L0 est très faible.

avec (am ): moyenne géométrique des distances entre les axes de conducteurs du câble et (d ) le diamètre de l’âme du conducteur. Il apparaît que pour les câbles BT, les réactances sont faibles devant les

résistances.L’expression xrLZ 221

+= se simplifie et donne

SLL

LrZ

⋅⋅=≈ ρ = S

ρ

ρ : désigne la résistivité du conducteur et S sa section.

La chute de tension s’écrit alors ∆U=S

LI ⋅⋅⋅ρ3

Alors connaissant la section, on peut déterminer la longueur maximale du conducteur et vice versa. Exercice d’application : Quelle est la section du câble en cuivre qui convient, pour alimenter une machine triphasée de 10 kW placée à une distance de 30m du tableau général BT. Résolution : La résistivité du cuivre est connue ρ=17,241. 10 -9 Ωm et l’intensité du courant

qui traverse le conducteur ϕcos3U

PI = et U

LIsΔ

⋅⋅⋅=

ρ3

Travaillons pour chute de tension à ne pas dépasser de 6% = 400100

6⋅ = 24 Volts,

la tension minimale de fonctionnement de la machine est U=400-24 = 376 volts En prenant pour intensité au démarrage, Id = 4 In

La section est 248,0376

3017,241000104

cos10-9

⋅⋅⋅⋅⋅

=Δ⋅⋅

⋅⋅= x

UULPs

ϕρ = 2,84.10-6 m2

Soit section minimale : 2,84 mm2 , on prend la section normalisée immédiatement supérieure, on choisit le câble 4mm2 .

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Sections des conducteurs utilisées en BT ( par phase pour conducteurs en cuivre ) :

Intensité du courant en A

Section du conducteur en mm2

0 à 5A 1,5 mm2 5 à 10A 2,5 mm2 10 à 20 A 4 mm2 20 à 25 A 6 mm2 25 à 32 A 10 mm2 32 à 40 A 16 mm2 40 à 70 A 25 mm2 70 à 100 A 35 mm2 100 à 125A 50 mm2 125 à 160 A 70 mm2 180 à 200 A 95 mm2 200 à 250 A 120 mm2 250 à 320 A 185 mm2 320 à 400A 300 mm2 400 à 500 A 2x150 mm2 500 à 630 A 2x185 mm2 630 à 800A 3x185 mm2 800 à 1000A 3x240 mm2 1000 à 1250 A 3x300 mm2

2. Caractérisation et dimensionnement technique des équipements d’un réseau électrique.

2.1 Choix de la tension d'alimentation Le choix de la tension d'alimentation dépend : - de la puissance de l'installation - des niveaux de tension disponibles à proximité du site. - de l'existence ou non des récepteurs MT tels que moteurs, fours, etc.

2.2 Le dimensionnement d’un poste Le dimensionnement d’un poste s’appuie sur deux paramètres essentiels :

- La nature du poste (interconnexion, distribution, etc.), - La puissance et la complexité de la charge à alimenter.

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De la nature du poste, on peut procéder à l’étude de son schéma et à partir de la charge, on peut dimensionner les transformateurs et les autres équipements. Dans la plupart des cas, la démarche est la suivante :

- cahier de charges, - établissement du bilan de puissance, - calcul de la section des câbles, - choix des disjoncteurs, - schémas du TGBT (dans le cas d’un poste MT/BT) - Cellules MT ou HT - Les réactances, éventuellement les batteries de condensateurs, - etc.

2.3 Différents équipements des postes La composition des postes de transformation est complexe, mais les principaux équipements sont :

- les transformateurs de puissance - les sectionneurs, - les disjoncteurs, - les transformateurs d’intensité (TI) et de tension (TT), - les jeux de barres, - les parafoudres, - les réactances

2.3.1 Les transformateurs de puissance Les transformateurs constituent une partie essentielle du réseau d’approvisionnement en électricité, car ils permettent de convertir l’énergie électrique d’un niveau de tension à un autre. On trouve des transformateurs à deux et à trois enroulements. A deux enroulements : on parle de l’enroulement primaire et de l’enroulement secondaire. A trois, on a : le primaire, le secondaire et le tertiaire.

2.3.1.1 Dimensionnement d’un transformateur Un travail préalable consisterait à faire le bilan des puissances de l’ensemble de la charge, c’est à dire de tous les récepteurs (ou départs) qui seront alimentés par ce transformateur. La puissance du transformateur se calcule en tenant compte du cosφ moyen

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(cosφ = 0,9) valeur pour laquelle les réseaux de distribution sont généralement calculés. On applique à la puissance installée totale, les trois coefficients suivants :

- un coefficient d’utilisation (ku) qui traduit le fait que les récepteurs ne fonctionnent pas toujours tous, en pleine charge ;

- un coefficient de simultanéité (ks) sur le fait que les récepteurs ne sont ou pas simultanément en fonctionnent ;

- un coefficient d’augmentation prévisible de la charge (ka) qui tient compte d’une croissance future de la charge, de l’extension des installations, etc.

La puissance totale du transformateur STransfo est telle que :

STransfo ≥ ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ϕcos

Pinstallée .(ku).(ks).(ka)

(S en kVa si P en kW). Ku = 1 pour la plupart des cas. ks = 0,4 (pour poste public avec nombre d’abonnés excédant 50) ka = 1,4 (pour une augmentation prévisible de la charge 40% dans les cinq ans) cosφ = 0,9 (éviter les pénalités dues à la consommation excessive du réactif). Après le calcul, on choisira le transformateur de la gamme des puissances normalisée, celui dont la puissance est immédiatement supérieure au résultat du calcul théorique. Le coefficient K = (ku) (ks) (ka) est appelé coefficient de foisonnement et

S=ϕcos

P x K, est la puissance foisonnée de l’installation.

Selon le guide technique français de la distribution, il est admis les règles suivantes :

- la zone de fonctionnement économique du transfo est comprise entre 70 et 100% de sa puissance nominale, soit 0,7 ≤ S ≤ Sn.

- La première année, il est souhaitable que la charge de pointe ne puisse pas dépasser 0,9 Sn.

2.3.1.2 Pertes dans le transformateur

15

Le transformateur est une machine qui transforme la tension U1 en une autre tension U2. Le fonctionnement de cet équipement exige une certaine consommation d’énergie c'est-à-dire les pertes dans le transformateur. L’énergie arrive avec une puissance P1 et en ressort avec P2 telle que P2 < P1 La différence P2 - P1 représente les pertes dans le transformateur. On distingue les pertes fer et les pertes cuivre :

- les pertes cuivre sont les pertes Joule : P cu = 3R1I12+ 3R2I2

2 - les pertes fer sont les pertes dans le circuit magnétique, c'est-à-dire les

pertes dues aux courants de Foucault et au phénomène d’hystérésis. Pour chaque noyau de transformateur, un coefficient de ces pertes en W/m3 est donné par le constructeur.

Il faut quelque fois tenir compte des pertes dues au système de refroidissement pour les transformateurs de grande puissance. Les transformateurs de puissance sont désormais des équipements à haute efficacité, c'est-à-dire à haut rendement où les pertes sont faibles devant les puissances mises en jeu. Exemple : sur un transfo de puissance MT de 630 kVA, on a évalué à près de 7 kW le total des pertes en charge. Exemple des caractéristiques électriques d’un transfo : Pour chaque transformateur de puissance, le constructeur prend soin de donner les caractéristiques comme nous le voyons dans l’exemple ci après : Exemple : Un transformateur 630kVA Alstom

- Puissance du transfo : 630kVA - pertes à vide : P= 1,3 KW - pertes dues à la charge : Pc= 7kW - tension de court-circuit : Ucc= 4% - courant de court-circuit : Icc= 21,5A (22,73kVA) - courant assigné : In= 910A - puissance réactive à compenser à vide : Qo= 11,27kVAR - puissance réactive à compenser en pleine charge : Qc= 35,62kVAR - puissance acoustique (niveau bruit) : 67db - couplage : Dyn : 11

Remarque : Postes MT/BT sur poteau En réseau aérien moyenne tension, on rencontre des postes MT/BT sur poteau pour l’électrification rurale généralement pour des puissances inférieure à 250

16

kVA d’après les normes. Pour des puissances supérieures, la solution de la cabine préfabriquée à encombrement réduit peut être la meilleure.

2.3.1.3 Quelques détails sur les postes MT/BT

a. La protection du transformateur La mise sous tension du transfo, provoque toujours une importante pointe de courant à l’enclenchement. Les fusibles solefuses sont conçus pour supporter ce fort courant d’appel. Leur calibre est toujours supérieur à la valeur du courant nominal du transfo. Exemple : S = 630kVA Us= 20kV (Tension de service)

In = Un

S.3

= 000.203

000.630 = 18,2 A

→ côté HT on a : I= 18,2 A On choisit alors les fusibles SOLEFUSE avec percuteur Tension nominale : 24kV Tension de service : 20kV Calibre : 31,5A Les fusibles solefuses ont leur emplacement dans les cellules de protection transformateur QM ou PM. Quelques puissances normalisées des transfo MT/BT : 160, 250, 400, 630, 800, 1000, 1200 kVA.

b. Les cellules MT L’alimentation MT des postes urbains étant souvent de type bouclé (coupure d’artère), le poste MT/BT sera équipé des organes suivants au moins :

- deux cellules d’interrupteurs (arrivée ou départ) ; - une cellule de protection transformateur MT/BT - un transformateur MT/BT

Les cellules peuvent être choisies dans la gamme Vercors VM6 de Merlin Gerin, ALSTOM ou autres constructeurs.

c. Tableau TUR (tableau urbain réduit) Le tableau urbain réduit comprend essentiellement un sectionneur (ou un disjoncteur) à coupure visible et des départs BT, protégés par des fusibles généralement à couteau.

17

Le choix du tableau TUR tient compte de l’intensité débitée au secondaire du transfo. Ex : En pleine charge, un transfo de 630kVA débite une intensité au secondaire de

I = 4003000.630

x = 909 A

On choisit donc un tableau TUR (tableau basse tension) pouvant transiter cet ampérage. On consulte les catalogues des fabricants tels que Merlin Gerin par exemple.

d. Les câbles MT Le réseau MT en câble souterrain est esthétique et discret, il présente plus de sécurité que le réseau MT aérien bien que moins coûteux. L’alimentation des postes 20 kV : MT/BT en pleine ville se fait actuellement en câble souterrain HN 33S23: 3x150 mm2 ALU + 1x25 mm2 Et les liaisons Transfo → TUR en câble U1000R02V :150 mm2 ou 240 mm2 Cuivre selon la puissance du transformateur. Exemple : 400 kVA → 1 x 240 mm2 cuivre pour le neutre 2 x 240 mm2 cuivre par phase 630 kVA → 2 x 240 mm2 cuivre pour le neutre 3 x 240 mm2 cuivre par phase

2.3.2 Les sectionneurs Ce sont des appareils simples, contrôlables à l’œil nu, qui permettent la coupure visible afin de réaliser le sectionnement en deux parties d’un réseau électrique en vue d’une mise hors service, lors d’entretien ou de réparation. Son pouvoir de coupure est nul, si bien qu’il ne doit jamais être manœuvré en charge, ni pour enclencher, ni pour déclencher (risque de soudage des contacts, de fusion ou d’explosion). Sur la base du bilan de puissance effectué, seront déterminés les courants nominaux qui transitent dans chaque disjoncteur, sectionneur, etc.

I = xUS

3

A cause des arcs électriques mortels, il est strictement interdit d’ouvrir un sectionneur en charge ! le sectionneur ne possédant pas un dispositif de d’extinction de l’arc électrique.

18

2.3.3 Les disjoncteurs Ce sont des appareils de commutation fonctionnant en régime normal aussi qu’anormal de court –circuit, leurs caractéristiques sont : Unom, Inom et Icc. Ils possèdent un pouvoir de coupure de l’arc électrique. Il n’ y a rien à comparer entre la coupure d’un courant dans une installation d’un abonné BT à celle d’une ligne THT 400 kV d’un réseau d’interconnexion par exemple. Le problème fondamental est celui de l’arc électrique qui tente de persister entre les pôles lors de la coupure du courant électrique. Le disjoncteur est dimensionné à partir de la détermination des courants nominaux et des courants de court-circuit.

2.3.3.1 Calcul des courants nominaux Le courant nominal peut être calculé d’après la relation classique :

I = xUS

3 avec S, la puissance apparente sollicitée par la charge.

2.3.3.1 Calcul des courants de court-circuit L'installation électrique doit être protégée contre les courts-circuits. L'intensité du courant de court-circuit doit être calculée à chaque étage de l'installation pour les différentes configurations possibles du réseau; ceci afin de pouvoir déterminer les caractéristiques du matériel qui doit supporter ou qui doit couper ce courant de défaut. Il est question de choisir convenablement les appareils de coupure (disjoncteurs ou fusibles) et régler les fonctions de protection. La valeur efficace du courant de court-circuit maximal (court-circuit triphasé symétrique) doit être connue. Elle détermine : - le pouvoir de coupure des disjoncteurs et fusibles - au réglage des seuils des protections à maximum de courant, etc. Le calcul des courants de court-circuit reste un exercice fastidieux, généralement effectué avec des logiciels appropriés. Pour un calcul rapide, on peut utiliser la relation ci après : ICC = 1,1 U / Zcc avec U la tension du réseau et ZCC = Zd pour le défaut triphasé ZCC = Zd+Zi pour le défaut biphasé ZCC = Zd+Zi+Zo pour le défaut monophasé ( Zd, Zi, Zo, Zn : impédance directe, inverse, homopolaire, ) Les valeurs des puissances de court-circuit sont données par le distributeur de l’énergie. Ici des ordres de grandeur :

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Réseau 15 kV 70kV 150 kV 220 kV 400 kV Icc 3000 5000 45 000 30 000 45 000 Scc 80 MVA 600MVA 10 GVA 10 GVA 30 GVA On écrit Scc = 3 Un Icc

2.3.4 Les transformateurs d’intensité (TI) et de tension (TT), Ce sont des transformateurs de petite puissance placés dans les postes et destinés à adapter les valeurs des tensions et des courants des lignes aux calibres normalisés des appareils de mesure et de protection utilisés par l’individu. N’oubliant pas que les appareils de mesures électriques n’existent pour la plupart qu’en des tensions basses, ce qui exige ces transformateurs pour mesures qui permettent les conversions des grandeurs HT en grandeurs BT moins dangereuses pour l’homme. On distingue les transformateurs de tension et d’intensité. Au sujet des TI, l’intensité I2 au secondaire est généralement fixée à 5A et on rencontre les rapports de transformation tels que 50/5, 100/5, 200/5, etc.

2.3.4 Les jeux de barres Les jeux de barres dans les postes à HT servent à la connexion de divers organes, à la mise en parallèle des transformateurs, des lignes ayant la même tension, etc. L’interconnexion des réseaux par exemple, se réalise au travers des jeux de barres. Le dimensionnement d’un jeu de barres est fonction des paramètres suivants :

- l’intensité du courant nominal qui le traverse - le courant de court-circuit, - les efforts électrodynamiques pouvant s’exercer entre les barres en cas

de court-circuit ( un calcul de RDM s’impose). A ce sujet, la plupart des constructeurs réalisent des études pour leurs clients.

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Fig.4. Exemple de jeux de barres dans un poste à HT

2.3.5 Eclateurs Ce sont des dispositifs qui servent à éliminer les surtensions qui peuvent survenir sur les lignes à HT. On trouve des éclateurs au niveau des pylônes et parfois, à l’entrée des postes ou même aux bornes des transformateurs. Ils sont constitués essentiellement par deux électrodes dans l’air, l’une reliée au conducteur ou à la borne à protéger contre la surtension et l’autre reliée à la terre via une structure métallique, l’intervalle étant réglé pour l’amorçage lorsque les surtensions dépassent le niveau de protection.

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En d’autres termes, la distance entre les électrodes est choisie de telle manière que l’air supporte l’application de la tension nominale et ne supporte pas les surtensions de niveau dangereux pour la ligne et les équipements à protéger.

Fig5. Les éclateurs

Fig6. Eclateur avec dispositif anti-oiseau

Le réglage de l’intervalle d’éclatement est souvent un compromis entre protection et continuité de service. La forme des électrodes peut être variable suivant les cas. Il peut s’agir simplement de deux tiges placées l’une en face de l’autre ou d’éclateurs à cornes tels ceux utilisés sur les réseaux 20 kV. Les éclateurs dits anti-oiseaux sont constitués de deux cornes destinés à provoquer l’amorçage de l’arc, entre les quelles est placée une tige verticale empêchant un oiseau de court-circuiter accidentellement les deux cornes. Le principal intérêt des éclateurs est leur faible coût, c’est la raison pour laquelle, ils sont très répandus sur les réseaux aériens de 15 et 20 kV. Malheureusement, ces avantages sont compensés par de nombreux inconvénients :

- Lors de l’amorçage (qui dure un peu trop t > 0,5 s), ils provoquent un court-circuit entre phase et terre qui déclenche souvent le disjoncteur

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HT de tête et provoque une mise hors tension du réseau après chaque fonctionnement.

- Le fonctionnement de l’éclateur provoque une déformation de l’onde électrique ; ce qui peut endommager le matériel des consommateurs.

- Le temps entre le moment où la tension atteint le niveau de protection et le moment où l’éclateur amorce n’est en général pas négligeable. Le niveau d’amorçage des éclateurs est très fluctuant, il dépend fortement des conditions atmosphériques, de l’état d’ionisation de l’air, etc.

Le réglage de l’écartement des électrodes varie selon la tension de la ligne. Exemple : Tension d’exploitation de la ligne (kV)

Distance de réglage De l’éclateur (cm)

Tension maximale d’amorçage

Au choc (kV) A 50 Hz (kV) 110 50 390 170 225 90 650 330

2.3.6 Les parafoudres Ce sont des appareils qui écoulent à la terre comme les éclateurs, une onde de courant lorsqu’une surtension (peu importe l’origine) arrive à leurs bornes, maintenant ainsi la surtension dans certaines limites. Fonctionnement : Lors d’un coup de foudre par exemple, la tension monte rapidement aux bornes du parafoudre, l’arc doit s’amorcer entre les électrodes de celui-ci pour une tension très inférieure à la crête de l’onde. C’est la tension d’amorçage de l’appareil, elle peut atteindre 1,5 fois la tension nominale de la ligne. Après amorçage, la surtension est écoulée à la terre. Le parafoudres les plus utilisés aujourd’hui sont les parafoudres à oxyde de Zinc ( ZnO ) pour résistance non linéaire. Le choix du parafoudre est dicté par les données du réseau ci-après : tension nominale, tension maximale, tension de foudre, surtension temporaire, intensité de décharge donné par l’exploitant du réseau. Exemple : réseau 220 kV

- tension nominale Un : 220kV ( 127kV phase – terre) - tension maxi U max : 245kV - tension de foudre Uf : 1050kV 1 ,2/50μs - surtension temporaire : 1s 1,79 Un :227kV

10s : 1,65 Un : 209kV ( phase - terre)

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Le parafoudre choisi est le modèle ALSTOM PSE 192 YL (245kV), prévu pour un courant de décharge de 10kA et une énergie maximale de 4,5kJ/kV, tension assignée : 192kV.

2.3.7 Les réactances On trouve les réactances inductives et capacitives. Les réactances inductives (les bobines) peuvent être installées dans les postes pour la compensation de l’énergie réactive de trop, générées par les lignes à haute tension et les réactances capacitives souvent pour l’amélioration du facteur de puissance.

2.3.7.1 Cas du relèvement du facteur de puissance dans un réseau MT Pour une même puissance active, le transfert de plus de puissance réactive possède un inconvénient : il entraîne une augmentation du courant, d’où une surcharge et/ou la nécessité d’adopter des sections de conducteurs plus grandes. Cette augmentation de courant entraîne des pertes actives supplémentaires. On a des énergies consommées telles que : P= 3 UIcosφ → Wa = P x t (kWh) Q= 3 UIsinφ → Wr = Q x t (kvarh)

Et cosφ = UIP3

= SP =

²² QPP+

= 2

1

1

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+

PQ

or PQ =

WaWr

Donc cosφ=2

1

1

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+

PQ

=2

1

1

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+WaWr

Fig. 7: diagramme des courants

cosφ Ia

Ir

I

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De cette expression du cosφ, il en découle que pour prétendre à un bonne valeur

proche de 1, l’idéal serait d’avoir Q très faible devant P, afin que PQ→ 0

Dans les installations industrielles, on rencontre des équipements à grande consommation du réactif à tel point que la situation du cosφ doit être maîtrisée. L’augmentation de la consommation du réactif par les récepteurs diminue donc le facteur de puissance de l’installation. Une pénalité est infligée par le distributeur d’énergie lorsque cosφ < 0,857. La plupart des distributeurs d’énergie imposent aux abonnés, un cosφ ≥ 0,9

2.3.7.2 Conséquences d’un mauvais cosφ De la formule P= 3 UIcosφ,

on a :I = ϕcos3U

P ; I est le courant sollicité par la charge .

Nous voyons que le courant sollicité par la charge est d’autant plus important que le cosφ est faible comme le confirme la courbe ci-après : Fig 8: variation de I en fonction du cosφ Si le cosφ alors I

- Des pertes par effet joule deviennent importantes - I élevé → échauffement des câbles, ce qui entraîne le surdimensionnement

inutile des conducteurs (achat inutile de grosses sections de câble) - Surdimensionnement du disjoncteur de tête ; - Des chutes de tension plus élevées aux risques des perturbations dans le

fonctionnement des équipements. les chutes de tension étant fonction de l’intensité I que sollicite par la charge.

- Une pénalité du distributeur d’énergie électrique ; - Cela entraîne l’usure des câbles et parfois la coupure des canalisations

électriques ; - Echauffement et destruction de la machine (ou des machines).

2.3.7.3 Amélioration du cosφ

cosO

(

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On peut procéder à la compensation locale ou globale selon les cas. La compensation locale, c’est lorsque la machine ou partie de l’installation source de mauvais cosφ est connue avec précision. Elle consiste à fournir au récepteur qui pose problème, son énergie réactive supplémentaire sollicitée. La compensation globale c’est lorsqu’il est difficile de localiser le groupe de machines ou parties de l’installation origines du mauvais cosφ. Les méthodes les plus utilisés pour la compensation sont :

- Les moteurs synchrones fonctionnant en surexcitation ; - Les batteries de condensateurs.

Les moteurs synchrones et les condensateurs possèdent la propriété de fournir au réseau ou à l’installation, la puissance réactive nécessaire pour relever le cosφ

a. Compensation fixe Elle est dite fixe, parce que l’énergie réactive livrée par les batteries de condensateurs n’est pas variable, elle est constante.

b. Compensation automatique C’est la compensation aujourd’hui sollicitée par les industriels ; l’énergie réactive livrée par les batteries de condensateurs est variable (automatiquement) au rythme de branchement et de déconnexion des machines, pour éviter les risques de la surcompensation. La compensation automatique est assurée par le régulateur varmétrique.

C. Emplacement des condensateurs Dans le cas de la compensation globale, les batteries de condensateurs en bloc, sont installées en tête de l’ensemble de la distribution BT, généralement en parallèle sur l’ensemble de la charge.

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Exemple branchement de la batterie des condensateurs dans poste MT/BT :

fig 9. Branchement de la batterie de condensateurs

d. Puissance de la batterie des condensateurs : Soit (P) la puissance active de l’installation fonctionnant avec un mauvais cosφ, et Q= Ptgφ la puissance réactive sollicitée. Pour une même puissance active P, la charge sollicite une puissance réactive Q2 plus élevée que prévue, ce qui diminue le facteur de puissance à la valeur de cosφ2. Nous voulons ramener Q2 à une valeur plus faible Q1 qui va procurer une amélioration du facteur de puissance de sa valeur indésirable cosφ2 à une valeur meilleure cosφ1 . Il faut donc installer à proximité, une source auxiliaire, productrice d’énergie réactive, afin de réduire l’énergie réactive trop élevée qui vient du réseau.

x

x

Tableau BT

Transfo MT/BT

Batteries condensateurs.

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fig 10. Diagramme des puissances La puissance des condensateurs à installer est égale à la puissance réactive supplémentaire à fournir à la charge, c’est à dire Qc = Ptg(φ2) – Ptg(φ1) Qc = P[tgφ2 – tgφ1] Exemple : Soit P = 800 kW,la puissance active de l’installation avec un mauvais cosφ2= 0,7 Nous voulons faire passer le cosφ de 0,7 à cosφ1 = 0,9 alors Qc = 800|(tgφ2– tgφ1)| = 428 kVar. Une batterie de condensateurs de 428 kVAR convient donc pour améliorer le facteur de puissance de cette installation de 0,7 à 0,9.

2.4 Dimensionnement des branchements BT Pour faire le choix entre les branchements monophasés et triphasés, la bonne section du câble de branchement, les ampérages des compteurs, disjoncteurs et sectionneurs, l’installation électrique doit faire l’objet d’un schéma indiquant notamment :

- la nature et la constitution des circuits (points d’utilisation desservis, nombre et sections des conducteurs en rapport avec les intensités transitées, nature des canalisations),

Q

Q2 Q1

P

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- les caractéristiques des dispositions assurant les fonctions de protection, de sectionnement et de commande.

Il serait souhaitable à ce propos, de s’acquérir la documentation de Promotelec France( www.promotelec.fr) au sujet des installations BT. On peut se référer à la norme française NFC 15-100 article 514.5 . Le schéma d’un branchement BT doit respecter l’ordre de l’appareillage comme suit : 1) Pour les petites installations Point de raccordement au réseau BT - CCP – Disjoncteur – Tableau de répartition - différents départs. NB : CCP (coupe circuit principal qui n’est rien d’autre qu’un sectionneur à fusibles) 2) Pour les grandes installations L’ordre doit être le suivant : Tranfo MT/BT – Compteurs - Disjoncteur général ou sectionneur – TGBT – Les armoires divisionnaires alimentant les différents départs. Le dimensionnement des disjoncteurs divisionnaires est fonction de la charge de chaque départ (mono ou triphasée) à partir du calcul des intensités du courant. La puissance globale donne l’intensité du courant principal qui permet le choix du disjoncteur et la section du câble principal.

2.4.1 Conformité des installations BT de branchement

- Quelque soit la nature de l’installation BT (mono ou triphasée), le raccordement à la source doit se réaliser en conducteurs 4 fils,

- Les câbles de branchement doivent être réglementaires et de sections appropriées,

- Dans l’installation , le branchement BT doit déboucher en premier lieu, sur un sectionneur à fusibles (C.C.P).

Les branchements BT aériens ou souterrains, doivent être réalisés en câble de section supérieure ou égale à 6 mm2. Le câble retylène et le préassemblé classique sont les câbles recommandés pour les branchements aériens tandis que les câbles HFG ou HGS sont exigés pour les branchements souterrains et aéro-souterrains. Les profondeurs des tranchées ( h=0,8 m en terrain ordinaire et h = 1m en traversée route) et la pose du grillage avertisseur ( h=0,3 m de la surface) doivent être respectés.

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2.5 Protection des réseaux La limitation des conséquences d’un défaut dans le réseau électrique, est obtenue par l’utilisation des dispositifs de protection qui agissent soit directement, soit à la suite des informations fournies par des dispositifs de surveillance. Ils permettent, la mise hors tension pour éviter : détérioration du matériel, incendie, électrocution, etc. Il est question par exemple, de détecter le défaut et de commander l’ouverture du disjoncteur protégeant la ligne, le disjoncteur n’étant lui-même qu’un organe passif manœuvré sur l’ordre d’une impulsion électrique. Quelque soit sa technologie, un dispositif de protection comporte trois appareillages fondamentaux : - un capteur des grandeurs électriques - un organe de décision comportant relais, etc. - un organe à ouverture pour la mise hors service de l’élément à protéger. Un relais est un appareil destiné à ouvrir ou fermer un circuit lorsque certaines conditions prédéterminées sont réalisées. Les protections installées sur les lignes devront fonctionner de façon à ce que seule la ligne ou les départs en défaut soient mis hors service ; on leur demande donc les qualités suivantes : -sensibilité -sélectivité -rapidité Sensibilité La sensibilité est l’aptitude d’un instrument de mesure à pouvoir mesurer des faibles courants de défaut pouvant affecter un organe quelconque de la ligne. Sélectivité La sélectivité consiste à l’isolement de la partie qui est en défaut sans affecter les autres. En HT, elle se joue sur les temps de réglage des protections. En cas de défaut, une protection réglée à t= 0,2s va fonctionner avant celle qui est réglée à t= 1s, par exemple. Rapidité La rapidité est la qualité d’un appareil de protection à pouvoir éliminer un défaut pendant un temps très court.

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2.5.1 La protection de distance La protection de distance est utilisée pour protéger une ligne sur toute sa longueur. Ce type de protection est employé en raison de son autonomie totale qui n’exige aucune liaison entre les deux extrémités de la ligne à protéger. Ce dispositif est placé dans les postes et précisément dans la salle de relayage pour assurer la protection de la ligne, en faisant des mesures d’impédance. Cette protection est caractérisée par : - un bloc d’acquisition qui capte les paramètres tension et courant de la ligne, - un bloc d’analyse qui analyse les paramètres captés pour le calcul de

l’impédance de la ligne Z=U/I - un bloc d’action qui agit selon les instructions qui lui sont insérées Fonctionnement : Ce dispositif est composé : - d’un élément de mise en route qui localise le défaut ; - d’un élément de mesure de réactance qui localise le stade où s’est produit le

défaut ; - d’un élément de directionnalité qui ne voit que dans un seul sens, celui de

l’écoulement de l’énergie. La protection de distance ne voit que les défauts de court-circuit, surtensions et surintensités et pour les autres, on fait recours à d’autres systèmes de protection.

2.5.2 Exemples d’autres protections utilisées sur les réseaux à HT - contre les surtensions de toute origine On utilise des parafoudres et les éclateurs pour la protection. Les éclateurs au niveau des lignes et les parafoudres dans les postes. - Contre les défauts de surcharge et court circuit par des relais ampèremétriques. - au niveau des transformateurs Au niveau des transformateurs, la protection est assurée par plusieurs procédés dont la protection par surveillance de la température de l’huile du transformateur et du dispositif DGPT (dégagement gazeux, surpression et température). Protection contre les défauts internes : Le relais Buchholz

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Un exemple de défaut interne : un claquage dans les enroulements causé par un éclair violant ‘’tombant’’ sur une ligne aérienne ; à cette occasion, un arc est crée et une quantité de gaz peut se développer à l’intérieur. Un défaut interne plus grave, par exemple un court-circuit franc entre spires, un développement de gaz très important se produit, d’où une colonne d’huile est chassée vers le haut, seul chemin d’échappement, la colonne d’huile en mouvement fera basculer le flotteur du relais. Lorsque les gaz arrivent en quantité suffisante, le flotteur bascule , un contact s’ouvre ou se ferme et déclenche un signal.

2.6 Compensation et stabilisation Certaines lignes à haute tension génèrent de l’énergie réactive en quantité indésirable dans le réseau, on peut installer des bobines de compensation dans les postes pour consommer cette énergie réactive de trop qui peut être la cause de déstabilisation du réseau. (les surtensions par exemple)

2.7 Compatibilité électromagnétique Suite à une publication des chercheurs russes, d’un article signalant des troubles chez les travailleurs de l’industrie électriques, des scientifiques se sont intéressés, au début des années 1970, aux dangers indirects que pouvait provoquer l’électricité. A l’origine, ils pensaient que seul le champ électrique était en cause. Actuellement, l’influence possible du champ d’induction magnétique est examinée en priorité. En effet, en 1979, deux chercheurs américains, Wertheimer et Leeper, ont bouleversé les connaissances à ce sujet. Lors d’une étude épidémiologique, il est apparu qu’il pouvait exister un risque accru de leucémies infantiles à proximité des lignes de transport et de distribution de l’énergie électrique. Pour eux, le risque était dû plutôt au champ magnétique à 50 Hz provoqué par la circulation du courant dans les lignes, qu’au champ électrique lui-même. A présent, des inquiétudes sont donc émises sur les effets des champs électriques et magnétiques sur la santé de l’homme à proximité des lignes électriques. IL s’agit des courants induits par un champ d’induction magnétique variable dans le corps humain, effets qui peuvent provoquer les effets néfastes à la santé. Déjà, les personnes se trouvant dans les champs d’intensités élevées ( cas dans les postes à THT) peuvent observer quelques fois des sensations sur les poils de la main ou les cheveux de la tête, situation similaire à proximité d’un récepteur

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de forte puissance. Par exemple, une mesure du champ électrique produit au sol par une ligne 400kV avait donné la valeur de 7kV/m. Il est aussi établi que le fonctionnement des réseaux électriques et leur appareillage peut influencer les équipements environnementaux tels que les canalisations de fluide, les circuits de télécommunication et électroniques, les récepteurs de radio et de télévision etc., la réduction des ces perturbations s’impose. Les principaux générateurs de champ d’induction magnétiques sont toutes les installations véhiculant ou utilisant l’énergie électrique lorsqu’ils sont parcourus par un courant électrique- les réseaux de transport et de distribution de l’énergie électrique, aussi bien aériens que souterrains, et les charges domestiques ou industrielles qui nous entourent. Au regard de ces effets électromagnétiques, il se développe de nos jours la théorie de la compatibilité électromagnétique d’un équipement ou d’un système. En effet, on désigne ainsi, l’aptitude qu’a un équipement ou un système à fonctionner dans son environnement électromagnétique de façon satisfaisante sans produire lui même trop de perturbations intolérables pour tout ce qui se trouve dans cet environnement. Résultats de mesures : Mise sous tension d’une travée 400 kV au poste de CHESNOY – EDF. Manœuvre de sectionneur d’aiguillage :

Endroit Champ électrique E Champ magnétique H Sectionneur E= 52 kV/m H= 10A/m Salle de calculs 45 V/m 0,2A/m Camion 470 V/m 1,6 A/m Bâtiment de relayage 1,1 kV/m 8A/m Transfo 470 V/m 1,6 A/m

Lors de ces essais, le champ rayonné à la fermeture d’un disjoncteur a atteint 850 V/m. Les fréquences sont comprises entre 500 kHz et 100 MHz. Ces séries de mesures furent effectuées à l’aide d’antennes de champs électriques et magnétiques THOMSON. Les conducteurs aériens qui alimentent certains trains électriques sont portés à 25kV ce qui donne parfois naissance à des champs électriques de l’ordre de 1kV/m aux pieds des trains. Conclusion : devant ces faits, on doit avoir de la connaissance afin de concevoir au mieux, l’implantation des ouvrages et lignes à haute tension, soit de prévoir à

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une distance convenable des habitations ou de la présence humaine, d’éventuels matériels électriques puissants.

3. Analyse de la demande dans une localité

3.1 Approche méthodologique A petite ou grande échelle, la demande en énergie électrique est fonction de la consommation globale des différents récepteurs. L’estimation de la charge résulte des bilans de puissance individuels puis collectifs, établis sur la base des puissances électriques unitaires des différents équipements. Les puissances usuelles et quelques indications de référence sont ici regroupées dans le tableau : Récepteur Puissance

indicative en Watt

Facteur de puissance

réglette de 0,60m 18 ou 20 0,6 à 0,7 réglette de 1,20m 36 ou 40 0,6 à 0,7 Lampe à douille B22 ou E27 40 à 100 1 Climatiseur 1,5 CV avec 1CV = 736W 1104 0,8 chauffe-eau 600 0,8 Fer à repasser 600 Cuisinière 1000 1 TV 100 0,8 Ordinateur de bureau 400 0,8 Congélateur 300 litres 150 0,8 Congélateur 600 litres 300 0,8 A partir de ces données indicatives, on peut aisément réaliser des bilans de puissance pour l’estimation de la charge des abonnés et après, de toute une localité. Pour les installations industrielles, le bilan des puissances doit prendre en compte les puissances de toutes les unités de production (les puissances des machines doivent être fournies, etc.). D’après le bilan énergétique élaboré par une ONG locale en 2006, le taux d’accès à l’électricité au Congo est de 45% en zone urbaine et de 5% en zone rurale et que la charge électrique moyenne des ménages est de 1,0 kW en zone urbaine et 500 W en milieu rural. Au sujet de nouvelles agglomérations, la charge totale d’un quartier peut s’estimer de la formule suivante : P = n. ε. P0

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avec : n : nombre total de ménages évalués dans le quartier ε : taux d’accès à l’électricité de la population urbaine (ici 45%) P0 : la puissance statistique moyenne estimée pour chaque ménage en ville ( A Brazzaville P0 =1 kW), cette donnée change selon les pays !

3.2 Hypothèses d’évolution de la demande Une fois un bilan de puissance réalisé, on doit regarder les paramètres liés à une éventuelle augmentation future de la charge. Avec l’électrification, il y a souvent prolifération de nouvelles activités lucratives, l’inévitable augmentation du nombre des récepteurs chez les consommateurs. L’expérience a démontré que dans la plupart de cas, la demande est sans cesse croissante à court, moyen et long terme car les quartiers sont appelés à s’agrandir et donc à se peupler davantage, La vitesse de cette augmentation de la charge varie d’un pays à l’autre, selon les indices de coût de la vie et de pouvoir d’achat relatifs à chaque Etat. Au Congo, on peut prétendre à 20 % d’augmentation de la charge chaque cinq ans dans les quartiers publics des grandes villes et, à 5% en zone rurale.

4. Exemples d’indications sur les coûts

Equipements THT 220 kV

Puissance Coût unitaire moyen en FCFA

Transformateur 2,5 MVA 35 000 000 Disjoncteur 2,5 MVA 20 000 000 Transformateur 10 MVA 120 000 000 Disjoncteur 10 MVA 52 000 000 Jeu de barres 2,5 MVA 30 000 000 Chaîne d’isolateurs 100 000 Ensemble Poste THT Des milliards

Equipements MT 20 kV

Puissance Coût unitaire moyen en FCFA

Transformateur 630 kVA 15 000 000 Cellule IM 6 000 000 Cellule QM 8 000 000 Câble MT souterrain 30 000 F le mètre Ensemble Poste de transformation MT/BT

60 000 000

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5. Quelques abaques

n°1 : Abaque pour le choix d'un câble basse tension 220 volts avec un cosφ de 1, conducteurs en cuivre. Les longueurs sont exprimées en mètres, avec une chute de tension compatible de 3%.

Section en mm² Puissance en KW

Intensité en A 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240

0,5 2,3 100 165 265 395

1 4,6 50 84 135 200 335 530

1,5 6,8 33 57 90 130 225 355 565

2 9 25 43 68 100 170 265 430 595

2,5 11,5 20 34 54 80 135 210 340 470 630

3 13,5 17 29 45 66 110 180 285 395 520

3,5 16 14 24 39 56 96 155 245 335 450

4 18 21 34 49 84 135 210 295 395 580

4,5 20 19 30 44 75 120 190 260 350 515

5 23 27 39 68 105 170 235 315 460 630

6 27 23 32 56 90 140 195 260 385 530

7 32 28 48 76 120 170 225 330 460 570

8 36 42 67 105 145 195 290 400 500 620

9 41 38 60 94 130 175 255 355 440 550

10 45 34 54 84 120 155 230 320 400 495 615

12 55 45 70 98 130 190 265 330 410 510

14 64 38 60 84 110 165 230 285 350 435 560

16 73 53 74 99 145 200 250 305 380 500

18 82 47 65 88 125 175 220 270 340 440

20 91 59 79 115 160 200 245 310 400

25 114 64 98 130 150 195 245 315

30 136 77 105 135 165 205 265

35 159 Limite d'échauffement 90 115 140 175 225

40 182 80 100 125 155 200

45 205 89 110 135 175

50 227 98 120 160

60 273 100 140

70 318 115

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n°2 : Abaque pour le choix d'un câble basse tension 380 volts triphasé avec un cosφ de 0,8 conducteurs en cuivre. Les longueurs sont exprimées en mètres, avec une chute de tension compatible de 5%.

Section en mm² Puissance en KW

Intensité en A 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240

2,5 5 190 325 510 745

3 6 160 270 420 620

3,5 7 135 230 365 540 895

4 8 120 200 320 470 785

4,5 9 105 180 285 420 700

5 10 96 165 255 375 630 970

6 12 79 135 210 315 525 810

7 14 68 115 180 270 455 700

8 16 60 105 160 240 400 610 940

9 18 51 92 145 215 355 550 850

10 19 84 130 190 320 500 780

12 23 69 110 160 265 415 640 880

14 27 94 140 230 355 550 750

16 31 81 120 200 315 485 655 860

18 35 110 180 280 430 580 770

20 38 98 160 255 390 520 690

25 48 130 205 315 420 555 760

30 57 170 260 355 465 640 840

35 67 145 225 300 400 550 730

40 76 195 260 350 480 640 745

45 86 175 235 310 430 565 670 770

50 95 160 215 285 385 510 600 695

60 114

180 235 320 420 500 580 680 70 133 Limite d'échauffement 200 275 365 430 495 580

80 152 240 315 375 430 510 600

90 171 215 280 355 385 445 535

100 150 250 300 350 405 480

120 228 250 290 340 400

140 266 250 290 345

160 304 255 300

180 342

265

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n°3 : Tableau des caractéristiques des conducteurs câblés HT (Alliage d’aluminium, AMS, en fonction de la section) Section nominale en mm2

Section théorique en mm2

Masse par km de conducteur en kg/km

Résistance linéique en Ω/km à 20°C

Réactance linéique en Ω/km à 20°C

Intensité du courant admissible en (A)

35 34,36 94 0,967 0,420 180 55 54,55 149 0,609 0,414 240 95 93,27 257 0,358 0,410 340 117 116,99 322 0,286 0,410 385 148 149,07 407 0,226 0,410 450 153 152,81 421 0,218 0,410 460 182 181,62 501 0,184 0,410 510 198 197,96 546 0,169 0,410 535 210 210,28 579 0,159 0,410 560 228 227,83 627 0,147 0,410 585 248 247,77 682 0,135 0,403 620 265 265,04 731 0,127 0,403 645 288 288,35 795 0,116 0,402 680 298 297,57 819 0,112 0,400 695 313 312,64 859 0,107 0,397 715 318 318,38 878 0,105 0,396 720 366 366,23 1009 0,0913 0,396 790 446 445,68 1230 0,0752 0,395 895 475 475,38 1312 0,0705 0,395 925 570 570,24 1573 0,0588 0,394 1035 621 620,90 1713 0,0540 0,393 1095 709 709,77 1964 0,0474 0,392 1185 851 850,69 2356 0,0395 0,391 1330 926 926,27 2562 0,0636 0,390 1410

Almélec : Connu sous l’appellation commerciale d’ASTER, c’est un alliage d’Aluminium avec près de 0,5 % de magnésium et de silicium. L’almélec est utilisé pour les lignes aériennes.

n°4 : Caractéristiques de quelques lignes du réseau belge U [kV]

S [mm2]

R [Ω/km]

X [Ω/km]

Y/2 [10-6 S/km]

Smax [MVA]

c [106 m/s]

Imax [A]

J [A/mm2]

70 93 0,359 0,410 1,48 31 285,2 255,7 2,749 70 228 0,146 0,410 1,48 53 285,2 437,1 1,917 150 228 0,125 0,424 1,47 180 281,4 692,8 2,325 150 475 0,074 0,385 1,38 245 304,8 943,0 1,985

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150 926 0,042 0,390 1,42 370 298,5 1424,1 1,538 150 Câble

400 0,060 0,122 52,31 185 87,9 712,1 1,780

220 396 0,082 0,300 1,63 240 317,7 629,8 1,590 220 405 0,084 0,379 1,43 320 301,7 839,8 2,074 380 1240 0,030 0,300 1,72 1420 306,7 2157,5 1,740 NB : Capacité de la ligne

• Proche de 10 nF/km pour les lignes aériennes. • De 30 à 800 nF/km pour les câbles.

Annexes I. Méthodologie de conception d'un réseau électrique La rentabilité d'une installation industrielle est directement liée à la disponibilité de la fourniture en énergie électrique. Ainsi, la continuité d'alimentation des récepteurs est recherchée dès la conception du réseau. La méthodologie de conception d'un réseau comporte sept étapes importantes :

Etape 1 : Recueil des données Il s'agit : - de l'identification des problèmes, des besoins à satisfaire, - de recueillir les éléments nécessaires à la conception du réseau et à la définition des matériels.

Etape 2 : Elaboration du schéma unifilaire Il s'agit d'élaborer un schéma unifilaire qui réponde aux besoins et aux contraintes, et qui tienne compte de l'ensemble des données.

Etape 3 : Etudes techniques et validation du schéma unifilaire Il s'agit d'une étude de validation et d'optimisation technico-économique de l'architecture envisagée prenant en compte l'ensemble des données et hypothèses. Elle nécessite des calculs de réseaux (courants de court-circuit, flux de puissance, etc.).

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Etape 4 : Choix des équipements Le schéma unifilaire étant validé, il s'agit de choisir et dimensionner les équipements à partir des résultats des calculs effectués à l'étape précédente et des données recueillies à l'étape 1

Etape 5 : Choix des dispositifs de protection et de leur réglage Il s'agit de définir les dispositifs de protection permettant la détection et l'élimination des défauts et de déterminer leurs réglages.

Etape 6 : choix et mise en place d'un système de contrôle commande Il s'agit de choisir l'architecture du système de contrôle commande qui permettra aux exploitants de conduire et surveiller le réseau et dans lequel seront implantés les automatismes optimisant le coût et la disponibilité de l'énergie : - les transferts de sources - les délestages / relestages

Etape 7 : Tenir compte

7.1. Des conditions d'environnement Les caractéristiques des équipements et des matériels sont données pour des conditions d'environnement standards. La connaissance des paramètres relatifs aux conditions réelles du site permet au concepteur d'introduire des facteurs de correction ou de déclassement pour les matériels. Parmi les conditions d'environnement, le concepteur s'intéressera : - aux risques d'explosion en présence de gaz ou de produits inflammables dans l'atmosphère, ce qui détermine le degré de protection des équipements - aux températures moyennes et maximales - à la résistivité du sol - à la présence de givre, de vent et de neige, - au niveau kéraunique de la région pour la protection de l'installation contre les dangers de la foudre, - à la pollution atmosphérique (poussière, corrosion, taux d'humidité), - etc.

7.2. Le classement des récepteurs Il s'agit de lister les récepteurs de l'installation en les classant par type : - moteur - éclairage - chauffage - .etc. pour lesquels on doit connaître :

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- les puissances nominales (active, réactive et apparente) - le facteur de puissance cosφ - les transitoires de fonctionnement (démarrage des moteurs, etc.)

7.3. Perturbations générées et tolérées par les récepteurs Certains récepteurs provoquent des perturbations sur le réseau interne, voire même sur le réseau du distributeur. Le concepteur doit donc recenser le niveau des perturbations provoquées par les récepteurs particuliers afin de prévoir les moyens de les réduire à un niveau acceptable pour l'ensemble de l'installation électrique. Il faut donc recenser le niveau de perturbation toléré par les équipements électriques. Par exemple : le problème des harmoniques.

7.4. Extensions futures La connaissance des possibilités d'extension de tout ou partie de l'installation permet au concepteur d'en tenir compte notamment : - pour le dimensionnement des liaisons, des transformateurs, des disjoncteurs, - pour le choix de la structure du réseau de distribution, - pour l'estimation des superficies des locaux.

7.5. Classement des récepteurs par importance Les conséquences d'une coupure d'alimentation vis à vis de la sécurité des personnes et des biens et de la production, peuvent être graves. Ainsi, il est important de définir selon les situations, le mode de réalimentation approprié en cas de coupure. On peut classer les récepteurs, en deux grandes familles : - les récepteurs n'acceptant aucune coupure - les récepteurs à temps de reprise compatible avec l'intervention humaine. Dans tous les cas, il est nécessaire de disposer d'une source autonome très fiable : - une alimentation statique sans interruption - un groupe tournant

7.6. Contraintes du réseau public Au point de raccordement, le réseau public impose certaines contraintes qui peuvent être décisives pour les choix préliminaires de la structure du réseau interne à l'usine. - Puissance de court-circuit et tension d'alimentation disponibles par le distributeur - Caractéristiques de la ligne du distributeur

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7.7. Bilan des puissances C'est une étape essentielle de l'étude de conception d'un réseau. Elle doit cerner et localiser géographiquement les valeurs des puissances actives et réactives. Selon l'étendu du site, les puissances installées et leurs répartitions, l'installation sera divisée en plusieurs zones géographiques. Le bilan des puissances actives et réactives sera alors fait pour chaque zone en appliquant, aux puissances installées, les facteurs d'utilisation propre à chaque récepteur et le coefficient de simultanéité pour le groupement de plusieurs récepteurs ou circuits.

7.8. Choix de la tension d'alimentation Tel que décrit dans les pages précédentes

7.9. Choix des régimes de neutre des réseaux MT Le choix du régime de neutre en moyenne tension est un compromis entre les paramètres suivants : - la continuité de service - le niveau des surtensions générées - le niveau d'isolement phase - terre du matériel - les contraintes thermiques liées à la valeur du courant de défaut à la terre - la complexité des protections - les contraintes d'exploitation et de maintenance - l'étendue du réseau.

7.10. Compensation de l'énergie réactive Pour s'affranchir des coûts liés à une consommation excessive d'énergie réactive, la compensation de l’énergie réactive s’impose.

7.11. Calcul des courants nominaux Sur la base du bilan de puissance effectué, seront déterminés les courants nominaux qui transitent dans chaque canalisation, transformateurs et autres éléments du réseau.

7.12. Choix des transformateurs Le choix du transformateur est fait sur la base de la puissance maximale qui correspond à la journée la plus chargée de l'année. Cette puissance est le résultat d'un bilan de puissance, en tenant compte des coefficients d'utilisation et de simultanéité. Il est parfois intéressant d'installer une gamme de transformateurs de même puissance afin de faciliter la maintenance et l'interchangeabilité.

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7.13. Détermination des sections des conducteurs Comme décrite plus haut.

7.14. Etude des circuits de terre et des prises de terre Les valeurs des impédances des circuits de terre et des prises de terre déterminent les niveaux de surtension qui peuvent apparaître sur les équipements électriques. Il est notamment intéressant de réaliser des zones équipotentielles en fond de fouille qui réduisent les surtensions entre les équipements et la terre.

7.15. Calcul des courants de court-circuit L'intensité du courant de court-circuit doit être calculée à chaque étage de l'installation pour les différentes configurations possibles du réseau ; ceci pour pouvoir déterminer les caractéristiques du matériel qui doit supporter ou qui doit couper ce courant de défaut.

7.16. Démarrage des moteurs Le démarrage est un point délicat de l'exploitation des moteurs électriques. Les dispositifs de démarrage doivent pouvoir résoudre la plupart des cas qui se présentent au concepteur d'installation : - couple résistant élevé - appel d'intensité au démarrage - démarrages fréquents. Lors de la mise sous tension, l'impédance présentée par le moteur est très faible. Il peut s'ensuivre un violent appel de courant (4 à 10 fois le courant nominal) si aucun dispositif particulier ne vient le limiter. Le réseau d'alimentation n'étant jamais de puissance infinie, cet appel de courant peut provoquer une chute de tension sur le réseau susceptible de perturber les autres utilisateurs.

7.17. Etude des harmoniques Les récepteurs non linéaires tels que fours à arc, éclairages, convertisseurs, redresseurs, etc. absorbent des courants non sinusoïdaux qui traversent les impédances du réseau et provoquent ainsi une déformation de la sinusoïde de tension d'alimentation. La déformation de la forme d'onde est caractérisée par l'apparition de fréquences harmoniques de tension. Les perturbations généralement constatées sont : - échauffement ou claquage de condensateurs - échauffement de moteurs ou de transformateurs

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- dysfonctionnement de régulateurs, convertisseurs, contrôleurs permanents d'isolement, relais de protection, etc. Une étude d'harmoniques a pour objectif de définir les moyens permettant de réduire les perturbations à des niveaux acceptables pour les équipements du site, ( un taux global de distorsion < 5 à 10 % ) et pour le réseau de distribution publique. Les moyens généralement mis en œuvre sont : - l'installation de batteries de condensateurs avec inductances antiharmoniques qui réduisent les phénomènes de résonance entre les condensateurs et l'inductance de l'alimentation, - l'installation de filtres shunt qui réduisent les tensions harmoniques en "piégeant" les courants harmoniques, - l'éloignement électrique entre les charges perturbatrices et les équipements sensibles, - l'installation de filtres actifs

7.18. Etude de la stabilité dynamique du réseau La stabilité dynamique d'un réseau est la faculté pour celui-ci de reprendre un fonctionnement normal à la suite d'une perturbation brutale. L'état du réseau est déterminé par la répartition des charges et les valeurs du courant et tension en régime permanent. Cet état est soumis à des variations par suite des fluctuations de charge, des incidents électriques et des modifications de branchement. La modification progressive ou brusque d'un ou plusieurs paramètres change l'état du réseau. Celui-ci peut évoluer vers un nouveau régime permanent ou bien son comportement peut devenir instable. Il lui est alors impossible de retrouver un régime permanent acceptable. Cela se traduit par la perte du synchronisme des machines synchrones et le ralentissement des moteurs asynchrones pouvant aller jusqu'à l'arrêt. Par exemple, lorsqu'un court-circuit se produit dans un réseau comportant un nombre plus ou moins grand de machines synchrones (alternateurs et moteurs) et asynchrones (génératrices et moteurs), l'ensemble des machines débite dans ce court-circuit, les moteurs ralentissent et les générateurs accélèrent (les générateurs ne sont plus en mesure de fournir leur puissance active mais restent par contre entraînés par les turbines ou les moteurs Diesel). Une étude de stabilité consiste donc à analyser le comportement électrique et mécanique des machines entre le moment où la perturbation apparaît et celui où la perturbation étant éliminée, le réseau revient ou ne revient pas à des conditions normales de fonctionnement.

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Même pour un réseau simple, le nombre de paramètres intervenant est trop grand pour que l'on puisse estimer intuitivement l'influence de tel ou tel facteur et prévoir approximativement les conséquences de la variation de l'un d'eux. L'étude est réalisée par des calculs sur ordinateur car le volume de calcul ne permet pas de résolution "manuelle". Le logiciel MGSTAB développé par Schneider Electric pour effectuer les calculs, permet un traitement direct et économique de tous les cas de réseaux industriels, sans limitation du nombre de liaisons et de machines.

7.17. Simulation numérique des réseaux d’énergie Un réseau de transport ou de distribution d'énergie, qu'il soit public ou industriel, est toujours une association hétérogène d'éléments électriques généralement très complexes : alternateurs, lignes, câbles, transformateurs, charges diverses... Il existe des méthodes analytiques pour étudier le comportement d'un tel réseau en régime permanent. En revanche, dès qu'un événement vient modifier la topologie du réseau (à-coup de charge, défaut, etc.), la prédétermination du régime transitoire devient extrêmement complexe. Dans la grande majorité des cas, elle ne peut être menée par le calcul, de façon analytique. Le recours à une simulation numérique sur ordinateur ou station de travail est alors opportun. Il existe sur le marché plusieurs programmes de calcul des régimes transitoires dans les réseaux d'énergie : EMTP, ATP, EUROSTAG, MATLAB, etc. Le degré de fiabilité des résultats qu'ils fournissent dépend en grande partie du niveau d'expertise de l'utilisateur à utiliser le logiciel de simulation des régimes transitoires.

II. Réalisation d’une ligne

2.1 Tracé d’une ligne

2.1.1. Reconnaissance du terrain Confié à un excellent technicien, ce travail permet de suivre le parcours envisagé et d’apporter un certains nombre de précisions, parmi lesquelles on peut indiquer :

1. Les lignes électriques également situées à proximité ; 2. les obstacles spéciaux ; 3. le climat : risque d’orages, de neige, de glace, etc. ; 4. le sol : roche, argile, cultures, forêts, marais, etc. 5. les points d’approvisionnement par rail ou par route ; 6. les voies d’accès à chaque pylône et les pistes à créer.

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Ce travail délicat est effectué en prenant contact avec les administrations. En tenant compte d’énormes dégâts des orages sur les lignes électriques, on doit tenir compte de la vitesse maximale des vents au Congo qui ne dépasse pas 120 km/h (données de la météorologie nationale).

2.1.2 Ordre des travaux

1. La première étude est un avant-projet du tracé, étudié en cartes ; cette étude est faite par un ingénieur, 1. La seconde étude est une reconnaissance du terrain le long du tracé

envisagé, l’étude des variantes jugées utiles, cette étude est faite par un excellent technicien.

2. L’étude définitive est une synthèse des deux premières ; elle est faite par un ingénieur et poursuivie en bureau d’études afin d’obtenir le projet d’exécution donnant tous les détails de réalisation.

3. Simultanément, une enquête est menée sur le tracé de la ligne pour éviter d’éventuels obstacles.

Après approbation du projet, on procède à la négociation des droits de passage , à la construction de la ligne , aux essais de réception , enfin à la mise en service.

2.1.3 Avant projet Si le tracé en ligne droite était possible, ce serait évidemment la meilleure solution ; malheureusement, de nombreuses raisons obligent à adopter un tracé polygonal plus ou moins complexe.

1. Il faut d’abord tenir compte des obstacles géographiques que le tracé en ligne droite rencontrerait : agglomérations, cultures, forêts, rivières, chaînes de montagnes, etc.

2. Il faut également éviter les obstacles particuliers tels que : gares, aérodromes, installations militaires, etc.

3. L’étude des voies de communication est importante : leur abondance gène le tracé , mais leur rareté complique les travaux.

4. Au point de vue technique, il faut limiter le nombre d’angles, éviter le passage dans les zones souvent foudroyées.

5. On voit que le problème est complexe ; il s’agit de trouver une solution en tenant compte de toutes ces indications souvent contradictoires. Enfin, au point de vue économique, il faut essayer de trouver la solution la moins coûteuse parmi toutes celles qui sont possibles.

2.1.4 Etude définitive

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Synthèse des travaux précédents, l’étude définitive permet à l’ingénieur responsable de fixer le tracé définitif satisfaisant aussi bien pour la SNE, que pour les autres administrations et les bénéficiaires. Elle se continue par le choix des pylônes (semi-rigides ou rigides) et la disposition de conducteurs. L’ingénieur définit la portée usuelle, la position des fils de garde, les isolateurs, il calcule les flèches et les tensions des conducteurs, les pylônes et leur fondation. Cette étude permet de fixer aux géomètres quels sont les levés de plans complémentaires à réaliser le long de la ligne ou en travers. La position définitive des supports est alors fixée, puis on procède aux calculs définitifs en tenant compte des variations de température et des vents.

2.1.5 Dossier d’exécution Il résume l’ensemble des travaux et donne toutes les indications nécessaires à la réalisation, plan de la ligne, nature, emplacement des pylônes, dessin de chaque pylône différent, dessin des fondations, conditions de pose, approvisionnement à prévoir, etc. On est prêt à passer à la commande du matériel, puis à la réalisation de la ligne.

III. Une base de données

matériel fournisseurs ALSTOM France France transfo

Transformateurs MT et HT

PAUWELS TRAFO BELGIUM Câbles de Lyon

Câbles HT, MT, BT SILEC France ALSTOM

Appareillage HT Merlin Gerin - France LEGRANG - France Télémécanique Schlumberger

Appareillages BT

Arnould CENELEC = Comité Européen de Normalisation Electrotechnique : www.cenelec.com

Bureaux d’études internationaux pour la conception des lignes HT et des postes :

Tecsult , Golf Ingénierie, etc.

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IV. Etude de cas : électrification de Mbinda et Mayoko On étudie l’électrification des localités de Mbinda et Mayoko à partir de la ligne 30 kV en provenance de Moanda au Gabon. La longueur totale de la ligne est de 29 km telle que détaillée dans le tableau ci-après :

Tronçon Poste MT/MT Gabonais - Mbinda Mbinda - Mayoka Distance (km) 4 25

Envisageons les trois variantes :

Variante Puissance à transporter en MW 1ère 2 2ème 10 3ème 20

Le réseau MT gabonais étant en 30 kV, il est évident que 30 kV demeure la tension avec laquelle l’énergie va être transportée du Gabon vers Mbinda et Mayoko. On doit choisir la solution la plus avantageuse entre la distribution des deux localités directement en réseau MT 30kV ou en MT 10kV. Ici, le transport de l’énergie est assurée par cette ligne 30 kV de 29 km avec deux petits réseaux MT urbains ( à voir), un pour Mbinda et l’autre pour Mayoko selon l’étendue de ces villes. Si les deux villes sont petites, on n’a aucun intérêt à étendre des réseaux MT dans ces localités, pour cela, la solution de simples postes MT/BT 30kV/0,4kV devient évidente (un à Mbinda et un à Mayoko). Si les villes sont étendues, l’extension des réseaux MT urbains devient une priorité (en 30kV directement ou en 10 kV). Les Hypothèses : Tension de la ligne: 30 kV Puissance à transiter : cf les variantes Longueur : 29 km Fréquence : 50 Hz

1. Calcul de l’intensité du courant

La relation I = ϕcos3U

P donne les intensités ci-après :

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Puissance en MW Intensité en A Section de la ligne en mm2 20 481 Almélec 152 mm2 10 240 Almélec 93,3 mm2 2 48 Almélec 54.6 mm2

2. Calcul de la chute de tension selon les sections

En appliquant la relation ∆U = 3 LZI en triphasé avec Z,= XR 22 + ( X, R, Z : réactance, résistance, impédance de la ligne en Ω/km et L en km). X et R sont les caractéristiques du câble données par le fabriquant.

Puissance à transiter

Câble RL en Ω

XL en Ω

ZL en Ω

∆U

20MW Almélec 152 mm2 6,38 14,5 15,84 43 % 10 MW Almélec 93,3 mm2 8,27 14,5 16,69 23 % 2MW Almélec 54.6 mm2 10,27 14,5 17 4,7 %

Conclusion ; comme nous le constatons, la tension de 30 kV est si faible pour transporter de fortes puissances telles 10 et 20 MW , les chutes de tension prévisibles sont inadmissibles. On peut tolérer le double de la chute de tension de 4,7% et donc accepter le transport de la puissance maxi de 4 MW !

3. Dimensionnement des postes du Mbinda et Mayoko Tout va dépendre de la grandeur des localités et de l’importance de la charge. - si les localités sont petites, on a plus besoin de créer un réseau MT urbain.

La solution d’un poste 30kV/0,4 kV est évidente. - dans le cas contraire, il est question de créer un réseau MT dans la ville et

implanter des postes MT/BT aux endroits qu’il faut. 4. Le calcul des autres paramètres et le tracé de la ligne (cela demande une étude de terrain.) fin