Il est observé que les réseaux HTA de la SBEE sont souvent confrontés à des perturbations diverses qui sont à l’origine des interruptions fréquentes. Pour cela, une collecte hebdomadaire d’incidents sur les réseaux HTA de la SBEE est réalisée. Ce rapport est un indicateur qui permet d’apprécier les actions mises en œuvre par la Direction de la Distribution (DD) avec le concours des Directions Ré-gionales (DR) pour améliorer la qualité de l’énergie fournie à la clientèle.
Un incident HTA est une perturbation de grande ampleur. Les incidents qui peuvent survenir dans les réseaux HTA ou HTB (Haute Tension catégorie B) représentent la principale cause de perturbation et d’interruption de la fourniture d’énergie électrique. Dans de nombreux cas ces incidents sont dus à l’apparition des courts circuits ou défaut d’isolement qui se produisent soit entre conducteurs, soit
entre plusieurs conducteurs et la terre.
La fréquence et la répartition des défauts sur un réseau électrique dépendent de la nature du réseau, de son environnement et de la technologie des matériels utilisés [4].
En effet, la plupart des incidents enregistrés sur ces réseaux provient de vingt-deux (22) types d’inci-dent.
Ces incidents sont :
— Transformateur avarié ;
— Cellules avariées ;
— Connectiques (embrochables, cosse, connections câble ) ;
— Ionisation des cellules ;
— Défaut à la terre ou homopolaire (Conducteur sur console) ;
— Fusibles HTA fondus ;
— IACM Défectueux (Couteau IACM ou cosse IACM défaillant) ;
— Bretelle rompue ;
— Défauts semi-permanents ;
— Défauts fugitifs ;
— Câbles endommagés (Conducteur rompu) ;
— Extrémités de jonctions avariées ;
— Boites de jonctions avariées ;
— Court-circuit Polyphasé ;
— Isolateurs cassés ;
— Destruction de cosses bimétales sur remontée de départ HTA ;
— Supports cassés ;
— Branche d’arbre tombée sur les conducteurs ;
— Cellule disjoncteur ou disjoncteurs HTA défectueux ;
— Parafoudre défectueux ;
— Poste HTA/BT brûlé ;
— Autres défauts (autres perturbations, décharges atmosphériques).
Le récapitulatif est présenté sur le diagramme de la figure 1.3. Cette figure présente le nombre d’incident en fonction du type d’incident. Ces incidents sont au nombre de 1354 en 2018, soit presque le double des incidents enregistrés en 2017 (782 incidents). Ces incidents sont souvent d’origine ex-terne (atmosphérique et physique) ou d’origine inex-terne [4].
Sur le diagramme de la figure 1.3, on peut noter que les incidents sont majoritairement dus aux causes externes (orage, foudre, vent et amorçages directs dus à la foudre, embruns marins) et aux dé-fauts fugitifs.
FIGURE1.3 – Récapitulatif du nombre d’incidents par type de défaut
Une analyse effectuée sur la survenue de ces incidents dans chacune des régions, a permis de mon-trer une croissance du nombre de défauts en 2018 par rapport au relevé effectué en 2017.
Cette même analyse révèle que la DRA, région dans laquelle se trouve le départ de Ouidah, est la plus touchée par ces incidents. La figure 1.4, présente le nombre de défauts en fonction de la région électrique, pour les années 2017 et 2018.
FIGURE 1.4 – Récapitulatif du nombre de défauts par région
On remarque alors que le nombre de défauts à la DRA a pratiquement doublé au bout d’une année.
En 2018, la DRA englobe 21% des défauts recensés sur les réseaux HTA de la SBEE. Cette proportion peut être observée sur le diagramme circulaire de la figure 1.5. Ce diagramme présente les proportions des incidents enregistrés sur les réseaux HTA de la SBEE, pour le compte de l’année 2018.
FIGURE1.5 – Proportion des incidents par région
La survenue des défauts implique des déclenchements intempestifs sur les départs. Les proportions des déclenchements survenus sur les départs de la DRA sont présentées par la figure 1.6.
FIGURE 1.6 – Proportion des déclenchements par départ à la DRA
Le digramme de la figure 1.6 révèle que les déclenchements survenus sur le départ HTA de Ouidah
(Avakpa-Ouidah) représentent 8% des déclenchements enregistrés à la DRA.
En cas de déclenchement sur un départ, il est parfois nécessaire d’effectuer des opérations de dé-pannage. Ces dernières nécessitent un certain temps d’arrêt de fonctionnement des parties concernées et impliquent ainsi des interruptions dans la distribution de l’énergie.
Dans le cadre du rapport d’incidents de 2018 [4], plusieurs relevés ont été effectués en ce qui concerne les interruptions de distribution, les temps de réparation ainsi que le taux de disponibilité de l’énergie.
D’après ces relevés, au bout d’un mois, le temps moyen d’usage (c’est-à-dire le temps au bout duquel les consommateurs sont effectivement alimentés) est de 690,52 heures, avec un temps moyen de bon fonctionnement estimé à 6,04 heures avant la survenue d’une coupure pour travaux de dépannage.
Les figures 1.7 et 1.8, montrent respectivement le temps moyen (en heures) de réparation et le taux de disponibilité de l’énergie électrique par région.
FIGURE1.7 – Temps moyens de réparation par région
FIGURE 1.8 – Disponibilité par région
De ces résultats, on note que nos réseaux de distribution ne sont disponibles en moyenne qu’à 70%, pire il y a une interruption dans la distribution de l’énergie toutes les 6 heures. Et la SBEE met en moyenne 2,3h pour réparer les défaillances [4].
Il peut être alors conclut que ces systèmes électriques sont très peu fiables, et qu’il faille améliorer leurs performances [4].
Les durées d’interruptions engendrées par les coupures pour incidents ont entrainé une Energie Non Distribuée (END). Il s’agit des kilowatt-heures (kWh) qui auraient pu être distribués s’il n’y avait pas de coupures pour incident.
Cette END est évaluée à 6 059 364 kWh pour la période de janvier à décembre 2018 soit un manque à gagner de 672 589 404 FCFA [4]. L’augmentation de l’END s’explique souvent par le fait que les exploitants ne disposent pas de moyens roulants adéquats pour intervenir dans les délais impartis.
La répartition de cette énergie dans les différentes régions est présentée dans le tableau 1.2, et les proportions sont précisées par le diagramme circulaire de la figure 1.9.
TABLEAU1.2 – Energie Non Distribuée par région en 2018
Régions DRL1 DRL2 DRA DROP DRMC DRZC DRBA DRATAD
END 1 120 582 1 227 472 1 623 615 246 159 116 891 840 304 455 487 428 855
FIGURE1.9 – Proportion de l’END
Ces résultats montrent que la DRA présente la plus forte proportion d’énergie non distribuée (25%), soit 1 623 615 kWh.
Il est aussi à noter que cette énergie a subi une forte augmentation de 2017 à 2018. Ceci est illustré à la figure 1.10, qui présente l’END (en kWh) en fonction de la région électrique pour les années 2017 et 2018.
FIGURE 1.10 – END par région en 2017 et 2018
Seule la DRMC a suivi une tendance baissière. Dans toutes les autres régions l’END a augmentée, particulièrement à la DRL2, DRA et DRZC.