Lignes vulnérables

Les lignes vulnérables (aériennes et souvent de faible puissance) sont généralement des dérivations en bout de réseau. Ce sont elles qui sollicitent le plus souvent le disjoncteur réenclencheur de tête et perturbent les autres dérivations qui sont soumises à la succession de cycles vus plus haut. Le problème posé est donc celui de l’absence de sélectivité entre départ général et dérivation vulnérable.

Pour remédier à cela on installe un appareil automatique qui évite la coupure du départ général en cas de défaut permanent sur une dérivation. Il s’agit d’Interrupteur Aérien à Creux de Tension (IACT). Dans la suite, nous ferons une brève présentation de cet appareil.

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 Interrupteur Aérien à coupure à Creux de Tension (IACT)

L’IACT est un appareil qui permet de commander manuellement les lignes HTA tout comme les IACM à la différence que les IACT peuvent s’ouvrir automatiquement en cas de défaut sur la ligne.

Au regard des déclenchements intempestifs enregistrés sur certains départs comme Cotonou 1, Cotonou 4, Cotonou 5, Cotonou 6, Saint Michel, SONACI ; certains IACM de ces départs devront être remplacés par les IACT. Aussi, faut-il installer d’autres aux points stratégiques du réseau afin d’éviter les perturbations causées sur les départs sains.

Figure 2.1 : Placement de l’IACT sur une dérivation vulnérable

 Fonctionnement

Lorsqu’un défaut apparaît sur la ligne vulnérable, le disjoncteur de tête entame ses cycles d’ouverture et de fermeture : un rapide puis deux lents. Pendant le creux de tension du deuxième cycle lent, l’IACT qui a compté deux défauts s’ouvre. Lorsque le dernier cycle commence le défaut a disparu et le disjoncteur général reste fermé.

L’absence de tension est alors circonscrite au seul départ en défaut.

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Figure 2.2 : Automatisme d’élimination des défauts sur une ligne vulnérable

Conclusion partielle

Dans ce chapitre, nous avons étudié les défauts survenus sur le réseau HTA de Cotonou Est de 2011 à 2015.

La première partie de ce chapitre nous a permis d’identifier les défauts survenus sur le réseau. D’abord, nous avons constaté la forte fréquence d’apparition des défauts permanents et fugitifs (respectivement 45% et 37%) par rapport aux défauts semi permanents (19%). Les défauts non permanents (fugitifs et semi permanents) sont exclusivement survenus sur le réseau aérien alors que les deux types de réseau (aérien et souterrain) ont contribué à la proportion des défauts permanents, laquelle est dominée par le pourcentage du réseau aérien (69% contre 31%). Ensuite, nous avons identifié les causes éventuelles de ces défauts. C’est ainsi que les « conducteurs » avec 38 différents cas de défauts provoqués se révèlent comme le premier maillon faible du réseau, ces derniers sont suivis des « accessoires du réseau » puis des « câbles souterrains ».

Ensuite, nous avons présenté quelques indices de fiabilité permettant d’apprécier la fiabilité du réseau de distribution HTA de Cotonou Est et la qualité de son alimentation.

Ainsi, le SAIFI nous a permis de constater que la fréquence moyenne d’interruption sur le réseau HTA de Cotonou Est a connu une évolution croissante pendant ces cinq

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dernières années en pivotant autour d’une valeur moyenne de deux cents deux (202) interruptions par année, montrant ainsi les discontinuités d’alimentation du réseau.

La dernière partie de ce chapitre a été consacré à l’amélioration de la continuité d’alimentation sur le réseau HTA de Cotonou Est. En effet, pour réduire la fréquence d’apparition des défauts et leur durée de localisation dans le réseau HTA de Cotonou Est, nous avons proposé l’utilisation des IPD dans la localisation des défauts, la maintenance préventive des équipements du réseau et l’installation des IACT sur les départs fortement perturbés par ces défauts.

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CHAPITRE 3

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Introduction partielle

La localisation de défaut par IPD est effectuée dans un but d’aide à l’exploitation ou à la maintenance des réseaux. Il s’agit d’utiliser les signalisations des IPD pour contribuer à la détermination de la portion du réseau, limitée par des organes de coupure, dans laquelle se situe le défaut.

Dans ce chapitre, nous allons étudier l’utilisation des IPD dans la détection et la localisation des défauts sur le réseau de distribution HTA de Cotonou Est.

3.1. Généralités

Une des tâches importantes de la gestion du réseau consiste à traiter correctement l’occurrence des défauts. En général, on distingue trois niveaux de traitement suite à l’apparition d’un défaut sur un réseau de distribution, [25]:

 la détection de défaut,

 la sélection du départ en défaut,

 la localisation du défaut ou du tronçon du réseau en défaut.

La détection doit être très rapide car elle entraîne l'ouverture des disjoncteurs qui mettront hors tension la partie défectueuse du réseau. Elle est réalisée à partir des informations localement disponibles à l'endroit des détecteurs de défaut (s’ils sont installés sur le réseau) et des relais de protection (courants et tensions mesurés). Lors du défaut polyphasé, le courant de défaut est très grand par rapport au celui de charge, la détection de ce type de défaut est donc simplement effectuée par le franchissement d’un seuil de courant. Par contre, lors du défaut monophasé, le courant de défaut est faible (en particulier dans le réseau à neutre isolé ou compensé), la détection de défaut est beaucoup plus compliquée.

La sélection du départ en défaut pour déterminer le tronçon qui a subi ou qui subit le défaut. Cette étape permet la localisation rapide du défaut.

La localisation précise du défaut sur un départ n'est utile que dans une phase de reconfiguration du réseau. La localisation peut donc être plus lente que la détection. En revanche, elle doit être plus précise afin de pouvoir manœuvrer les interrupteurs de

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réseau de façon optimale. Cependant, il ne faut pas négliger le fait qu'une localisation trop lente peut retarder la réalimentation d'un certain nombre de clients, et nuire à la qualité de fourniture en augmentant l'énergie non distribuée.

3.2. Méthodes de détection des défauts dans les réseaux de distribution HTA Le principe de détection des défauts dans les réseaux électriques repose sur le franchissement d’un seuil prévu des grandeurs électriques. Ce seuil peut porter sur le courant, la tension, les dérivées de ces grandeurs, les composants harmoniques, etc.

Remarquons que le défaut monophasé est le plus difficile à détecter, en particulier pour le réseau à neutre compensé [23]. Par contre, les défauts polyphasés (les autres types) sont faciles à détecter [1], [2].

On distingue les méthodes de détection de défaut actuellement en service suivant les paramètres électriques utilisés.

3.2.1. Courant de phase

Quand le défaut se produit, le courant de phase augmente très vite et il devient très élevé.

On utilise ces caractéristiques pour détecter le défaut (méthode ampèremétrique [1], [2]).

Si le seuil de courant est franchi ou si l’augmentation du courant durant une durée spécifique dépasse une valeur prévue, le défaut est déterminé. Cette méthode est utilisée pour détecter le défaut triphasé, biphasé ou monophasé (pour le réseau du neutre impédant ou mis directement à la terre) car le courant de défaut est élevé [15]. Méthode de détection des défauts utilisée dans le réseau de distribution HTA de Cotonou Est.

3.2.2. Tension neutre-terre

La tension neutre-terre, relativement faible en service normal, augmente immédiatement avec l’apparition d’un défaut monophasé. Dans le cas d’un défaut franc, elle atteint même la tension nominale simple du réseau. Ce phénomène peut être exploité pour la détection des défauts en définissant des valeurs seuils pour la tension neutre-terre ou pour sa variation [11]. Plus le défaut est résistif, plus cette méthode devient sensible aux autres facteurs qui peuvent faire varier la tension neutre-terre (i.e. asymétrie du réseau).

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3.2.3. Tension résiduelle et courant résiduel

La tension résiduelle et le courant résiduel sont les sommes vectorielles des tensions simples et des courants de phases des trois phases. En l'absence de défaut à la terre, leurs valeurs sont égales à zéro. Quand le défaut se produit, elles deviennent non nulles. On profite de cette caractéristique pour détecter le défaut en comparant la tension résiduelle (et le courant résiduel) avec un seuil prévu.

Une autre méthode qui utilise ces grandeurs est la méthode wattmétrique traditionnelle. Elle exploite la faible composante active à 50Hz du courant homopolaire (égale à un tiers de courant résiduel) pour faire une mesure de la puissance. La phase du courant homopolaire par rapport à la phase de la tension du déplacement du neutre, détermine si le défaut est situé en amont ou en aval (détection directionnelle). Cette méthode est très utile pour le réseau à neutre compensé dont la composante active n’est pas compensée par la bobine Petersen [15].

Une autre méthode, appelée «Relais pour les défauts transitoires » [23], [24], exploite les premières oscillations transitoires du courant homopolaire et de la tension du déplacement du neutre. L’orientation de ces premières demi-ondes (opposée ou dans le même sens) détermine également la direction du défaut par rapport à l’endroit du relais.

L’objectif de cette méthode est de détecter non seulement les défauts permanents mais aussi les défauts transitoires générés par la foudre, des branches d’un arbre, des isolateurs en mauvais état, etc.

Au niveau du poste source, les deux méthodes ci-dessus peuvent être utilisées pour la détection des défauts et la sélection du départ en défaut. En plus, si plusieurs détecteurs de défaut, utilisant cette méthode, sont installés au long des lignes du réseau, la vue d’ensemble de leurs décisions peut être utilisée pour une localisation plus précise du tronçon du réseau en défaut [12].

3.2.4. Exploitation des harmoniques

L’exploitation des harmoniques est une autre variante pour la détection et la sélection du départ en défaut. Notamment l’harmonique de rang 5, due aux non linéarités des transformateurs, est présente dans le courant homopolaire du réseau. Il faut noter que

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dans le réseau accordé, le courant de défaut est uniquement compensé pour la fréquence fondamentale, les composantes à fréquences plus élevées ne sont pas concernées. En comparant les courants résiduels des départs, le départ en défaut peut être déterminé, puisque les harmoniques dans les trois phases s’annulent pour les départs sains. Comme pour la méthode wattmétrique, des détecteurs de défaut peuvent être installés à plusieurs endroits du réseau pour localiser le tronçon du réseau en défaut. L’inconvénient de cette méthode est qu’elle est tributaire d’un taux d’harmoniques constant et assez élevé, ce qui n’est pas toujours le cas dans la pratique. De plus, les harmoniques représentent un effet parasite que l’on essaie de supprimer dans les réseaux électriques [15].

3.3. Méthodes de localisation des défauts dans les réseaux de distribution HTA 3.3.1. Reconfiguration du réseau

Cette méthode est utilisée pour localiser la zone en défaut. Les réseaux de distribution disposent d’organes de coupure en des points stratégiques qui permettent, après la détection d’un défaut permanent, de reconfigurer le réseau afin de réalimenter la majorité des consommateurs. Seul le tronçon en défaut n’est alors plus alimenté afin de réparer les matériels endommagés et éliminer la cause du défaut si nécessaire. La méthode est du type essai – erreur. En conséquence, dans certains cas, la recherche de la zone en défaut peut durer plusieurs heures et augmenter les détériorations subies par les matériels lors des différentes réalimentations [15].

Actuellement, l’identification du tronçon en défaut se fait en trois étapes :

Première étape : l’exploitation des indications des détecteurs de défaut, installés dans quelques points du réseau, indiquant la direction du défaut (centralisé ou par visite de ligne).

Deuxième étape : la réalimentation successive des parties coupées du réseau en observant si le défaut est basculé sur un autre départ jusqu'à l'identification du tronçon en défaut (télécommandé et/ou manuel).

Troisième étape : la visite du départ en défaut par le personnel de dépannage.

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Les deux dernières étapes sont celles utilisées actuellement par le service de dépannage de la SBEE pour la localisation des défauts (Figure 3.1) car le réseau ne dispose pas des détecteurs de défaut pour utiliser la première étape de cette méthode de reconfiguration du réseau.

Exemple de localisation de défaut par la reconfiguration du réseau

a) configuration initiale b) Configuration initiale d’étude (par sections)

c) Configuration intermédiaire 1 d) Configuration finale

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Figure 3.1 : les différentes étapes de localisation de défaut par la reconfiguration du réseau

Lorsqu’un défaut se produit sur le réseau, la configuration initiale du système change à cause des automatismes. L’équipement en défaut est ensuite isolé pour la réparation et le reste des clients du système sont réalimentés. Donc, le système passe par un certain nombre de configurations intermédiaires (Figure 3.1_c) – tous les clients non alimentés) jusqu’à la configuration finale (Figure3.1_d) – une partie des clients (sections) non alimentés). Pour atteindre ces configurations le système subit plusieurs interventions de la part des automatismes et de l’opérateur qui change l’état de certains composants (interrupteurs, disjoncteurs). Dans cet exemple, comme on peut voir dans la configuration finale, on a des composants qui ont changé d’état (entourés en bleu). Il faut préciser que l’ensemble des figures présentées ne montre pas toutes les configurations intermédiaires ainsi que l’ordre des changements d’état des composants.

En fonction de la stratégie abordée par l’opérateur, les configurations intermédiaires peuvent être différentes. Pour chaque événement réalisé sur le réseau, on est sensé trouver les configurations intermédiaires et finales pour enregistrer à la fin le nombre de clients non alimentés (nombre d’interruptions et temps de coupure d’électricité).

3.3.2. Calcul de la distance de défaut

Ce sont des méthodes de localisation précise du défaut par calcul de la distance entre le défaut et un point de référence souvent représenté par le jeu de barre en sortie du poste source (par souci de facilité et d’économie). Les méthodes courantes s’appuient sur la mesure des grandeurs électriques à la fréquence fondamentale. Cependant, la localisation des défauts est d'autant plus difficile que le réseau présente beaucoup de bifurcations et d'antennes ; certaines méthodes proposent dès lors une localisation à partir de mesures (tensions et/ou courants) réalisées à chaque extrémité d'antenne. Les mesures sont généralement synchronisées, mais certains auteurs proposent des méthodes à partir de mesures non synchronisées.

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Plusieurs méthodes de calcul de distance sont actuellement proposées dans la littérature (Tableau 3.1). Elles reposent sur des formulations classiques (calcul par schémas symétriques) ou plus avancées (ondes de propagation).

Tableau 3.1 : Méthodes de calcul de la distance de défaut

Type de méthode

Méthodes déterministes Méthodes heuristiques Impédance Signaux

transitoires

Réseaux de neurones

Avantages Robuste, facile à implémenter électrotechniques et traitement de signaux; et heuristique, provenant d'une application de raisonnement "expert" pour le calcul de la distance de défaut.

Nous allons commencer par les méthodes fondées sur un calcul d'impédance pour lesquelles la distance de défaut est la solution d'un système d'équations, obtenu par séparation des parties réelles et imaginaires d'une équation électrotechnique. Ce type de calcul est parmi les plus anciens ; il a été conçu initialement pour les réseaux de transport, [20]. Des exemples pour ces méthodes, adaptées aux réseaux de distribution, sont disponibles dans, [15], [19].

Une technique en plein essor est le calcul de la distance en utilisant des signaux à hautes fréquences, qui prennent place immédiatement après l'apparition du défaut. Ce type de

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méthode nécessite une très bonne connaissance du réseau et demande des appareils de mesures assez chers. Cette technique est appliquée dans le cas des défauts monophasés à faible courant de défaut tels que les réseaux à neutre isolé ou compensé, [25].

Dans le deuxième groupe des méthodes, une solution très souvent proposée repose sur l’usage de réseaux de neurones, imitant en termes de fonctionnement celui du cerveau humain. L'inconvénient majeur de ces méthodes est le temps d'apprentissage et le nombre de données d'apprentissage qui incluent aussi la distance de défaut. Des exemples de ces techniques sont disponibles dans [26].

3.3.3. Les nouvelles méthodes mises en œuvre

Parmi les méthodes de détection et localisation des défauts ci-dessus, nous insistons sur celles utilisant les IPD. Ces appareils sont actuellement largement utilisés dans les réseaux de distribution avec tout type de régime de neutre. Notre objectif est donc focalisé sur l’insertion de ces IPD dans le réseau de distribution HTA de Cotonou Est afin de permettre une localisation de défaut plus efficace.

Dans la suite, nous présentons en détail les IPD, leur fonctionnement et l’utilisation de ces dispositifs pour détecter et localiser des défauts.

3.4. Indicateur de Passage de Défaut (IPD)

L’IPD est un appareil qui s’installe tout au long des départs HTA et qui, par l’analyse des signaux locaux courant et tension (pour certains modèles), est capable de signaler en local ou à distance à l’exploitant du réseau la présence d’un défaut. L’information peut avoir deux types d’exploitation :

 aide à la localisation des défauts permanents,

 aide à la localisation des origines des défauts non permanents s’ils sont comptabilisés et leurs caractéristiques mémorisées par les IPD. En facilitant la localisation d’un ouvrage HTA responsable d’un nombre de défauts d’isolement anormalement élevé, on améliore l’entretien du réseau.

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A condition qu’ils détectent le défaut de façon certaine et qu’ils soient correctement mis en œuvre dans les réseaux (c’est-à-dire placés à une position « stratégique »), les IPD peuvent permettre d’améliorer la continuité d’alimentation sur les réseaux HTA en réduisant les heures d’interruptions lors de l’apparition d’un défaut permanent et la sécurité du réseau en minimisant les dommages subies par les équipements lors des réalimentations successives.

3.4.1. Constitution des IPD

Un IPD peut présenter l’architecture suivante :

Figure 3.2 : Constitution d’un IPD

Capteurs : ils récupèrent des informations comme les courants de phase ou les courants résiduels et les différentes tensions. Pour les IPD dans les parties aériennes du réseau HTA, ils sont accrochés sur les poteaux et n’ont aucune liaison électrique «physique»

avec la ligne. Ils font donc l’acquisition des signaux courant et tension par l’analyse des champs magnétiques et électriques mesurés à une distance de 8 à 10m des conducteurs [13], [14]. Pour les IPD dans les parties souterraines, ils sont généralement installés dans des postes HTA/BT ou des ouvrages équipés d’interrupteurs HTA. Ils font ainsi l’acquisition des signaux courant par l’intermédiaire des tores de coût réduit placés autour des câbles HTA. S’ils ont besoin pour leur fonctionnement de signaux tension, on utilise les diviseurs capacitifs existants sur les extrémités embrochables des câbles HTA. Eventuellement, on peut envisager d’utiliser les diviseurs capacitifs qui servent à

avec la ligne. Ils font donc l’acquisition des signaux courant et tension par l’analyse des champs magnétiques et électriques mesurés à une distance de 8 à 10m des conducteurs [13], [14]. Pour les IPD dans les parties souterraines, ils sont généralement installés dans des postes HTA/BT ou des ouvrages équipés d’interrupteurs HTA. Ils font ainsi l’acquisition des signaux courant par l’intermédiaire des tores de coût réduit placés autour des câbles HTA. S’ils ont besoin pour leur fonctionnement de signaux tension, on utilise les diviseurs capacitifs existants sur les extrémités embrochables des câbles HTA. Eventuellement, on peut envisager d’utiliser les diviseurs capacitifs qui servent à