CHAPITRE 3 : DETECTION ET LOCALISATION DES DEFAUTS SUR LE RESEAU DE
3.6. Choix des IPD pour la localisation des défauts dans le réseau de distribution HTA de Cotonou
Fournir une alimentation continue et diminuer le temps des interventions sur le réseau sont les préoccupations majeures de la SBEE. Pour cela, augmenter la rapidité et la précision de localisation du défaut constitue un des objectifs d’une politique de modernisation des réseaux de distribution de la SBEE en particulier celui de Cotonou Est. L’utilisation des détecteurs de défauts ou IPD dans les réseaux, fiables et économiques, est l’un des principaux moyens pour assurer la réussite d’une telle politique.
Plusieurs gammes de détecteurs de défauts existent aujourd’hui sur le marché des équipements électriques. Notre choix s’est porté sur les indicateurs de défaut de type Easergy Flair pour les réseaux souterrains et Easergy Flite pour les réseaux aériens, tous deux produits de Schneider Electric.
DETECTION ET LOCALISATION DES DEFAUTS SUR LE RESEAU DE DISTRIBUTION HTA DE COTONOU EST A L’AIDE DES IPD
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Easergy Flair et Easergy Flite font partie d’une nouvelle gamme d’indicateurs de passage de défaut avec des dimensions particulièrement compactes et performants. Ce sont des détecteurs directionnels des défauts phase-terre et phase-phase.
Nous présentons ci-dessous le principe de détection et de localisation des défauts de ces indicateurs de défaut ainsi que leurs caractéristiques.
Principe de détection [13]
Le principe de détection des Flair 310 et Flite 315 est basé sur l’observation des valeurs transitoires, de la tension résiduelle Vr (Vr = 3 V0) et du courant résiduel Ir (Ir = 3 I0), dans les premières minutes après l’apparition du défaut.
Figure 3.9 : Principe de détection de Flair 310 et Flite 315 La séquence de détection est la suivante :
lors de l’apparition du défaut terre, le sens du défaut est déterminé par le déphasage entre Vr et Ir ;
le défaut est confirmé si Vr est toujours présent à la fin d’une temporisation configurable (valeur par défaut 50 ms). Il y a alors indication d’un défaut transitoire (compteur de défaut et optionnellement contact de sortie) ;
le défaut sera considéré comme défaut permanent (ouverture de la protection ou exploitation à défaut maintenu) après les éventuels cycles de réenclenchement avant d’activer l’indication de défaut permanent (signalisation lumineuse et contact de sortie).
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Caractéristiques de Flaire 310 et Flite 315 [13], [14]
Tableau 3.12 : Caractéristiques des indicateurs de défaut Flair 310 & Flite 315 Caractéristiques Flair 310 Flite 315
Application
Type de réseau Souterrain Aérien
Tension de réseau (kV) 10 à 20 5 à 25
Fréquence (Hz) 50
Neutre Compensé-isolé-impédant
Type d’alimentation Pile Lithuim (7ans) Détection des défauts phase-terre
Seuil détection courant résiduel (A) 40
Seuil détection tension résiduelle (kV) 0,3 Un (= 4,5 kVeff pour 15 kV) Tension résiduelle requise pour
confirmation du défaut
0,18 Un (=2,7 kVeff pour 15kV) Durée minimale de la tension résiduelle
efficace (ms)
50* à 500 Courant capacitif total minimum requis
(A)
50 Courant capacitif minimum pour une
signalisation en aval du défaut (A)
30
Signalisation lumineuse Rouge : défaut terre vers le câble Vert : défaut terre vers le jeu de barres Détection des défauts phase terre doubles
Seuil de déclenchement (A) 100,120, 140, 160*, 180, 200, 220, 240, 260, 280, 300.
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Temps de prise en compte (ms) 50, 60, 70*, 80, 90, 100, 120, 140, 160, 180, 200, 250, 300, 350, 400,
450, 500.
Caractéristiques Flair 310 Flite 315 Signalisation lumineuse Alterné Rouge/vert
Détection des défauts polyphasés
Seuil de déclenchement (A) 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500*
Temps de prise en compte (ms) 50, 60, 70*, 80, 90, 100, 120, 140, 160, 180, 200, 250, 300, 350, 400,
450, 500.
Signalisation lumineuse Alterné Rouge/vert Temporisations
Avant signalisation des défauts transitoires
(compteur et contact de sortie) (s)
1,1
Avant signalisation des défauts permanents (signalisation lumineuse et
contact de sortie) (s) Off-10-40-70*-120-140 Durée de présence tension requise
avant toute détection (restriction de
courant d’appel) (s) 5
Remise à zéro de la signalisation Par retour de la tension sans défaut
pour une durée de (s)
5 (peut-être désactivé) Après une temporisation configurable
(h)
2, 4*, 6, 8, 12, 16
Manuellement A l’aide d’un aimant
Contact sec de sortie
Pouvoir de coupure 8A/250 Vac ; 5A/30 Vdc
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Signalisation lumineuse
Période de clignotement (s) 1
Caractéristiques Flair 310 Flite 315 Environnement
Résistance aux vibrations (g) 2
Température de fonctionnement (°C) -25 à +55
Température de stockage (°C) -25 à +70
Degré de protection IP 21 IK 9
Caractéristiques mécaniques
Dimensions H×L×P (mm) 270×203×110
Poids (kg) 1,5
(*) Valeur par défaut.
a) Vue de face du Flair 310 b) Vue de face du Flite 315 Figure 3.10 : vue de face de Flair 310 (a) & Flite 315 (b)
Localisation des défauts à l’aide des signalisations des IPD [13], [14]
Défaut phase-terre
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La détection des défauts monophasés à la terre est «directionnelle», c'est-à-dire que le détecteur indique au moyen d’une couleur différente (rouge ou verte) dans quelle direction se situe le défaut par rapport au détecteur (Figure 3.11_a). Cette direction est coordonnée par le sens de pose des tores de courant. Ceux-ci disposent donc d’une marque (rouge en bas et verte sur le dessus du tore) rappelant la correspondance avec la signalisation du défaut. Le défaut à localiser se trouve sur le tronçon de réseau qui précède le premier détecteur qui soit change de couleur, soit ne clignote pas. Les défauts simples entre phase et terre sont identifiés par un clignotement d’une seule couleur, soit rouge, soit vert, en fonction de l’orientation du Flite :
en face du détecteur, le défaut est devant si clignotement vert sinon clignotement rouge (Figure 3.11_b) ;
en amont du défaut, chaque détecteur du départ clignote ;
en aval du défaut, un détecteur clignote uniquement (si le courant capacitif en aval de ce détecteur est égal à au moins 30 A).
a) Flair 310 b) Flite 315
Figure 3.11 : Signalisation de défaut phase-terre de Flair 310 (a) et Flite 315 (b)
Défaut polyphasés ou phase terre-double
La détection des défauts polyphasés ou doubles est « ampèremétrique », c'est-à dire que seuls les détecteurs situés entre le poste source et le défaut verront passer le courant de défaut. Ils le signaleront en actionnant simultanément les deux couleurs rouge et verte (Figures 3.12_a et 3.12_b).
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a) Flair 310 b) Flite 315
Figure 3.12 : Signalisation de défaut polyphasés de Flair 310 (a) et Flite 315 (b) Le schéma unifilaire du départ Cotonou 6 avec placement des IPD est représenté en Annexe 2
Conclusion partielle
Dans ce chapitre, nous avons principalement parlé de l’utilisation des IPD dans la détection et de localisation des défauts sur le réseau de distribution HTA de Cotonou Est.
D’abord, nous avons présenté les méthodes de détection et de localisation des défauts en service dans les réseaux de distribution HTA. En effet, nous avons remarqué que la méthode de courant de phase et celle de reconfiguration du réseau sont respectivement les méthodes de détection et de localisation des défauts en service sur le réseau de distribution HTA de Cotonou Est.
En suite, nous avons étudié les Indicateurs de Passage de Défauts. Ainsi, nous avons retenu que la méthode de détection de ces détecteurs de défauts repose sur le principe de franchissent de seuil (amperémétrique) ou sur la comparaison des signaux (courant résiduel et tension résiduelle) ; la localisation du tronçon en défaut est indiquée par le clignotement des voyants en conformité avec le type d’IPD et la nature du défaut. Nous avons aussi étudié la robustesse du diagnostic avec les IPD. Cette étude nous a permis de constater que la probabilité de trouver la section en défaut est d’autant plus importante que les IPD fonctionnant correctement sont proches de la zone en défaut.
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En fin, nous avons proposé l’utilisation de ces IPD pour la localisation des défauts sur le réseau de distribution HTA de Cotonou Est. Notre choix s’est porté sur les produits Schneider Electric, en l’occurrence Flair 310 pour les réseaux souterrains et Flite 315 pour les réseaux aériens.
CHAPITRE 4
EVALUATION DU COUT DU PROJET
EVALUATION DU COUT DU PROJET
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Introduction partielle
Ce chapitre consiste à faire une estimation des dépenses que la SBEE pourrait effectuer, pour assurer la continuité d’alimentation sur son réseau de distribution HTA de Cotonou Est, par l’installation des détecteurs de défaut. Nous étudierons aussi la rentabilité du projet.
4.1. Inventaire et coût des matériels
Faire l’inventaire du matériel consiste à répertorier les principaux équipements et leurs prix. Les principaux équipements nécessaires pour la réalisation de ce projet sont présentés dans le tableau 4.1 y compris leurs coûts.
Tableau 4.1 : Coût des principaux équipements
Equipements Références Quantités
Prix
Le Coût global du projet revient à la somme du Coût des équipements et du coût de leur installation.
Soit
C
i, le coût d’installation des IPD et IACT.Ainsi, le coût global du projet se détermine de la manière suivante :
Coût global
Total +C
i (4.1) AN : Total = 106 496 000 FCFA,Le coût d’installation d’un IPD est de 40€ tandis que celui d’un IACT avoisine 100€, alors nous pouvons calculer Ci :
EVALUATION DU COUT DU PROJET
40 650 180 100 650 25 6305000
i
C
d’oùCoût global
106 496 000+ 6 305 000= 112 801 000 FCFADonc, le coût global du projet s’élèvera approximativement à cent douze millions huit-cent vingt-un milles FCFA.
4.3 Etude de la rentabilité du projet
La rentabilité est un paramètre capital dans l’étude de faisabilité et de fiabilité d’un projet. Par le calcul du Temps de Retour sur Investissement (TRI), on apprécie la durée exprimée généralement en année nous renseignant sur le temps au cours duquel le projet nous retourne la totalité du budget consacré à sa réalisation.
Pour donc évaluer la rentabilité de notre projet d’étude, nous avons calculé le Temps de Retour sur Investissement (TRI)
𝑇𝑅𝐼 = 𝐶𝑜û𝑡 𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 𝑑′𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑠𝑠𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡
𝐺𝑎𝑖𝑛 𝑎𝑛𝑛𝑢𝑒𝑙 𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 (4.2) Le gain au profit de la SBEE peut être calculé de la manière suivante :
𝑮𝒂𝒊𝒏 = 𝑬𝑵𝑫 × 𝑷𝒓𝒊𝒙 𝒅𝒖 𝒌𝑾𝒉
Avec END, l’énergie non distribuée sur le réseau pendant une année.
Soit END1, l’énergie non distribuée sur le réseau au cours des mois d’Avril, Août et Septembre 2016.
END1 = 128 653+185 685+ 25 969=340 307 kWh. (Confère le Tableau 2.2)
Le Prix de kWh est estimé à 94 FCFA en HTA, alors le gain obtenu après trois mois est:
𝑮𝒂𝒊𝒏 = 340 307 × 94 = 31 988 856 𝐹𝐶𝐹𝐴 Approximativement, le gain annuel global serait : 𝑮𝒂𝒊𝒏 𝒂𝒏𝒏𝒖𝒆𝒍 𝒈𝒍𝒐𝒃𝒂𝒍 = 31 988 856 × 4
= 127 955 424 𝐹𝐶𝐹𝐴 𝑒𝑛 𝑚𝑜𝑦𝑒𝑛𝑛𝑒 𝑝𝑎𝑟 𝑎𝑛
Le coût global de l’investissement étant de 112.801.000 FCFA, on a :
EVALUATION DU COUT DU PROJET
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𝑇𝑅𝐼 = 112 801 000
127 955 424 = 0,88 ≅ 11𝑚𝑜𝑖𝑠
Le temps de retour sur investissement est de 11 mois alors que la durée de vie du projet peut atteindre une vingtaine d’années. Le projet est donc rentable.
Conclusion partielle
Ce chapitre nous a permis d’avoir une estimation du Coût global du projet. La réalisation de ce projet coûtera approximativement 112 801 000 FCFA à la SBEE. Cet investissement peut être récupéré au bout de 11 mois alors que la durée de vie du projet peut atteindre une vingtaine d’années. Notre projet est donc rentable.
CONCLUSION GENERALE ET PERSPECTIVES
CONCLUSION GENERALE ET PERSPECTIVES
Le sujet de ce mémoire a porté sur la continuité d’alimentation du réseau de distribution HTA de Cotonou Est par la localisation des défauts avec les IPD.
La première partie du mémoire étudie les défauts survenus sur ce réseau de 2011 à 2015 et propose des solutions pour assurer la continuité de son alimentation. D’abord, nous avons constaté que 55% des défauts survenus sur le réseau sont des défauts non permanents (dont 37% sont fugitifs et 19% semi permanents) tandis que les 45% restant sont des défauts permanents. Les défauts non 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 ». Enfin, grâce à l’indice de la fréquence moyenne d’interruption, nous avons pu apprécier la fiabilité du réseau et la continuité de son alimentation, celles-ci sont fortement perturbées par des coupures brèves et longues (avec un SAIFI de 202 en moyenne). Le réseau reste très fébrile et vulnérable aux incidents. Des approches de solution sont alors proposées, c’est ainsi que la maintenance préventive des équipements sensibles du réseau, l’installation des IACT sur certains départs et l’utilisation des IPD dans la localisation des défauts ont été retenues.
La deuxième partie du mémoire est consacrée à la détection et la localisation des défauts sur ledit réseau en utilisant les informations fournies par les Indicateurs de Passage de Défaut (IPD). D’abord, nous avons étudié le principe de fonctionnement de ces IPD.
Ainsi, nous avons retenu que la localisation du tronçon en défaut est indiquée par le clignotement des voyants en conformité avec le type d’IPD et la nature du défaut. En suite, nous avons étudié la robustesse du diagnostic avec les IPD, cette étude nous a permis de constater que la probabilité de trouver la section en défaut est d’autant plus importante que les IPD fonctionnant correctement sont proches de la zone en défaut.
Enfin, nous avons proposé l’utilisation de ces IPD pour améliorer la continuité
CONCLUSION GENERALE ET PERSPECTIVES
Rédigé par Olouwa Fèmi DIMON 70
d’alimentation sur le réseau de distribution HTA de la Cotonou Est. Nous avons choisi les produits Schneider Electric, en l’occurrence Flair 310 pour le réseau souterrain et Flite 315 pour le réseau aérien. La réalisation de ce projet coûtera approximativement 112.801.000 FCFA à la SBEE.
Nous n’avons pas pu aborder tous les aspects de ce thème. A cet effet, un certain nombre de perspectives sont envisageables pour les développements futurs dans ce domaine.
Les principales voies à explorer sont :
avec la présence de plus en plus de génération d’énergie décentralisée (GED) dans le réseau de la SBEE, il sera très nécessaire de faire une étude similaire à celle-ci en tenant compte de leur présence;
il sera aussi très intéressante de mener une étude similaire au réseau de distribution HTA de Cotonou Ouest ;
dans le but de contribuer à la sûreté du réseau, il sera important de réaliser un modèle pour la maintenance préventive des équipements du réseau ;
aussi, il sera utile de modéliser les défaillances humaines dans la mise en place des actions correctives ;
l’étude du placement optimal des IPD dans le réseau HTA de Cotonou Est sera nécessaire pour minimiser le coût du projet.
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
BIBLIOGRAPHIE
[1] M. Clement, P. Millet, L. Perrault, J. Raymongue, « Spécification HN 45-S-51 Réseaux HTA souterrains – Détecteurs de défauts monophasés directionnels et
polyphasés non directionnels», Service matériel électrique département CIMA - EDF, 19/1/2001
[2] M. Clement, P. Millet, L. Perrault, J. Raymongue, « Spécification HN 45-S-52 Réseaux HTA aériens – Détecteurs de défauts monophasés directionnels et polyphasés non directionnels», Service matériel électrique département CIMA - EDF, 26/1/2001 [3] C. CLAUDE & D. PIERRE, « Protection des Réseaux de Transport et de Répartition », Direction de la Production et du Transport d’Electricité (EDF), octobre 2005.
[4] Direction des Etudes de Planification de la SBEE 2006, donnés techniques des réseaux de Cotonou et de ses environs. Document technique SBEE
[5] F. DUMAS, B. de METZ-NOBLAT et C. POULAIN, « Calcul des courants de court-circuit », Cahier technique N°158, Schneider Electric
[6] BEN DERRADJI Selsabil, « Calcul des protections d’un départ HTA (30kV) », mémoire pour l’obtention du diplôme de Master Académique, 10 Octobre 2014
[7] M. FAVRAUD, « Fonctionnement et protection des réseaux de distribution » [8] Fiches des incidents de la Directions Régionale Littoral 2, années 2016
[9] C. JECU, « Système de protections novateur et distribué pour les réseaux Moyenne Tension du futur », THESE pour obtenir le grade de Docteur de l'Université de Grenoble, 16 Septembre 2011
[10] Trung Dung LE, « Contribution des moyens de production dispersés aux courants de défaut. Modélisation des moyens de production et algorithmes de détection de défaut », Thèse de doctorat, 28 Février 2014
[11] P.T. Leite, A.A. França, M.Carneiro, A.C. Leon, F.Carvalho, « Energetic Operation Planning Using Genetic Algorithms », IEEE Trans. on Power Systems, Vol.
17, Issue 1, pages 173-179, Feb. 2002
[12] M. Lehtonen, « Fault management in electrical distribution system » Final report of the CIRED Working Group WG03 Fault Management, Finland 22/12/1998
[13] Merlin Gerin Easergy, « Flite 3xx, Détecteurs directionnels de défaut pour réseaux aériens », Schneider Electrique, 04/2013
[14] Merlin Gerin Easergy, « Flair 3xx, Détecteurs directionnels de défaut pour réseaux souterrains », Schneider Electrique, 04/2013
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
Rédigé par Olouwa Fèmi DIMON 72
[15] Cong Duc PHAM, « Détection et localisation de défauts dans les réseaux de distribution HTA en présence de génération d'énergie dispersée », Thèse pour obtenir le grade de Docteur de l'Institut National Polytechnique de Grenoble, 19 Novembre 2005
[16] D. PENKOV, « Localisation de défauts dans les réseaux HTA en présence de génération d’énergie dispersée », Thèse pour obtenir le grade de docteur de l'Université de Grenoble, 15 Septembre 2006
[17] Registres des incidents du poste source d’Akpakpa des années 2011, 2012, 2013, 2014, 2015 et 2016
[18] Rapport de contrôle de la concession de distribution publique d’électricité, exercice 2013
[19] E. C. Senger, G. Manassero, Jr, C. Goldemberg, E. Pellini, "Automated Fault Location System for Primary Distribution Networks", IEEE Trans. Power Delivery, Vol.20, No.2, April, 2005
[20] A. Thompson, "A New Transmission Line Fault Locating System", IEEE Trans. Power Delivery, Vol.16, No.4, October, 2001
[21] S. THEOLEYRE, « Les Techniques de Coupure en MT », Cahier technique N°193, Schneider Electric.
[22] W.C. BRICENO VICENTE, « Modélisation des réseaux de distribution sous incertitude », Thèse pour obtenir le grade de Docteur, de l'Université de Grenoble, soutenue le 20 Septembre 2012
[23] T. Welfonder, « Localisation des défauts dans les réseaux compensés de distribution », Résultats de recherche bibliographique, Laboratoire d’Electrotechnique de Grenoble, juillet 1995
[24] T. Welfonder, « Application des algorithmes de détection développés pour le régime établi aux défauts transitoires », Rapport 2, Laboratoire d’Electrotechnique de Grenoble, Novembre 1995
[25] T. Welfonder, « Localisation des défauts monophasés dans les réseaux de distribution à neutre compensé », Thèse pour obtenir le grade de Docteur, de l'Institut National Polytechnique de Grenoble, soutenue le 28 Mai 1998
[26] M. Zangiabadi, M. Haghifam, A. Khanbanha, M. Attari, "Fault location in distribution systems based on artificial neural networks and application of GIS ", 17th International Conference on Electricity Distribution, CIRED, 2003
ANNEXES
ANNEXES
ANNEXE 1—Tableau 1 : Statistiques des défauts sur le réseau de France [9]
Types des défauts Pourcentage Pourcentage total
Non permanent
Monophasé 76%
96.6%
Biphasé isolé 3%
Biphasé terre 4%
Triphasé 8%
Evolutif 4%
Double 5%
Permanent
Monophasé 67%
3.4%
Biphasé isolé 5%
Biphasé terre 4%
Triphasé 7%
Evolutif 17%
ANNEXES
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ANNEXE 1—Tableau 2 : Plan de maintenance préventive des équipements [18]
Matériels Désignation de l’opération Périodicité
Relais de protection
Vérification des connections
Vérification des câblages
Vérification / remplacement des batteries de back-up
(relais numériques)
Vérification / serrage des blocs de tests et de
raccordement
Etude du vieillissement des composants (relais
analogiques)
Vérification / modification des paramètres
Mise à jour des logiciels (relais numériques) Mise à jour des matériels
Tous les 5 ans
Tous les 10 ans
A chaque modification
Suivant recommandation constructeur Sur besoin d’évolution
ou recommandation constructeur
ANNEXES
Matériels Désignation de l’opération Périodicité
Cellules HTA à isolation dans l’air
Nettoyage corps de cellule, TC/TP,…
Contrôle des jeux de barres et de leur serrage suivant
couple préconisé par le
Annuel si possible ou bien tous les 3 ans
ANNEXES
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Matériels Désignation de l’opération Périodicité
Disjoncteurs HTA manœuvres puis tous les 3
ans
ANNEXES visseries et de la présence
des éléments d'arrêts
Matériels Désignation de l’opération Périodicité
Transformateurs de
ANNEXES
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Remplacement assécheur Vérification des protections
des transformateurs Nettoyage des bornes Nettoyage de la cellule
Transformateur Contrôle visuel d’étanchéité
Annuel
Boites de jonction HTA
Vérification la ténacité des
boîtes de jonction A chaque fois qu’il aura rupture de câble
Conducteurs
Elagage des branches d’arbres
Vérification de la proximité des corps étrangers aux
conducteurs
Par saison
Accessoires Entretien Par saison
IACM
Vérification d’ouverture/fermeture Contrôle, nettoyage et graissage des pinces
d’embrochage
Mensuel
Annuel
Matériels Désignation de l’opération Périodicité
ANNEXES
ANNEXE 2 : Schéma unifilaire du départ Cotonou 6 avec placement des IPD et IACT