Bonjour, nous sommes le 17/05/2022 et il est 05 h 28.

REPUBLIQUE DEMOCRATIQUE DU CONGO

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET UNIVERSITAIRE INSTITUT SUPERIEUR DE TECHNIQUES APPIQUEES

« I.S.T.A »

 

 

B.P. 6593 KIN 31

SECTION : ELECTRICITE

PREMIER CYCLE

KINSHASA

 

 

 

 

ETUDE D’UN SYSTEME DE CONTROLE POUR LA DETECTION DES DEFAUTS EN VUE DE LA PROTECTION AUTOMATIQUE DE LA CABINE  DE DISTRIBUTION N°4 MT/BT DU CAMP BADIADINGI DANS LA COMMUNE DE NGALIEMA.

 

 

Par

KASEBA BAMWELA    Hach

 

 

Directeur : KABASEKE MUKENGE Gustave    Travail de fin de cycle présenté en vue de l’obtention du Grade Académique d’Ingénieur Technicien en                 - Ingénieur en Génie Electrique            Electricité.

                - C.E

Orientation : Electricité Industrielle. 

 

         

Année Académique : 2019 - 2020


 

EPIGRAPHE

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

« Rien n’est plus important dans le développement personnel que la discipline »

 

 

 

 

 

                                                                                                                                 Hach KASEBA DEDICACE

 

 

Je dédie ce travail à :

F Notre très cher père MWAMBA KABONGO Ide Christian,  avec toute ma considération ; 

F Notre très chère mère Mireille MUKENDI avec toute mon affection immense qui se régénère du jour au jour.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

REMERCIEMENTS

 

Je voudrais avant tout remercier le Bon   Dieu  tout puissant, le créateur, lui qui ne cesse de me supporter et donner la sagesse, l’intelligence et qui me comble de ses bienfaits dans tous les sens pour élaborer ce travail, sans lui, je ne pouvais rien faire.

Que toute personne qui a contribué de près ou de loin au bon déroulement de l’élaboration de ce modeste travail, puisse trouver ici l’expression de mes sincères remerciements.

Avec toute ma reconnaissance je tiens à remercier :

F  Mon Directeur KABASELE, lui qui a accepté très généreusement  de consacrer son temps pour  me guider, en formulant beaucoup de remarques nécessaires pour la progression de mon travail ;

F  A mes parents pour leurs soutiens, moral et financier ;  

F  MWAMABA KABONGO Ide Christian ;

F  MBEYA KASONDA Nathalie ;

F  A  tantine Rachel LUSAMBA ; 

F  A ma grande famille : mes frères et sœurs ; Dan MWAMBA, Milord KALONGI, Potthy MANGA, Cedrick MUTOMBO, Meny MUKENDI, Harvy KABAMBA, Jonathan KABENELE, Guelord KABEYA, Syntyche MUJINGA, Chimène KASENGELA, Orpa MUSWAMBA, Naomie KABEY, Sandra MWADI, Eddy MADI, jenny KAPETA, Mamie KAPETA, Gyslaine KASENGELA,  et Dorcas NGOY. 

 

F  A mes ami(e)s : Exaucée NDEMBA, KAMAND KABEY, Yvonne BIKAKA, Donat BANISHAYI, Falonne MULONGO, et Hervé LENDO.

F  Grand merci au chef de la section électricité,  à tous les professeurs, chefs de travaux,  et assistants de l’ISTA qui ont contribué à ma formation.

Je tiens à remercier particulièrement papa KAVUL pour son soutien moral, le lieutenant BAFWIDI NSONI,  l’ingénieur Jean-Paul KISENGE pour leur assistance,  Ephraïm PHANZU et Dalton MABIALA.  

Que tous ceux qui nous ont soutenus de près ou de loin  trouvent ici l’expression de notre gratitude.


I. INTRODUCTION GENERALE 

 

En tenant compte de l’évolution de la science ou  de la technologie moderne, nous  dépendons de l’électricité pour répondre à nos besoins quotidiens. L’énergie électrique est très importante dans la vie, et dans  le développement du  monde, car on ne peut parler de développement sans qu’il y ait de l’électricité. 

La fourniture de l’énergie électrique doit être disponible et stable pour répondre à nos besoins. Avec les informations reçues auprès des agents  qui contrôlent le réseau de distribution de l’énergie électrique  du camp BADIADINGI, ce réseau de distribution  présente quelques  types de défauts (polyphasés ou monophasés), dues aux différents phénomènes, et cela contrarie le bon service à rendre aux abonnés.  II. Problématique 

La problématique est que le temps de détection et de réparation de ses défauts étant long,  cela engendre  une indisponibilité  en énergie électrique, et les questions suivantes peuvent se poser :  

ü  Quelles sont  les différents types des méthodes de diagnostic des défauts qu’on peut utiliser  pour diagnostiquer la nature du défaut ?  

ü  Comment  réduire le temps d’indisponibilité de l’énergie électrique  de la cabine  N°4 du camp BADIADINGI ?   

ü  Quel type de système peut-on instaurer pour assurer et améliorer la protection,  la détection et la localisation des défauts avec précision,  de  la cabine  de distribution  N°4 du camp BADIADINGI ?  

Ces questions trouveront des réponses tout au long de notre rédaction.  

III. Hypothèse 

L’hypothèse étant une proposition qui tend à expliquer le problème posé à partir de l’observation, elle est une directive au début de la recherche, elle peut être abandonnée ou maintenue selon l’orientation des résultats. 

Nous allons proposer les méthodes les plus rapides pour la détection et la localisation des défauts récurrents. 

IV. Choix et intérêt du sujet  

L’intérêt  apporté   à notre choix du sujet « étude d’un système de contrôle pour la détection des défauts en vue de la protection automatique  de la cabine de distribution N4 MT/BT du camp BADIADINGI dans la commune de Ngaliema », vu l’évolution de la technologie moderne , nous nous sommes posés tant des questions face aux différentes difficultés trouvées dans la cabine, pour cela nous voulons maintenant améliorer, le système de protection de la cabine de distribution électrique N°4 du camp BADIANDINGI en instaurant un nouveau système SMART

   

V. Délimitation du sujet  

Notre sujet est limité dans le temps et dans l’espace,  il nous sera très difficile de faire une étude en considérant tous les aspects du réseau en général. Sur ce, nous avons délimité notre étude durant la période allant de 2019-2020. En ce qui concerne l’espace, nous avons jugé bon de nous borner sur la cabine N°4 du camp BADIADINGI seulement.  

VI. Méthodes et techniques utilisées 

Tout travail scientifique exige le recours aux méthodes et techniques appropriées  et pour cela nous avons donc… 

                                           -     Opté pour les méthodes et technique suivantes :  

v Documentaire   

                   Qui a permis  la consultation des ouvrages, notes de cours, internet et autres publications en rapport avec notre sujet. 

v Interview 

Qui  nous a permis d’avoir les informations et une vue d’ensemble pour répondre aux questions posées. 

 

VII. SUBDIVISION DU TRAVAIL  

Outre introduction  et la conclusion, notre travail est subdivisé   en trois chapitres dont: 

ü  Le premier chapitre qui traite «de la généralité sur la distribution de l’énergie électrique MT/BT »; 

ü  Le deuxième qui nous donne « un  aperçu général sur le camp BADIADINGI et l’état des perturbations dans le réseau de distribution électrique MT/BT » et ; 

ü  Le troisième qui nous mène à l’étude du  « système de détection automatique des défauts  MT/BT et leurs protections ». 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I.1. Introduction

Ce chapitre nous présente, les notions de base sur la production de l’énergie électrique, l’importance du réseau, la distribution, la répartition, le transport de l’énergie, et les différents types des postes électriques. 

I.2 Importance de l’énergie électrique  

/L’énergie joue un rôle essentiel dans la vie quotidienne et aussi dans   le développement du monde ; en contribuant dans l’évolution  technologique, elle apporte une amélioration économique et sociale du pays (santé, éducation, investissement, entreprises, innovation etc…) 

I.3. production de l’énergie électrique 

L’électricité est généralement produite par un alternateur entraîné par une turbine. La turbine tourne sous l’effet de la combustion d’un gaz (turbines à gaz), d’un jet de vapeur d’eau très chaude (centrales électriques thermiques et nucléaires), d’un courant d’eau (centrales hydroélectriques) ou du vent (éolienne).  Dans les piles ordinaires comme dans les piles à combustible et les accumulateurs électriques (batteries), ce sont des réactions chimiques qui produisent l’électricité. 

 

                              

                                    Figure I.2 : production d’électricité mondiale.

Dans la nature il  existe deux grandes familles des sources d’énergie primaire que nous citons :  

§ Les sources d’énergie renouvelables ;

§ Les sources d’énergie non renouvelable. 

I.3.1.a.  Les sources d’énergies renouvelables [1]

Les sources d’énergies renouvelables sont à notre échelle de temps, celles qui sont dispensées continument par la nature, elles sont issues du rayonnement solaire, du noyau terrestre et des interactions gravitationnelles de la lune  et du soleil avec les océans. 

On les appelle énergies propres du fait de l’absence des émissions polluantes dans le processus de leur transformation en énergie électrique. Elles sont aussi appelées  énergies alternatives. 

Les principales sources d’énergie renouvelable sont : 

-          L’hydraulique ; 

-          L’éolienne ; 

-          Le solaire ; 

-          L’hydrogène ;  

-          la géothermique ; 

-          La biomasse etc… 

I.3.1.b. Les sources d’énergies non renouvelable 

Les sources d’énergie non renouvelables sont épuisables à l’échelle de temps. Elles sont issues de  fossiles (charbon  pétrole, gaz naturel etc...) qui, eux-mêmes sont issus de l’action du rayonnement solaire sur le carbone,  pendant des centaines d’années. 

 

 

Les sources d’énergies non renouvelables sont : 

-          Le pétrole ; 

-          Le charbon ; 

-          L’uranium ; 

-          Le gaz naturel  etc…  

I.3.1.c. Avantages et inconvénients des sources d’énergies [2]

Dans la mesure du possible, nous noterons les avantages et les inconvénients de chaque source d’énergie : 

 

Sources d’énergies 

Avantages

Inconvénients

 

Fossiles

(79 pourcent)

Facile à exploiter

Production de CO2

 

 

 

 

Pétrole 

 

 

Le charbon est disponible presque  partout sur le globe, son rendement énergique est très important, il permet de produire un grand nombre de produit dérivés (plastique, gaz méthane et propane, essence etc…)

 

 

 Epuisable, il est très polluant  l’exploitation et l’utilisation). 

    

(pour

 

 

Gaz naturel 

Il est très facile à exploiter, disponible en grande quantité, nécessite aucune transformation pour être utilisé et ne pollue pas énormément par rapport aux autres sources d’énergie fossiles. 

 

  

 Sa dangerosité : 

 Les explosions sont fréquentes aussi bien au  niveau industriel que domestique) 

 

 

  

Charbon 

 

Assez bien réparti sur la planète et se trouve en très grande quantité. 

 Il  a son coût d’exploitation très élevé et génère  la pollution. 

 

Nucléaire 7 % 

Moins cher 

Epuisable 

 

Renouvelables      14% 

 

Risque d’accident nucléaire 

 

Eau 

Inépuisable à notre échelle 

Ne peuvent être implantées   partout 

Soleil (thermique et photovoltaïque)

 Peu ou non  polluantes 

 

Biomasse 

stable avec des actifs géographiquement bien diversifiés et peu de risques politiques.

1)             Livraison de plus grands volumes

 difficile à sécuriser ;

2)             L’utilisation de la biomasse pour produire de l’électricité est actuellement plus coûteuse que l’utilisation de sources d’énergie telles que le charbon, le gaz et l’énergie nucléaire.

 

 

 

Solaire 

 

L’énergie solaire a diminué ses coûts, grâce à son soutien public élevé et ses faibles émissions de carbone. 

L’énergie solaire est une bataille d’énergie intermittente – la production d’électricité

  .  dépend du soleil brillant

 

                                                                                            Tableau N°I.1.

 

I.4.1. Définition : Un réseau  électrique est un système comprenant la production, le transport, la répartition et la distribution de l’énergie électrique, en vue d’interconnecter les centres des productions telles que les centrales hydrauliques, thermique, avec les centres de consommations  tels que : pays, ville, usines etc… 

 

I.4.2. Structure générale d’un réseau électrique 

Dans les pays dotés d’un système électrique élaboré, le réseau est structuré en plusieurs niveaux comme nous le montre la  figure  I.1, assurant des fonctions spécifiques  propres, et caractérisés par des tensions adaptées à ces fonctions. 

 

Figure I.3. : Hiérarchisation d’un réseau électrique.  

 Nous  avons dans ce schéma: 

-          Un Auto transformateur (AT) ; 

-          La tranche Basse tension (BT) ; 

-          La tranche Haute tension (HT) ;

-          La tranche Moyenne tension MT et ; -    La  Très haute tension (THT). 

I.5.  CLASSIFICATION DES RESEAUX ELECTRIQUES 

Les réseaux électriques se classent selon : 

§   la fonction pour laquelle ils sont construits ; 

§   la nature des canalisations ; 

§   le mode d’alimentation (raccordement) ; 

§   le mode de la tension utilisée ;  §  la  nature du courant. 

I.5.1. Selon la fonction pour laquelle ils sont construits  Nous avons les : 

Ø  I.5.1.a. Réseau d’utilisation : Le réseau d’utilisation alimente les appareils de faible puissance, tels que les appareils domestiques et certains appareils industriels, ce réseau assure une sécurité maximale pour les usagers. Le choix de la tension pourra se faire dans une gamme allant de la dizaine de volts à quelques milliers de volts.   

Ø  I.5.1.b.  Réseau de transport : Les réseaux de transport sont basés sur une structure  de réseau maillée. Les réseaux de transport  sont à haute tension  (HT) de (50 kV à 4 00 kV), ils  ont pour but de transporter l’énergie de grands centres de production vers les régions consommatrices d’électricité comme nous le montre  la figure I.2 cidessous.  

 

 

                                                        Figure I.4. : Schémas du réseau de transport

I.5.1.c. Réseau de répartition : Les réseaux de réparation sont à haute tension (de l’ordre de 30 à 150 kV), ils ont pour but d’assurer cette répartition à l’échelle régionale de fourniture d’électricité. L’énergie y est injectée essentiellement par des centrales électriques de moyenne puissance (inferieure à environ 100 MW). Les réseaux de répartition sont distribués de manière assez homogène sur le territoire régional. 

I.5.1.d. Réseau de distribution : Les réseaux de distribution sont généralement basés sur une structure arborescente,  à partir d’un poste source, l’énergie parcourt l’artère ainsi que ses dérivations avant d’arriver aux postes de transformation  HTA/BTB. Les réseaux de distribution ont pour but d’alimenter l’ensemble des consommateurs ; il  existe deux sous niveaux de tensions à savoir : 

-          Les réseaux moyenne tension (MT de 1 à 50 kV) ; 

-          Les réseaux basse tension (BT de 50 à 1000 V), sur lesquels sont raccordés les utilisateurs (entreprises et locaux d’habitation), tarif à puissance limitée 12 KVA max 230 V (60A) et 36  kVA max en 230/400 V (60A)  

 

 I.5.1.e. Réseau d’interconnexion   

Le réseau d’interconnexion  assure la liaison entre le réseau de transport et utilise la même tension. Le but de ce réseau est de permettre  une exploitation économique et sûre des moyens de production en assurant une compensation aux différents risques. Selon la nature des canalisations. 

 

  Figure I.5. : Schéma général des réseaux de production, transport et distribution de l’énergie électrique.  

 

  

3I.5.2. Selon la nature des  canalisations

 

 Nous avons : 

I.5.2.a. Les réseaux aériens : Ils existent généralement dans les zones rurales et sont constitués par : 

                                                     

 

Ø  Des conducteurs isolés torsadés assemblés en faisceaux ; un faisceau comprend un neutre porteur, généralement autour duquel sont torsadés les trois conducteurs de phase en cuivre ou aluminium et, éventuellement, le ou les conducteurs d’éclairage public ;

Ø  Des conducteurs en cuivre ou en alliage d’aluminium.  

 

 I.5.2.b. Les réseaux souterrains 

 

Ils sont constitués de câbles isolés comprenant les conducteurs de phase et le conducteur de neutre. 

 

I.5.3. Selon le mode d’alimentation (raccordement)  [3]

Les réseaux électriques peuvent être alimentés selon les types  des  modes  ci-après : 

§  Alimentation du  réseau maillé ; 

§  Alimentation du  réseau radial ou en antenne ; §  Alimentation du réseau bouclé. 

I.5.3.a. Alimentation en réseau maillé : Les postes électriques  sont reliés entre eux par des nombreuses lignes électriques, en assurant une bonne sécurité d’alimentation.   

Ø Les avantages sont :  

-          Il assure une meilleure continuité de service ; 

-          Il est fiable ; 

-          Il a un bon rendement ; 

-          Il présente des faibles écarts de tension entre les abonnés placés en des points extrêmes des réseaux etc…  Ø Les inconvénients sont :  

-          Il est coûteux ; 


-          L’exploitation est complexe et difficile à étudier ;  -         Il entraine une détection difficile des pannes. 

I.5.3.b. Alimentation du réseau radial ou en antenne  

Dans ce type de réseau, on distingue le réseau radial simple ou en antenne, qui est celui dans lequel les différentes cabines partent d’un même poste d’alimentation, ou dans lequel les différentes cabines sont connectées à la ligne principale, au jeu des barres commune provenant de la sous-station en se ramifiant. Ces canalisations n’ont pas des points communs dans leurs parcours ou encore il est dit radial simple, ou en antenne, lorsqu’il est alimenté par une seule voie, un seul câble ou un seul feeder. 

Ø Les avantages sont :  

-          Il est facile à étudier ;

-          à construire ;

-          à exploiter et ; - à réparer.   

Ø L’inconvénient est :   qu’il a un cout élevé. 

En cas  de panne ou d’entretien des ouvrages sur la ligne, l’alimentation en énergie sera interrompue, raison pour laquelle le réseau est utile pour des récepteurs de moindre importance et peu fiable. 

 

           

         Figure I.7. : Structure du réseau radial simple

I.5.3.c. Réseau radial à double dérivation 

Dans ce type de réseau, chaque départ issu des postes d’alimentation (MT/BT) est composé de deux câbles, en parallèle, on adopte cette disposition pour augmenter la souplesse de l’exploitation, car si un de deux câbles est indisponible suite à une avarie de câble, on bascule les clients de celui-ci sur le câble de réserve qui reprend sensiblement une moitié de charge en service normal. 

                                                                                                                                       

Figure I.8. : Structure du réseau radial à double dérivation 

Ø  Ses avantages sont:  

-          Facilité à exploiter ; 

-          Il est moins cher ; 

-          S’il y a entretien de panne, sur l’un des câbles de disjoncteur de ligne  (DL) on peut alimenter les cabines par l’une ou l’autre câble de disjoncteur de dérivation  (Dd). 

Ø  Son inconvénient est :  

La mauvaise utilisation des câbles. 

 

I.5.3.d. Structure du réseau bouclé 

Un réseau bouclé est un réseau dans lequel les cabines à  moyenne tension et à basse tension (MT/BT) peuvent avoir deux sources d’alimentation. 

Avec ce réseau, l’alimentation des récepteurs peut être permanente et, s’il y a panne dans une partie du réseau (câble venant de la sous-station), les cabines seront alimentées par la boucle.  

Dans les conditions de fonctionnement normal, on peut ouvrir la boucle et alimenter les cabines par des lignes distinctes. Ce réseau est utilisé pour alimenter des récepteurs de premier et ou deuxième ordre. 

 

 

                        Figure I.9.: structure du réseau bouclé

Ø  Ses avantages sont :  

-          Il assure une fourniture d’énergie électrique de manière permanente  quel que soit la nature du court-circuit ou de la rupture en  un point ; 

-          Il est facile ; 

-          L’alimentation des abonnés est continue. 

 

Ø  Ses inconvénients sont :  

-          Il présente une impédance faible et le courant de court-circuit atteint de grandes valeurs ; 

-          Il est  coûteux et son exploitation est complexe. 

Chaque type de structure possède des spécificités et des modes d’exploitation très différents.  Les grands réseaux d’énergie utilisent tous ces types de structure. Dans les niveaux de tension les plus élevés, on utilise la structure maillée.  

LEGENDES :  

-S/S   : Sous-station  

-PHT/MT   : Poste de livraison Haute tension / moyenne tension  

-D    : Disjoncteur  

-DMT   : Disjoncteur moyenne tension  

-JBMT   : jeu de barre moyenne tension  

-S    : Sectionneur  

-MT/BT : moyenne tension et basse tension  

-TFO : Transformateur 

-DL : Disjoncteur de ligne ;  -Dd: Disjoncteur de dérivation  -D    : Disjoncteur. 

  

I.5.4. Selon le régime de tension utilise 

Les habitants et les différents environnements  dépendent des régimes de tension : 

 

Domaines de 

Tension 

Valeur de la tension nominale Un en Volt(V) 

En courant alternatif 

En courant continu 

Très basse tension (TBT) 

Un<50 

Un<120 

Basse tension(BT) 

BT 

50<Un<500 

120<Un<750 

BT 

500<Un<1000 

750<Un<1500 

Haute tension (HT) 

HT 

1000<Un<50000 

1500<Un<7500 

HT 

Un>50000 

Un> 75000 

Tableau N°I.2.

I.5.4.1. Tension de service de l’installation[4]  

Dans notre pays, nous distinguons les tensions de services suivantes : 

 

T.H.T  

500 KV 

 

 

 

H.T 

500KV 

70KV 

132KV 

220KV 

M.T 

6.6KV 

15KV 

20KV 

30KV 

B.T 

110 V 

220 V 

380 V 

400 V 

T.B.T 

Tension inférieure à 50 V 

 

 

Tableau N°I.3.

I.5.4.2. Réseau de sécurité : dans ce réseau, la tension varie  entre 20  à 50V  très basse tension (TBT), que l’on peut le trouver  dans: 

§  les locaux humides (salle de bain) 

§  les salles de jeux  des enfants  par exemple. 

I.5.4.3. Réseau domestique : dans   ce réseau, la tension  selon le type de récepteur est de 127, 220 V voire-même  380 V   basse tension (BT) que l’on trouve dans les maisons d’habitation.   

I.5.4.4. Réseau d’éclairage :   dans ce réseau, nous trouvons la même tension que celle du réseau domestique (maisons d’habitation).  

 I.5.4.5. Réseau industriel : ce réseau alimente de grands industriels ou sociétés où l’on trouve les tensions de 500 à 1000 V (BT) ou 3 à 6 kV(MT)  jusqu’à 20 kV. 

I.5.5.  Selon les  types de courant 

I.5.5.1. Définition : le courant électrique est le déplacement des électrons dans un fil conducteur sous l’impulsion d’une tension électrique. Cette tension est continue ou alternative, et cela  produit  deux types de courant que nous citons : 

§ Le courant alternatif et ;  § Le courant continu. 

Le courant continu et le courant alternatif sont tous deux utilisés quotidiennement pour le transport, la distribution et la consommation de l’électricité. Pourtant, leurs caractéristiques ne sont pas les mêmes. 

I.5.5.1.a. Le courant  alternatif: est un courant variable qui change de sens deux fois par période et qui transporte des quantités d'électricité alternativement égales dans un sens et dans l'autre. Il est caractérisé par sa fréquence f=1/T

I.5.5.1.b. Courant continu : Le courant continu est un courant électrique dont l'intensité est indépendante du temps (constante), il est produit  par  des générateur ou des dispositifs délivrant des tensions continues. Les principales sources de courant continu sont :  

-          Les générateurs comme les piles, les batteries d’accumulateurs, les piles à combustible et les panneaux solaires; 

-          Les machines à courant continu, fonctionnant en générateur(ou dynamos); 

-          La tension alternative issue du secteur, est transformée en tension continue après un passage dans un redresseur et mise en forme par un filtrage, éventuellement stabilisée à l'aide d'une alimentation. 

I.6. postes (sous-station) électriques  

 I.6.1. Définition [5]: Selon la définition de la Commission électrotechnique internationale (CEI), un poste électrique est la « partie d'un réseau électrique, située en un même lieu, comprenant principalement les extrémités des lignes de transport ou de distribution, de l'appareillage électrique, des bâtiments et, éventuellement, des transformateurs.  

 

Figure I.10. : Poste électrique

I.6.2. Types de  postes MT/BT [6] Nous avons: 

§  Le poste sur poteau ; 

§  Le poste sous enveloppe préfabriquée et ; § Le poste maçonné. 

 

I.6.2.1. Le poste sur poteau 

Le poste sur poteau est plus simple, il est utilisé dans le cas où la puissance du transformateur est inférieure ou égale à 160 kVA. Il permet à une alimentation économique de la clientèle, en multipliant les points d’injection (cabine de faible puissance), et en raccourcissant les lignes basse tension. 

Le poste comporte un transformateur raccordé directement au fusible. Le transformateur est protégé contre les surtensions ; alimente le réseau BT par l’intermédiaire d’un disjoncteur à basse tension. Le transformateur est accroché en haut d’un poteau principal, le  disjoncteur BT est enfermé dans un coffret étanche, lui-même accroché sur le poteau. 

  

Figure I.11. : Poste sur poteau.

I.6.2.2. Le poste sous enveloppe préfabriquée 

  

Les postes MT/BT préfabriqués sont réalisés en utilisant des tableaux MT /BT. Ces postes ont pour rôle, la protection des équipements internes contre les influences externes et d’assurer un degré de protection vis-à-vis du publique. Ils sont fabriqués, câblés, et testés chez le constructeur, regroupant le transformateur, l’appareillage BT/MT, les connexions et les équipements auxiliaires. Le transformateur et l’appareillage sont rassemblés dans une enveloppe métallique;  le départ s’effectue en aérien ou en souterrain. 

Parmi les avantages, ces cabines sont très compactes et leur mise en place assure une disponibilité immédiate clés en mains (dès l’ouverture du chantier). Le montage consiste à raccorder les câbles d’arrivée et de départ. 

 

Figure I.12. : Poste  préfabriqué MT/BT

I.6.2.3 Poste  maçonné ou en maçonnerie 

  

On distingue trois types de postes maçonnés à savoir : 

§ Le poste de distribution publique ; 

§ Le poste de livraison à comptage BT (S≤630 kVA) ;

§ Le poste de livraison à comptage MT (poste spécifique). 

I.6.2.4. Le poste de distribution publique 

Ces  postes désignés à l’usage publique (clients domestiques, bâtiments etc…), assurent le passage de la moyenne tension (30, 10 kV), à la tension (380, 220 V) d’une manière permanente 

Les postes de distribution publique sont constitués de trois  parties qui sont : 

ü  L’équipement MT pour le raccordement au réseau amont ; 

ü  Le transformateur de distribution MT/BT ; 

ü  Le tableau de départ BT (tableau de distribution publique), comme point de raccordement du réseau aval de distribution en basse tension. 

 

                                                                   

Figure I.13. : Schéma unifilaire d’un  poste de distribution publique  

  

I.6.2.5. Le poste de livraison à comptage BT (S630 kVA)

Ce poste possède presque les mêmes caractéristique le  poste de distribution publique, la seule différence, est que dans le poste  de livraison à comptage BT on trouve deux accès et un panneau de comptage, par contre, le poste de  distribution publique contient un seul accès et un tableau de distribution  publique. 

             

I.6.2.6. Le poste de livraison à comptage MT (S > 630 kVA) 

 

Ces types de poste sont destinés aux clients d’une large consommation de l’énergie électrique, pour un poste de plusieurs transformateurs, dans ce cas, le comptage se fera grâce à une cellule de comptage MT. 

Il existe aussi deux types de postes de livraison à comptage MT qui sont : a)

Poste de livraison à protection par cellule disjoncteur (I>45 A) 

b) Poste de livraison à protection par cellule interrupteur, fusible combiné. 

 

                                         

                                           Figure I.14 : schéma unifilaire de poste de livraison MT.

 

Ces postes comprennent : 

ü  Une cellule d’arrivée (réseau) ; 

ü  Une celle de départ (réseau) ; 

ü  Une cellule de comptage et mesure ; 

ü  Une cellule de disjoncteur général à double sectionneur; 

ü  Une cellule ou plusieurs cellules de protection individuelles. 

I.6.3. SORTES DES POSTES (SOUS-STATIONS)  

I.6.3.1.Poste directe (ou d’aiguillage) : qui assure les liaisons entre ligne à même tension (sans transformateur de liaison) : 

I.6.3.2.Poste (Sous-station de transformation) : qui relie des réseaux à différentes tensions ; 

I.6.3.3.Poste (Sous-station de conversion) : où l’on réalise une modification des caractéristiques de la tension, de la fréquence, et le passage de l’alternatif au continu ; 

I.6.3.4. Poste (sous-station  d’alimentation) : le poste d’alimentation est la  source  du réseau qu’il alimente et il en résulte des problèmes de sécurité spécifiques. 

Le schéma (topologie), de ces postes dépendent principalement de deux aspects qui sont : 

1.      Le niveau de sécurité d’exploitation, on entend par là,  qu’en cas de défaut sur le jeu de barres ou sur une ligne, il faut veiller à éliminer ce défaut par disjoncteur 

2.      Le niveau de souplesse désiré. On attend par-là, la  facilité d’exploitation relative aux manœuvres volontaires et aux changements de la configuration électrique du poste.  I.6.3.5. Composantes d’un poste électrique    Les composants de poste électrique sont:  

A. parmi les équipements primaires on cite :  

-                    Un transformateur de mesure de la tension ; 

-                    Un disjoncteur ; 

-                    Un parafoudre (protection) ; 

-                    Un transformateur de mesure de courant ; 

-                    Un autotransformateur ;  

-                    Un jeu de barre (appareillage de liaison) ; 

-                    Une     batterie           de        condensateur (appareillage de

régulation ;       compensation de l’énergie réactive) ;

Des services auxiliaires BT courant alternatif et courant continu. B. Parmi les éléments secondaires nous signalons :

-      l’alimentation des moteurs de commande ; 

-      la signalisation ; 

-      les verrouillages ; 

-      le chauffage ; 

-      l’éclairage ; 

-      La télécommande, la télésignalisation, la télémesure... Les valeurs de choix pour un concepteur de poste sont donc :

ü  Le type de sectionneur selon l’encombrement disponible (latéralement) ;

ü  Le type de sectionneur selon les deux niveaux à joindre (horizontal ou vertical) ;

ü  La tension nominale (par exemple 380 kV) ;

ü  Le niveau de courant nominal ;

ü  Le niveau de courant d court-circuit à tenir pendant 1s.

Les principaux composants d’une sous-station sont

ü  L’appareillage de liaison : jeu de barre où  aboutissent  les raccordements aux centres  de consommateurs  et producteurs ; 

ü  Les appareillages de manœuvre et de protection disjoncteur qui ouvrent  ou ferment un circuit suite à une manœuvre d’exploitation ou à un défaut imprévu dans le réseau (contournement d’isolateur, mise à la terre d’une phase exemple), sectionneur dont la principale fonction est d’assurer l’isolement du circuit qu’il protège. 

ü  L’appareil de régulation : transformateur à réglage en charge et batterie de  condensateur ; 

ü  L’appareil de conversion ; surtout dans la sous-station des chemins de fer (redresseur) 

ü  L’appareil de mesure : transformateur de potentiel  et  d’intensité ‘ (TP et TI), appareil de mesure proprement dit  et relais  branchés au secondaire des transformateurs d’intensité et de potentiel ; 

ü  Services auxiliaires BT, courant alternatif et courant continu : réseau alimentant les moteurs de commande, la signalisation, les verrouillages, le chauffage  et, l’éclairage ; 

ü  Les appareils d’automatisation (d’automatisme), de télécommande, de signalisation, et de télémesure. 

I.6.4. lignes aériennes et câbles souterrains  

Ce tableau résume des caractéristiques techniques des lignes et câble de transport de l’énergie électrique. 

                 

                   

               Type  

                      

   

Ligne aérienne

  

400 kV  

Câble souterrain   

isolé huile  400 kV  

Câble souterrain

 isolé PRC   

400 kV  

Ligne isolation gazeuse   

400 kV  

à

2 x 560 AMS  

1x1200 Cu  

1x 1600 Cu  

600/220  

 

Ampérage  à 80°C  

         A  

2000  

1600  

1660  

4600  

 

Charge nominale  

 MVA  

1400  

530  

850  

3200  

 

Résistance à 20°C  

 mΩ/km  

30  

23  

19  

5  

 

Réactance  effective à    50 Hz  

 mΩ/km  

270  

214  

230  

42  

 

Capacitance effective à 

50 Hz  

 nF/km  

14  

269  

183  

57  

 

Impédance  caractéristique  

      Ohm  

250  

50  

63  

48  

 

Puissance naturelle  

 MVA  

640  

3200  

2500  

3300  

 

Pertes  

      W/m  

250  

145  

180  

55  

 

Tableau N°I.4.

I.6.5. Le tableau BT en aval du poste MT/BT  

Le tableau BT situé dans une proximité du poste MT/BT, est destiné à mettre à disposition d’un utilisateur une source d’énergie BT. 

Le point terminal de distribution MT, le tableau BT est devenu le véritable centre nerveux de toute activité en aval. 

Ce tableau doit porter le même niveau de sécurité et de continuité de service que l’étage MT. 

Les besoins principaux des utilisateurs de l’énergie électrique  sont: 

Ø  La sécurité de personnes et des biens ; 

Ø  La continuité de service, et  l’évolutivité 

I.6.5.1.  Sécurité des personnes et des biens 

Le tableau BT doit comporter  les parties suivantes: 

Ø  Le regroupement de l’ensemble de l’appareillage de commande, de protection et de sectionnement pour permettre un fonctionnement en local où à distance optimisé ; 

Ø  La protection des personnes et de l’environnement extérieur contre des effets liés à l’utilisation de l’énergie électrique à l’intérieur du tableau (contacts

directs et indirects, arc interne, effet calorifiques…) ; 

Ø  La protection des éléments internes du tableau contre les agressions extérieures (pénétration des corps solides, des liquides, protection  contre  les chocs etc…) 

 

I.6.5.2. continuité de service évolutive

 

   Le tableau doit permettre: 

Ø  Le fonctionnement sur des contraintes du réseau (In, Icc, à proximité du transformateur MT/BT, harmonique…) 

Ø  Le fonctionnement avec un haut  niveau de sureté pour le non déclenchement des appareils de tête en cas de défaut en aval (sélectivité) ; 

Ø  La distribution de puissance 

Ø  La disjonction et le contrôle commande moteur (association disjoncteur, contacteur, relais thermique), pour de tableau de départ centralisé ; 

Ø  L’exploitation, la maintenance, et l’évolutivité » de l’installation en fonction de la fréquence d’utilisation et des besoins de l’utilisateur ; 

Ø  Le raccordement à un superviseur en amont ou le fonctionnement en gestion intégrée interne au tableau. 

I.7. CONCLUSION : Dans ce premier chapitre, nous avons parlé  des notions de base, de   la production de l’énergie électrique, de la classification du réseau électrique, des qualités de protection, et des différents types de postes électriques  nous donnant ainsi une image du réseau de l’énergie électrique.

 

 

            Chapitre II : APERÇU GENERAL SUR LE CAMP BADIADINGI ET         L’ETAT DE PERTURBATIONS DANS LE RESEAU DE DISTRIBUTION

                                                        ELECTRIQUE MT/BT

 

II.1. Introduction    

Dans ce deuxième chapitre, nous présentons, les situations géographique et historique du camp BADIADINGI. Puisque nous savons que chaque réseau électrique est soumis aux perturbations qui affectent son bon fonctionnement, par-là, nous  faisons  des analyses, du système de fonctionnement de la cabine de distribution N°4 MT/BT  enfin de relever  les différents types des perturbations dans les installations électriques qui desservent les utilisateurs.  

Ce chapitre, va être consacré à l’étude des différents types de défauts électriques, leurs causes et leurs conséquences. 

II.2. a. Brève  historique   

 Ce Camp a été construit, au début des années 70 par  la fondation Mama Mobutu. Le camp 

BADIADINGI au paravent n’était pas un camp militaire, mais une cité où la fondation Mama Mobutu avait construit 400 villas, vue l’organisation du combat du siècle en 1974, qui avait opposé Mohamed Ali et Georges FOREMAN. Du fait qu’il n’y avait  pas d’hôtels fiables pour le logement des invités qui y participaient. Après le combat, la cité BADIADINGI était resté vide, et vu que les officiers n’avaient pas  d’abris, le défunt président Mobutu  jugea bon de loger ses officiers, c’est alors que la cité BADIADINGI a pris le nom de Camp militaire  BADIADINGI jusqu’à nos jours.  

II.2. b. Aperçu général du camp BADIADINGI 

Le camp militaire BADIADINGI est situé sur la route de Matadi, entre la cité Mama Mobutu et la station de télécommunication de MBINZA-UPN, dans la commune de Ngaliema.  

                  

Figure II.1 Carte géographique du camp BADIADINGI

 

 

II.3.  Les infrastructures remarquables du camp BADIADINGI  

Les infrastructures du camp BADIADINGI sont représentées de la manière suivante :  

-          Une église catholique ; 

-          Une église protestante ; 

-          Une église Kimbanguiste ; 

-          Une école ; 

-          Un terrain de football ;

-          Le bureau du camp ;  -          Un hôpital.  

 II.3.1. Alimentation électrique du camp BADIADINGI  

Le camp BADIADINGI est alimenté par une sous-station qui reçoit l’énergie électrique de haute tension HT, pour la transformer en moyenne tension (MT) comme nous le montre la figure II.2.  Ci-dessous : 

 

Figure II.2 : Sous-station BANDIADINGI.

Il s’agit  du poste (sous-station) de 132 / 30kV de BADIADINGI dont l’énergie provient directement de la centrale hydroélectrique de Zongo construite sur la rivière Inkisi. 

Et ce dernier alimente  le poste de sectionnement (PS) du camp, où nous trouvons trois feeders : les deux premiers feeders  alimentent d’autres  quartiers, comme le feeder N°321 alimente quelques  quartiers  de  l’UPN-MBIZA, le feeder N°324   alimente aussi  quelques  quartiers de la  commune de SELEMBAO,  et le troisième feeder N°358 alimente  le camp militaire de BADIADINGI où nous menons notre étude.  

Le feeder N°358 du camp mène l’énergie électrique,  de tension 6600 V,  dans les différentes cellules.  

Nous avons neuf (9) cabines de  distribution MT/BT dont : huit  de 500 kVA,  une seule  de 630 kVA qui alimentent chacune les 50 villas.   Une  cabine de 500 kVA alimente : 

§  Une église protestante ; 

§  Une église Kimbanguiste ; 

§  Une église catholique ; §  Une école et, §   Un hôpital. 

 

  Le réseau du camp BADIADINGI  est  structuré en antenne, comme  présenté dans le chapitre précédent. 

Nous menons notre étude dans la cabine de distribution MT/BT N°4  du camp BADIADINGI. 

II.4. CABINE DE DISTRIBUTION N°4 MT/BT  

La cabine N°4  distribue l’énergie électrique  dans les cinquante villas du camp militaire BADIADINGI. 

II.4.1. Définition : la cabine électrique est l’ensemble des équipements électromécaniques, qui assurent la transformation de l’énergie électrique MT/BT, en vue d’alimenter un certain nombre des consommateurs. 

II.4.2. Constitution de la cabine de distribution N°4 MT/BT  La cabine N°4 est constituée de la manière suivante : 

II.4.1.  une cellule d’arrivée : dans cette cellule  nous avons un câble en cuivre, en moyenne tension (MT) de 10 mm² comme nous le montre  la figure II.2 ci-dessous : 

 

 

Figure II.3. Cellule d’arrivée

 

II.4.2. Une cellule de protection : 

L’importance de cette cellule est  d’éviter les risques associés à un défaut d’isolement, une fuite de courant ou un court-circuit (incendie, dégâts matériels, électrisation ou électrocution), des dispositifs sont mis en place pour couper automatiquement le courant en cas d’incendie. Nous avons dans cette cellule : 

Ø  II.4.2.a.  le sectionneur  MT: un sectionneur est un appareil qui ne possède aucun pouvoir de coupure, c’est-à-dire qu’il ne peut interrompre aucun courant, sa manœuvre ne se réalise que lorsque le courant est nul.  

 

Ø  II.4.2.b. deux relais d’intensité de 40 A  MT : un relais c’est un appareil qui sert à ouvrir  ou fermer un circuit électrique lorsque certaines conditions prédéterminées sont remplies ces conditions sont très variées : la variation de l’intensité, des tensions, de la fréquence etc…  

 

Ø  II.4.2.c. disjoncteur MT à bain d’huile de 500 kVA de marque SACE : par définition  un disjoncteur est un interrupteur perfectionné normalement maintenu fermé par un verrouillage, mais capable de s’ouvrir automatique en

cas de défaut et de couper les courant de court-circuit, de surcharge ; il constitue l’appareil de protection par excellence, permettant la protection des machines et de réseaux  contre tous les défauts. 

Ø  II.4.2.d. Jeu de barres MT :   le jeu de barres est en cuivre,  qui conduit  l'électricité dans la cellule de transformation. 

 

   

Figure II.4. Cellule de protection.

II.4.2.3. Une cellule de transformation :  

Nous  trouvons dans cette cellule  un transformateur abaisseur de tension  MT/BT comme nous le montre  la figure II.4. : 

 

Figure II.5. Cellule de transformation.

Comme nous pouvons le voir, nous n’avons que trois cellules dans la cabine de distribution MT/BT N°4 du camp BADIADINGI.  

II.4.2.3.a. Caractéristiques de ce transformateur MT/BT  

Dans lequel nous avons un transformateur triphasé  à faible volume d’huile et à circulation  d’air naturel  (ONAN), dont l’huile permet l’isolement entre éléments à des potentiels électriques différents. Ce transformateur supporte des tensions supérieures à leur fonctionnement nominal pendant de brèves périodes. 

 

 

 

 

 

Type  

N 500K 

Marque  

Brown Boveri Company (BBC) 

Année de fabrication 

1973 

Fréquence  

50 Hz 

Couplage 

En triangle-étoile (Dy11

Puissance apparente  

500 kVA 

Courant de protection  

43,7 A 

Courant nominal 

722  A 

Ɛr 

4,5 

Fa Nr 

Hu 703965 

Tension composée ou de

service  

400/231  V 

Poids sans l’huile   

1100  

Kg 

Poids avec l’huile  

440 

Kg 

Poids du transformateur  

1910 

Kg 

 

Ce transformateur est capable  de fonctionner  avec les tensions ci-après :  

Pos 1 

 

6930                     V 

Pos2 

 

6765                      V 

Pos 3 

6600    

Tension de service    V  

Pos 4 

 

6435                      V 

Pos 5 

 

6270                      V 

 

Nous  avons comme tension de service  de la  cabine :  

6600 V  

Tension qui fait fonctionner le transformateur 

380 V  

Tension du réseau 

220 V  

Tension simple 

  

La limite d’échauffement pour ce transformateur immergé dans l’huile, selon la norme EN 60076 est de 60 Kelvin (K) et, la limite d’échauffement  moyen des enroulements est de 65 °K, pour ce transformateur la température  ambiante et de 40°C  max. 

 

II.4.2.4. Un tableau général basse tension (TGBT)

 

 Il est placé à la sortie du transformateur où  l’arrivée  basse tension vers les abonnés, il  est protégé par un disjoncteur basse tension (BT) de  1250 A, calibrer à 800 A et deux module de haut pouvoir de coupure (HPC) de 400 A pour deux départs qui alimente le 50 villas ,  sa tension est de 750 volts de puissance 250kVA, et le jeu de barres sont  en cuivre. 

II.4.3. Taux de charge du transformateur de la cabine MT/BT  n°4 

 

Le taux de charge est le rapport en pourcentage, du courant prélevé aux bornes du disjoncteur c'est-à-dire la somme des courants transitant dans les canalisations des différents départs, sur le courant nominal du transformateur.   II.4.3.1. En juillet 2020 

 

   

   Heure

 

Arrivée générale 

 Premier départ 

Deuxième départ  

05h25 

Le 04/07 

456 

430 

457 

227 

214 

214 

229 

216 

243 

10h57 

Le 04/07 

167 

289 

473 

85 

174 

304 

82 

115 

169 

11h55 

Le 06 /07 

198 

288 

560 

114 

142 

340 

84 

146 

220 

13h15 

Le 10/07 

208 

363 

529 

119 

194 

349 

89 

169 

180 

15h00 

Le 14/07 

320 

413 

428 

201 

191 

227 

119 

222 

201 

15h30 

Le 17/07 

370 

233 

506 

174 

140 

309 

196 

93 

197 

14h18 

Le 21/07 

363 

382 

327 

234 

176 

118 

129 

206 

209 

18h55 

Le 26/07 

352 

338 

551 

100 

259 

295 

252 

79 

256 

06h07 

Le 29/07 

422 

495 

428 

217 

288 

213 

205 

207 

215 

 

Nous avons : 

 𝑰𝒎𝒐𝒚

                                               𝑻𝑿𝑪 =  𝒆𝒏 %                                    (II.1)        

𝑰𝒏𝒕𝒇𝒐               

Avec : 

TXC : taux de charges 

Intfo : courant nominal du transformateur ; 

 𝑰𝒓+𝑰𝒔+𝑰𝒕

Imoy : courant moyen du transformateur   𝑒𝑛 𝐴𝑚𝑝è𝑟𝑒     (II.2) 

𝟑  

II.4.2.3.c. Calculs de  la charge moyenne par heure

Nous avons donc : 

 

 

Le 04/05à 10h57’’

 

𝐼m =  = 309,66 𝐀

 

TXC=  𝑥100% = 42.88 %

 

Le 06/07 à 11h55

 

𝐼m =  = 348,66 𝐀

Sachant que  Itfo=722 A nous avons comme taux de charge :

 

TXC=  𝑥100% = 48,29

 

Le 10/07 à 13h15

 

𝐼m =  = 366,66 A

 

TXC=  𝑥100% = 50.78 %

 

Le  10/07 à 13h15

 

𝐼m =  = 328 𝐀

 

TXC=  𝑥100% =45.42 %

 

Le 14/07 à 15h00

 

𝐼m =  = 387  𝐀

 

TXC=  𝑥100% = 53.60 %

 

Le 21/07 à 14h18’’

 

𝐼m =  = 357,33 𝐀

 

TXC=  𝑥100% = 49.49 %

 

 

De 16h18 à 18h25

 

𝐼m =  = 447,66 𝐀

 

TXC=  𝑥100% = 62 %

 

Le 26/07  à 18h55

 

𝐼m =  = 413,66 𝐀

 

 

Txc=  𝑥100% = 57.29 %

 

06h 07 ‘’ 29/ 07

 

𝐼m =  = 448.33  𝐀

 

Txc=  𝑥100% = 62 %

En juillet nous avons le taux de charges:

v Txc min= 42.88 % ; v Txc max= 62 %.

II.4.4.2. En août 2020 

 

 

           Heure  

Arrivée générale

 

Premier départ

Deuxième départ

 

05h10 

Le 05/08 

454 

470 

495 

225 

214 

244 

229 

256 

251 

14h30 

Le 05/08 

320 

391 

389 

201 

191 

193 

119 

200 

196 

11h19 

Le 08/08 

257 

362 

358 

136 

201 

201 

121 

161 

157 

15h57 

Le 15/08 

296 

227 

347 

115 

102 

147 

181 

125 

200 

18h30 

Le 15/08 

395 

445 

299 

195 

267 

112 

200 

178 

187 

05h23  

Le 21/08 

461 

459 

480 

231 

209 

231 

230 

250 

249 

13h14 

Le 13/08 

265 

263 

320 

178 

59 

187 

87 

204 

133 

17h55 

Le 06/08 

333 

282 

306 

204 

176 

108 

129 

106 

198 

18h45 

Le 25/08 

305 

380 

317  

211 

189 

107 

94 

191 

210 

06h20 

Le 09/08 

456 

487 

483 

247 

287 

218 

209 

200 

265 

05h13 

Le 07/08 

487 

427 

445 

266 

209 

167 

221 

218 

278 

  

Le 05/08 à 05h10

  

𝐼m =  = 473 A  

  

TXC=  𝑥100% = 65.51 %

 

 

Le 05/08 à 14h30

  

𝐼m =  = 366.66  𝐴 A  

  

TXC =  𝑥100% = 50.78%

  

Le 08/08 à 11h19

  

𝐼m =  = 292.3 A  

  

TXC TXC=  𝑥100% = 40.48 %

 

Le 15/08 à 15h57 

  

𝐼m =  = 290 𝐴 A  

  

TXC=  𝑥100% = 40.16 %

 

Le 15/08 à 18h30 

  

                                                           𝐼m =  = 379.66 𝐴

  

                                                               TXC=  𝑥100% = 52.58 %

  

Le 21/08 à 05h23 

  

𝐼m =  = 466.6 A  

  

TXC=  𝑥100% = 64.62 %

 

Le 13/08 à 13h14 

  

                                           𝐼m   

 

                                                  TXC=  𝑥100% = 39.14 %

  

Le 06/08 à 17h55 

  

𝐼m =  = 307  A  

  

TXC=  𝑥100% = 42.52 %

  

Le 25/08 à 18h45 

  

𝐼m =  = 334   A  

  

TXC=  𝑥100% = 46.26 %

  

Le 09/08 à 06h20

 

𝐼m =  = 475.3

 

TXC=  𝑥100% = 65.83 %

 

Le 07/08 à 05h 13

 

𝐼m  

TXC=  𝑥100% = 62.68 %

Nous avons le taux de charges du mois d’août : 

v  Txc min= 40.16 % ;

v  Txc max= 65.83 % ;

La cabine a un bon taux de charge qui ne dépassant pas 80% qui est la limite donnée par la commission électrotechnique internationale (CEI). 

Calculons d’abord :

Calculs de la protection du transformateur

 

Ø Le transformateur a une puissance    Sn=500 kVA                     (II.3)

 𝑆𝑛𝑥

Calculons la puissance apparente  S%== S=          =400    kVA

 𝑺

                                      Sdéparts=                                    (II.4)

𝑵.𝒅é𝒑𝒂𝒓𝒕𝒔

Pour un nombre de départ,  nous avons deux départs dans la cabine N4 du camp  BADIADINGI dont: N=2 ;

 

                                         Partant de (II.4)     Sdépart==200     kVA

                                           Pdépart=Sdépart x cos                                             (II.5)

Sachant que : cos=0.85 

 

             Apres calcul         Pdépart= 170          kW

En connaissant la puissance active par départ, nous pouvons maintenant calculer le courant nominal «In » 

 

Nous avons :                    In 289     A             (II.6)

 

La section du câble : 𝐼𝑛                                                 289          2                        (II.7)

                 Nous avons l’expression :   S1=     == 57.8        mm

                                                                                          5

                                

                                    D’ où  S3= 57.8x3= 173.4 mm2                                                   (II.8)

La résistance :

NB : la longueur est estimée à 2 m

Nous avons l’expression : R=R0L=  x2= 0.25                                   (II.9)

                                   

                          X0= = 0.1    /Km  pour les câbles en BT           (II.10)

 

Or  X=X0L   donc X=0.1x2= 0.2 /Km                                           (II.11)

 

1) Nous avons l’expression :   cos2 + sin2=1                               (II.12)

 

Partant de (III.11) nous avons :  

 

Calculs de la chute de tension

 

Le passage du courant dans un conducteur crée une chute de tension, si elle est importante, la tension d’alimentation des appareils d’utilisation peut être inférieure à la tension nominale de ce  dernier et compromettre ainsi leur fonctionnement.

 

Nous avons :                                   U= (R cos+ XL sin)          (II.13)                          U       V 

 

 

La chute de tension relative s’exprime par :  

 

                                                          𝐔                      𝟏𝟓𝟖.𝟐

                                    U% = x100=       x100=2.3 %                          (II.14)

                                                           𝑼                        𝟔𝟔𝟎𝟎

 

D’où   U=2.3 %   La chute de tension est acceptable car elle est inférieure à 5% selon la norme de la commission électrotechnique internationale

(CEI)

Avec : 

v  R0 : résistance linéique en Ohms/Km;

v  cos : facteur de puissance 0,85 ;

v  S : la section du câble en  mm2 ;

v  L : la longueur en m ;

v  U : la chute de tension en % ;

v  X0 : résistance linéique en Ohms/Km pour les câbles BT X=0.1/Km;

v  : densité économique du courant en A/mm2 en moyenne tension MT on admet pour 4 à 5 A/mm2.  

 

II.5. ETAT DES PERTURBATIONS DANS LE RESEAU DE DISTRIBUTION MT/BT

II.5.1. Définition :   On appelle un défaut, toute perturbation qui engendre des modifications des paramètres électriques d’un ouvrage ; il est caractérisé par un phénomène non conforme au fonctionnement normal du réseau et pouvant dans certains cas conduire à un effondrement électrique de celui-ci et la mise en danger de son environnement.

II.5.2.  nature de défauts électriques

     Les différentes origines des défauts électriques sont les suivantes :   

 

§  Mécanique (une rupture de conducteurs ou une liaison électrique accidentelle entre deux conducteurs par un corps étranger).

§  Électrique (une dégradation de l’isolement entre phases ou entre une phase et la masse ou la terre ou, suite à des surtensions à cause de manœuvres ou coups de foudre).

§  humain, par exemple la mise à la terre d’une phase, un couplage entre deux sources de tension différentes ou des phases différentes ou la fermeture par erreur d’un appareil de coupure.

 

II.5.3. Différents types des défauts dans les réseaux

Notre réseau nous présente,  les défauts électriques suivants :

II.5.3.1.  Le court-circuit : 

on dit qu’il s’est produit un court-circuit quand un conducteur sous tension se met en contact de manière fortuite ou volontaire, soit avec un autre conducteur du même système électrique à tension différente, soit avec la masse métallique de l’installation connectée à la terre dans un système à neutre mis à la terre. En bref il y a court-circuit lors de tout contact accidentel ou non entre deux ou plusieurs conducteurs situés à des potentiels différents 

III.5.3.1.1. Caractéristiques des défauts de court-circuit 

Les défauts de court-circuit sont  caractérisés par leur nombre de conducteurs :

v  Triphasés : les défauts triphasés sont le court-circuit entre trois phases ;

 

Par la méthode de l’impédance le courant de court-circuit

                                              𝑼                                               

Icc3=             Zcc=√(∑ 𝑹)² + ( ∑ 𝑿)²

√𝟑  𝒁𝒄𝒄

 

Le défaut triphasé est généralement considéré comme celui provoquant les courants les plus élevés.

 

v 


biphasés : les défauts biphasés   sont les courts-circuits entre deux phases ou une phase et le neutre avec ou sans mise à la terre. L’intensité de de court-circuit est inférieure à celui du défaut triphasé. 

 

v  monophasés : Il correspond à un défaut entre une phase et le neutre, alimenté sous une tension simple.

 

                                            𝑼                                            𝑼/√𝟑

                                 V =      ;       Icc1 =          

                                           √𝟑                                         𝒁𝒄𝒄+𝒁

Le court-circuit peut se produire d’une manière externe ou interne,   dans le  transformateur,  le câble, les appareils électriques etc… 

 

         Figure. II.6. : Allure générale d’un courant de court-circuit.

 

Avec :

-     Icc= courant de court-circuit symétrique initial ;

-     IM= valeur de crête du courant de court-circuit ; Icc’’= courant de court-circuit permanent ;

-     A= valeur initiale de la composante apériodique. II.5.3.1.a. Les Conséquences de court-circuit :

 

Elles sont variables selon la nature et la durée des défauts, le point concerné de l’installation et l’intensité du courant :

v  au point de défaut, la présence d’arc de défaut, avec : 

-     Détérioration des isolants ;

-     Fusion des conducteurs ;

-     Incendie et danger pour les personnes ;

-     Pour le circuit défectueux : les efforts électrodynamiques, avec : •    Déformation des JdB (jeux de barres) ;

                                                •     Arrachement des câbles.

v  Suréchauffement par augmentation des pertes joules, avec risque de détérioration des  isolants ;

v  Arc électrique ;  

v  Echauffement important qui entraine la fusion des parties actives.

  II.5.3.2.  La surtension : c’est une tension supérieure à la tension normale du réseau.

II.5.3.2.a. Conséquences : Claquage des isolants avec pour conséquence des courts-circuits éventuels,  une baisse de la continuité de service et un danger pour la sécurité des personnes. 

II.5.3.3. La surcharge: la surcharge est l’élévation de l’intensité d’un circuit, produite par une augmentation  des récepteurs. 

II.5.3.3.a. Conséquence :

Les conséquences de la surcharge sont : 

-          Déséquilibre dans le fonctionnement électrique ;

-          L’échauffement lent et progressif des parties actives (dégagement de chaleur par effet joule dans les conducteurs).

II.5.3.4. Défauts non francs: conducteur actif mis accidentellement en contact indirect, avec résistance de contact avec la masse métallique de l’appareil.)

II.5.3.5. Défaut franc : conducteur actif mis accidentellement en contact direct, sans résistance de contact avec la masse métallique de l’appareil.

II.5.3.6. Courant de fuite : Courant qui, en l’absence d’un défaut d’isolement, revient à la source par la terre ou le conducteur de protection.

II.5.3.7. Défaut fugitif : C’est un défaut éliminé par un cycle rapide.

II.5.3.8. La surintensité : Une surintensité est une augmentation dangereuse du courant électrique parcourant un conducteur ou absorbé par un récepteur.  Il existe deux types de surintensités :

 

-     les surcharges qui résultent de l’augmentation de la charge ;

-     le court-circuit qui résulte de contacts d’impédance quasi nulle entre des éléments conducteurs portés à des potentiels différents que nous avons déjà cité ci-haut.

II.5.3.9. Défaut d’isolement : Rupture d’isolement qui provoque un courant de défaut à la terre ou un court-circuit via le conducteur de protection.

II.6. Conclusion 

 

Nous constatons selon les calculs que la cabine a une charge normale, c’est-à-dire le transformateur n’est pas surchargé. Et le défaut  reccurent est le défaut d’isolement,  Dans le chapitre suivant nous allons analyser la nature des perturbations récurrentes dans cette cabine pour proposer les moyens de détection rapide de celle-ci.  

 

        

    

           Chapitre III : SYSTEME DE DETECTION AUTOMATIQUE DES   

 

DEFAUTS MT/BT ET LEURS PROTECTIONS

 

III.1. Introduction  

Le but de ce chapitre, est de nous  présenter les différents types de protection,  leurs principes de détection et localisation de défauts automatiquement, basé sur  l'analyse de différentes composantes électroniques, électriques, en utilisant un Vigilohm system.

III.2.  Protection du réseau électrique

Tout réseau électrique doit avoir  un système de protection en vue de déclencher en cas de défauts qui se produisent dans les installations électriques. Le but est de détecter tout défaut (polyphasé ou monophasé). Afin de protéger les éléments du réseau contre des surintensités destructrices. 

III.2.1. Objectifs des protections

Un système de protection doit avoir des objectifs suivant :

F Assurer la sécurité des personnes et des biens (électrocution, départ d’incendie,…) ;

F Minimiser ou éviter la destruction du matériel (élévation dangereuse des températures, incendie, explosion causée par l’amorçage d’un arc,…) ;

F Garantir la continuité de la fourniture du réseau électrique. III.2.2. Rôle de la protection électrique  La protection doit avoir le rôle suivant :

v  Détecter la présence d’un défaut ;

v  Identifier l’ouvrage atteint ;

v  Commander les organes de coupure, dont l’ouverture conduira à l’isolement. 

En tenant compte de ces rôles cités ci-haut  on fait appel à un processus comprenant plusieurs opérations tel que la mesure des tensions et des courants ainsi que le filtrage et l’échantillonnage pour terminer avec un traitement numérique qui résulte par la localisation de défaut et la possibilité de l’élimination rapide par les organes de commande.

III.2.3. Qualité d’une protection électrique 1

Une protection électrique doit avoir les qualités ci-après :

v  Sélective : n’élimine que la partie en défaut « ligne, transformateur, appareillage, jeu de barres » ;

v  Sensible : la protection doit détecter tous  les défauts même les plus faibles.

v  Rapidité : la protection élimine rapidement le défaut pour réduire les conséquences de court-circuit. Et  le temps de déclenchement comprend celui de la protection elle-même, auquel vient s'ajouter le délai d'ouverture en créant une certaine  stabilité du  réseau électrique ;

v  Autonome : ne pas devoir changer les réglages fréquemment. Consommer peu d’énergie ;

v  Simplicité : pour faciliter la maintenance et la mise en œuvre, elle doit être insensible aux composantes apériodiques. Facile à mettre en œuvre et à maintenir ;

v  Sureté : la protection déclenche lors d'un défaut, on la mesure en nombre de défaillances sur commande ;

v  Fiable : elle doit éviter les déclenchements intempestifs ;

v  Disponibilité : la protection doit toujours être en opération etc…[7]

 

III.2.4.  Technique de la protection  électrique[8]

Nous avons les appareils de protections suivants :

Ø  Coupe-circuit à fusible : sont destinés à assurer la protection contre les surintensités du courant, et particulièrement contre le court-circuit.

Ø  Parafoudres : ils sont destinés à protéger les appareils et es installations contre les coups de foudre, directs ou indirects. 

Ø  Disjoncteur : un disjoncteur est un interrupteur perfectionné normalement maintenu fermé par un verrouillage, mais capable de s’ouvrir automatiquement en cas de défaut et de couper le courant de court-circuit. 

Ø  Discontacteur : un discontacteur est un contacteur qui peut s’ouvrir automatiquement en cas de défaut,  comme un disjoncteur.  Le contacteur  en effet un pouvoir de coupure élevé  grâce à son  déclenchement brusque. 

III.2.5 Moyens des protections

III.2.5.1. Protection de transformateur électrique

 Avec notre cabine nous allons utiliser le système qui nous permettra de contrôler le transformateur et le protéger contre tout défaut  électrique :

III.2.5.2. Relais de protection de transformateur

La protection du transformateur principal est assurée par un relais numérique appelé «GE T60 ». Le Relais fabriqué par General Electric « GE » offre une variété d'éléments de protection programmables ainsi que d’autres options pour la gestion et la surveillance, ce relais numérique dispose de la dernière technologie de protection basée sur l’intelligence artificielle, et un ensemble d’algorithmes qui effectuent les différents calculs, réglages et communications.

 

[9]Figure III.1 : Relais  T60.

III.2.5.2.1. Conception de base de relais  

Le relais T60 est un dispositif à base numérique muni d’une unité de traitement centrale qui prend en charge de multiples types de signaux d’entrée et de sortie. Le relais peut communiquer sur un réseau local avec interface d’opérateur, dispositifs de programmation ou tout autre dispositif relais.

 

Figure III.2 : Schéma fonctionnel du concept.

III.2.5.2.1.a. Éléments d’entrée : Les éléments d’entrée acceptent une variété de signaux numériques ou analogiques. Le relais isole et converti ces signaux en signaux de logique utilisés par le relais. 

III.2.5.2.1.b. Module CPU : Le module CPU est muni du logiciel intégré qui fournit les éléments de protection en forme d’algorithmes de logique et, des portes programmables de logique, minuteries et verrouillages pour les caractéristiques de contrôle.

III.2.5.2.1.c. Éléments de sortie : Les éléments de sortie convertissent et, isolent les signaux de logique générés par le relais en signaux analogiques ou numériques qui peuvent être utilisés pour le contrôle des dispositifs sur site. III.2.5.2.2. Fonctionnement de relais T60  

Le Relais fonctionne en mode de scannage cyclique. Le relais lit les entrées dans un tableau d’état, résout les équations (programme) logique «équations flexlogic » et puis régler chaque sortie à l’état approprié dans un tableau d’état de sortie. Toutes opérations résultantes sont prioritaires.

III.2.5.2.3.  Protection et Contrôle

Le T60 est un relais triphasé, multi enroulements, de transformateur conçu pour la protection principale et de soutien de n’importe quelle taille de transformateur de puissance.  III.2.5.2.4.  Caractéristiques et Avantages

ü  Capacité de transfert directe d’E/S

ü  Rapport de défauts programmable  

ü  Autotests programmables par l'utilisateur  

ü  Touches programmables (en option)  

ü  LEDs programmables par l'utilisateur  

ü  Messages de l'afficheur définissables par l’utilisateur  

ü  Mémoire Flash pour mises à jour sur site

ü  Modules communes pour réduire le coût des rechanges

ü  Caractéristiques de diagnostic - enregistrement d'événements, oscilloperturbographie et enregistreur de données

III.2.5.3. Réalisation des protections

Une fonction de protection est composée d’instruments de mesure pour connaître l’état du système en tout temps. Ces mesures sont ensuite ramenées vers un relais de protection qui les traite et qui donne l’ordre à un organe de coupure (disjoncteur en général) d’ouvrir le circuit en cas d’anomalie. Les liaisons entre les capteurs et le relais ou entre le relais et l’organe de coupure sont principalement faites avec des câbles de cuivre. Des liaisons en fibres optiques commencent à être utilisées.

 

 

Figure III.3: Représentation d'une protection

 

Il faut donc :

F Éliminer les défauts en séparant la partie saine du réseau et la partie défectueuse en ouvrant l’organe de coupure le plus proche ;

F Prévoir des protections de secours ; 

F Prévoir des protections spécifiques pour certains appareils (génératrice, transformateur, …) ;

F Prévoir la possibilité de changer temporairement le fonctionnement des protections afin de pouvoir effectuer des travaux de maintenance pendant l’exploitation.

Un plan de protection doit intégrer ces différentes contraintes afin d’assurer les objectifs du système de protection au meilleur prix. Le temps d’élimination des défauts est composé du temps de fonctionnement des protections et du temps d’ouverture de l’organe de coupure.

III.2.5.4. Moyen de protection de défaut d’isolement: 

§ Déclencheur magnétique du disjoncteur ; § Fusible.

 

III.2.5.5. Moyens de protection de la surtension : limiteur de surtension, parafoudre.

III.2.5.6. Moyen de protection  de surintensité: 

-     Relais thermique ;

-     Fusible  qui permet afin de réduire le danger en ouvrant le circuit lorsque le courant dépasse une valeur donnée, pendant un temps. 

 

III.2.5.7. Les moyens de protection de surcharge sont: 

-     Le  relais thermique ;

-     Le  fusible ;

-     Le déclencheur thermique ;  Le  disjoncteur. 

III.3.  Détection et localisation de défauts dans les réseaux

La détection et la localisation de défaut sont très nécessaires, car elles permettent de connaitre avec précision, l’endroit où sont situés les défauts d’une manière automatique, et les réparer en vue d’écourter  le temps de l’entretien ou de manœuvre  enfin  d’alimenter très aisément le réseau électrique.

On distingue trois niveaux de traitement suite à  une apparition d’un défaut :

§  La détection du défaut ;  

§  La sélection du départ en défaut ; 

§  La localisation du défaut ou du tronçon du réseau en défaut.

 

III.3.1. La détection des défauts

Lorsque nous avons une apparition du défaut dans une installation électrique,  la détection doit être très rapide et sensible, pour inciter  l'ouverture des disjoncteurs,  celui-ci mettra  hors tension la partie du défaut présenté dans les installations électriques. Elle est réalisée à partir des informations localement disponibles à l'endroit des indicateurs de passage de défaut (IPD) et des relais de protection (courants et tensions mesurés).

III.3.2.La sélection du départ en défaut

La sélection  du départ en défaut permet de déterminer la partie du départ affectée dans l’installation électrique et localiser cette partie le plus vite possible.     

III.3.3.La localisation du défaut 

 La localisation sert à bien  préciser la partie affectée  par ce défaut sur un départ ; celle-ci n'est utile que dans une deuxième phase : la 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 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, elle peut permettre :

-          soit de réaliser une localisation de la zone en défaut ; 

-          soit de calculer de façon la plus précise possible, la distance entre le défaut et un point de référence souvent représenté par le jeu de barre en sortie du poste source. (détection, sélection du départ ou localisation de défaut)[10]

 

      III.3.4.   Calculs de localisation des défauts 

Cette méthode  nous permettra de calculer la distance des défauts en se basant sur un point de référence présenté par un jeu de barre. Elle sera rassurée par sa localisation. A titre d’exemple nous montrons sur la figure III.1. : Ci-dessous  un défaut à une distance « m » de la source GS.

 

 

Figure III.4. : Défaut à une distance m de la source ‘GS’

 

Et le schéma équivalent représentant, sur la figure ci-haute de la ligne, le défaut triphasé  est donc :

 

Figure III.5. : Schéma équivalent d’une ligne en défaut

 

Avec :

 VS : la tension à l’entrée de la ligne. 

IS : le courant à l’entrée de la ligne.

Vr : la tension à la sortie de la ligne.

Ir : le courant à la sortie de la ligne.

Rf : la résistance du défaut.

If : le courant du défaut 

ZL : l’impédance totale de la ligne entre le jeu de barre S et R.

m : distance du défaut.

Zs et Zr : impédances respectives des sources « GS » et « GR ».

A partir de la Figure III.4. Nous pouvons écrire l’équation suivante :

                                                  VS = m.ZL.IS + Rf.If                                 (III.1)

La valeur de l’impédance ZFS mesurée à partir de jeu de barre « S » (impédance de la boucle en défaut vue de S) peut être déterminée en divisant l’équation  par le courant mesuré IS.

  ZFS = VS / IS = m.ZL + Rf. (If / IS)                        (III.2) La localisation du défaut est définie par :

 

𝑰𝒎(𝒁𝒇𝒔)

                𝒎 = 𝑰𝒎(𝒁𝒍)                                                             (III.3)

 

𝑽𝒔

                                                     𝐦 = 𝑰𝒎 (   ) /𝑰𝒎(𝒁𝒍)                                   (III.4)

𝑰𝒔

III.3.4.1. Défaut monophasé (phase « a » à la terre)

Pour ce type de défaut la localisation du défaut est définie par :

 𝑽𝒔𝒂

                                      𝒎 = 𝑰𝒎 [] /𝑰𝒎(𝒁𝟏𝒍)                            (III.5)

𝐈𝐬𝐚+𝐤𝐨𝐈𝐫

 𝒁𝒐𝒍−𝐙𝟏𝐥

                                                   𝐤𝐨 =                                              (III.6)

𝟑.𝒁𝟏𝒍

III.3.4.2. Défaut biphasé à la terre (phase a-b) :

Pour ce type de défaut la localisation du défaut est définie par

 𝑽𝒔𝒂𝒃

                                             𝒎 = 𝑰𝒎 [] /𝑰𝒎(𝒁𝟏𝒍)                           (III.7)        

𝐈𝐬𝐚𝐛

 

III.3.4.3. Défaut triphasé

 

Pour ce type de défaut la localisation du défaut est définie par :

 

 

𝑽𝒔𝒂𝒃𝒄

                                                                                            𝑰𝒎[              ]

                                                     𝒎 = 𝑰𝒎(𝐈𝐬𝐚𝐛𝐜𝒁𝟏𝒍)                                         (III.8)

 

III.4.  METHODES DE DIAGNOSTIC DES DEFAUTS

 Chaque méthode de diagnostic ne peut pas être utilisée pour tous les types de défauts rencontrés dans les installations électriques.  Les défauts évoqués dans le deuxième chapitre  ont chacun leurs particularités bien sûr , c’est la raison   pour laquelle qu’il existe différents types des méthodes de diagnostic des défauts  qui se différencient  par leurs principes de mesures, les types de signaux utilisés et la nature du défaut que l’on désire diagnostiquer.  Et parmi les méthodes classiques de diagnostic nous pouvons  citer :

III.4.1. La méthode par rayon X 

 Cette méthode permet de trouver les défauts au niveau des conducteurs situés à l’intérieur des câbles électriques comme à l’extérieur au niveau des isolants. Lors de l’utilisation de cette méthode, le générateur de rayons X et le détecteur doivent être positionnés près des câbles du réseau.

v  Avantage : Elle permet de connaître l’état de la face extérieure du câble (l’isolant) et des conducteurs.

v  Inconvénient : Elle est coûteuse, et  applicable uniquement pour les câbles dont l’accès est facile.

III.4.2. La méthode d’impédance spectroscopique

 La spectroscopie d’impédance est une méthode haute fréquence qui permet de connaître l’état d’un câble électrique en analysant les caractéristiques de son isolant dans une plage de fréquence. Le principe de cette méthode est de mesurer l’impédance du câble en faisant varier la fréquence de l’onde injectée et de comparer les données enregistrées à celles préalablement mesurées sur un câble  sain identique à celui sous test.

v  Avantage : Elle permet de connaître l’état d’un câble électrique en analysant les caractéristiques de son isolant.

v  Inconvénient : Le câble doit être isolé de tout autre système, et ne peut être utilisable pour une application embarquée.

 

Ø III.4.3. La méthode capacitive et inductive

 Cette méthode est utilisée pour déterminer la longueur d’un câble quand son extrémité est en circuit ouvert ou en court-circuit. Elle est basée sur la mesure de la capacité dans le cas d’un circuit ouvert ou de l’inductance du câble dans le cas d’un court-circuit.

 

v  Avantage : Elle est simple, peu encombrante et peu chère ;

v  Inconvénient : Le diagnostic des câbles est simple. Elle n’est pas adaptée pour les réseaux complexes.

III.4.4.La méthode d’inspection visuelle

 Cette méthode est la plus utilisée pour localiser des anomalies sur les réseaux filaires. Elle est utilisée souvent pour repérer les échauffements locaux des câbles, les dégradations des isolants.

v  Avantage : Elle peut détecter le défaut sans mesures

v  Inconvénient : Elle est limitée à la recherche des défauts visibles de l’extérieur, elle ne peut pas être utilisée quand les câbles sont regroupés, blindés ou dans des zones difficiles à atteindre.

III.4.5.La méthode de redondance matérielle :

Cette méthode consiste à utiliser plusieurs composants comme : 

-          capteurs ;

-          actionneurs ;

-          générateurs etc… 

Identiques pour exercer la même fonction. Lorsqu’un écart existe entre les sorties de ces composants, celui qui est défectueux peut être facilement identifié.  

III.4.6. La méthode à base de connaissance

La méthode à base de connaissance, est divisée en trois grandes parties que nous citons :

-     la méthode de traitement du signal ; -         la méthode de classification et ; -   la méthode d’inférence.

III.4.7. Méthode de la réflectométrie

La  méthode de la réflectométrie est une méthode haute fréquences de diagnostic. Elle est basée sur le principe du radar qui consiste à envoyer un signal dans le système ou dans le milieu à diagnostiquer et à étudier le signal réfléchi. Cette méthode est aussi utilisée dans d’autres domaines que les réseaux de câbles électriques, tels que la géo technologie, le génie civil, et le test des matériaux. [11]

III.4.8. Algorithme de détection de défaut par traitement d’image.

Il est illustré par la figure III.5 ci-dessous. Cette procédure comporte quatre phases essentielles : l’imagerie et le prétraitement, l’élimination des échos d’extrémités, la détection de défauts et la localisation des défauts.

 

Figure III.6. : Algorithme de détection de défaut par traitement d’image.

III.5.  Méthodes de détection des défauts

 Parmi les méthodes de détection des défauts  actuellement nous  optons :

§ La méthode de détection à base de système expert

III.5.3. La méthode de détection à base de système expert

III.5.3.a. Définition Un système expert est un système informatique destiné à résoudre un problème précis à partir d’une analyse et d’une représentation des connaissances et du raisonnement d’un spécialiste.

Constitution : le système expert est constitué de la manière suivante :

III.5.3.b. La base de connaissances

C’est la partie stable du système, elle est composée d’une base de faits qui contient les informations, les données concernant le cas traité et d’une base de règles connues qui modélisent la connaissance du domaine considéré.

III.5.3.c. La base d’inférence

Cette base exploite de façon indépendante les informations contenues dans la base de faits, donc dans la base de connaissances, pour fournir une solution au problème posé. Par ailleurs, la base d’inférence produit dans son mécanisme de raisonnement de nouveaux faits qui sont mémorisés dans la base de faits. La base d’inférence utilise les données et les règles pour produire de nouvelles données.

III.6. SYSTEME D’ALARME INCENDIE

Le système d’alarme incendie  est   « conventionnel » lorsque la détection se fait au niveau de l'ensemble d'une boucle d'organes de détection. Il est « adressable » si, sur une même boucle, il y a identification et localisation de zones distinctes de détection composées de 1 ou plusieurs organe(s) de détection. 

III.6.1. Principe d'une installation de détection incendie

Une installation de détection incendie a pour but de signaler à un poste central ou au personnel chargé de la sécurité de l'établissement tout événement pouvant être le signe d'un début d'incendie.

III.6.2. Centrale de détection incendie

En général, la centrale de détection incendie n'est qu'une partie d'un système de sécurité incendie plus complexe qui associe la détection, la mise en sécurité et éventuellement l'extinction. 

III.6.6.1. Les capteurs (détecteurs)

Le plus simple est le déclencheur manuel actionné pour donner l’alerte. Il correspond à la fermeture d’un simple contact, l’homme étant dans ce cas le détecteur. Les détecteurs d’incendie sont de différentes technologies plus ou moins chères et sensibles. Notons en particulier :

Les détecteurs thermostatiques qui déclenchent sur un niveau de température (lents à détecter), (Les détecteurs thermostatiques passent en alarme lorsqu'ils détectent une température supérieure à un seuil prédéterminé).

§  les détecteurs thermo-vélocimétriques qui  détectent un accroissement de la température ;

§  les détecteurs optiques qui détectent la présence de particules coupant un rayon lumineux ou diffusant un rayon lumineux ;

§  les détecteurs multi-capteurs qui par l’association de deux technologies permettent d’obtenir une meilleure sensibilité tout en gardant une immunité face à des déclenchements intempestifs.

§  Détecteur optique de flamme  Ces détecteurs possèdent une cellule sensible aux rayonnements IR (Infra Rouge) ou UV (Ultra-Violet). Les détecteurs IR travaillent généralement dans la bande lumineuse du carbone de manière à éviter les fausses alarmes. 

   

III.6.6.2. Analyse  des zones de détection 

Afin d’effectuer un pré localisation du lieu d’incendie la détection est partitionnée en un certain nombre de zones de détection. Chaque zone correspond à une boucle de détection. Une boucle doit être constituée soit de déclencheurs manuels soit de détecteurs de température ou de fumée. 

Figure III.7. : Schéma d’une boucle de détection.

III.6.6.2.1. Principe de fonctionnement d’une boucle :

 Les déclencheurs manuels ou les détecteurs incendie sont des interrupteurs normalement ouverts. Les différents capteurs d’une boucle sont branchés en parallèle, et le dernier capteur de la boucle contient une résistance de fin de boucle comme présenté figure. La résistance de fin de boucle avec la résistance contenue dans la centrale forme un pont diviseur de tension. La tension en départ de boucle est mesurée en permanence par la centrale de manière à surveiller les différentes boucles.

a.      Dysfonctionnement : En cas de déconnexion d’un fil de la boucle, le courant ne circule plus dans la résistance de fin de boucle et la tension en départ de boucle devient égale à la tension d’alimentation. Ce qui déclenche la signalisation d’un défaut.

b.      Détection : En cas d’action ou de détection, un des interrupteurs se ferme, la tension mesurée en départ de boucle devient nulle. Ce qui déclenche la détection incendie.  

III.6.6.2.2. ANALYSE DES DYSFONCTIONNEMENTS ET DES TEMPS DE RÉACTION

III.6.6.2.2.a.  Analyse des dysfonctionnements au niveau de l’alimentation électrique :

Au niveau de la centrale d’alarme si l’on coupe l’alimentation électrique 230V  Il y a signalisation d’un défaut d’alimentation au niveau de la centrale. Il faut mésuser le temps de réaction au niveau de l’affichage du défaut avec le chronomètre

III.6.6.2.2.b.   Eléments devant fonctionner pendant l’incendie :

Les différents éléments devant fonctionner pendant l’incendie :

§  la sirène ;

§  les ventouses à injection de courant ; § le moteur de désenfumage ; §  le tableau de report.

Nous allons utiliser le Vigilohm system pour nous permettre de détecter et localiser les défauts.

III.7.1. Définition : Le Vigilohm System est une gamme de produits répondant aux besoins de performance, de confort d’exploitation et de continuité de service. Elle se compose de Contrôleurs permanents d’isolement (CPI), et d’appareils de recherche et localisation des défauts. Certains mesurent l’isolement indépendamment sur chaque départ. De plus, Vigilohm System peut communiquer avec un superviseur ou un automate.

III.7.1.2. Principe et fonctionnement

III.7.1.2.a.  La détection de défaut

L’appareil de base est le contrôleur permanent d’isolement (CPI). Celui-ci détermine avec précision la valeur de la résistance réelle d’isolement du réseau et de sa capacité de couplage à la terre. Cette technique est utilisée pour tous les types de réseaux : alternatifs, continus, redressés, et mixtes.

III.7.1.2.b.  La recherche de défaut

Elle est la fonction principale associée au contrôle d’isolement. Elle consiste à localiser les défauts. Des tores placés sur les départs captent un signal proportionnel au courant injecté par le CPI. Ce signal, transmis aux appareils de recherche, permet de localiser automatiquement le départ défaillant.

III.7.1.2.c.  La mesure répartie

Les mêmes tores placés sur les départs permettent de mesurer la résistance d’isolement et la capacité par rapport à la terre de chaque départ.

 III.7.2. Choix de système de mesure

Nous  utiliserons le Vigilohm system pour choisir un système de mesure dont le choix de l'architecture  se fait en quatre étapes qui sont :

§  Choisir le niveau de performance en recherche et mesure;

§  Déterminer les appareils de recherche ; § Identifier le CPI nécessaire ; § Vérifier le besoin d’une interface.

 

F III.7.2.1. Choisir le niveau de performance en recherche et mesure Le choix d'un système s'effectue en fonction:

-          De la performance du type de recherche que l’on désire associer à la fonction de détection de défaut ; 

-          du  besoin de mesurer indépendamment l’isolement sur chaque départ que nous avons :

 

a.      Recherche mobile manuelle :

Elle est préconisée comme complément à la recherche automatique, afin de déterminer la portion de départ responsable du défaut.

                                                      

Figure III.8: Recherche mobile manuelle.

b.      Localisation automatique avec affichage local :

Le départ défaillant est identifié et signalé sur la face avant du détecteur de défaut. Un contact permet la signalisation à distance.

 

Figure III.9: Localisation automatique avec affichage local.

c.       Localisation automatique avec affichage centralisé :

Le départ défaillant est identifié et signalé sur la face avant du détecteur de défaut et cette information est transmise à un superviseur ou automate.

 

Figure III.10: Localisation automatique avec affichage centralisé.

d.      Mesure répartie avec affichage local :

Les appareils mesurent la résistance d’isolement indépendamment sur chaque départ. Ces mesures sont consultables en face avant de l’appareil. Ils assurent aussi la localisation de défaut avec affichage local. Un contact permet la signalisation à distance.

 

Figure III.11 : Mesure répartie avec affichage local.

e.      Mesure répartie avec affichage centralisé :

La mesure de l’isolement de chaque départ et la signalisation du départ défaillant sont affichés en face avant de l’appareil et transmises à un superviseur ou automate.

 

Figure III.12 : Mesure répartie avec affichage centralisé.

III.8. LES APPAREILS DE RECHERCHE

Nous avons les  dispositifs de recherche de défaut ou de mesure répartie ci-après :

III.8.1. Localisateur XL308/316

Les localisateurs XL308/XL316, en association avec un CPI XM300C ou XML308/XML316, assurent la surveillance de l'isolement de 8 ou 16 départs. Ils mesurent en permanence la valeur de la résistance d'isolement de chaque départ surveillé. Le passage de cette valeur en dessous d'un seuil de défaut, active deux relais dont un à sécurité positive et allume une LED rouge en face avant. Le seuil de défaut est réglable sur chacune des 8 ou 16 voies correspondant à un départ. Ces localisateurs mesurent aussi la capacité par rapport à la terre de chaque départ. Plusieurs localisateurs peuvent fonctionner simultanément sur le même réseau.

 

III.8.1.a.  Fonctions complémentaires

ü  Détection et localisation du départ en défaut : le boîtier comporte une signalisation par 8 ou 16 diodes LED (1 par départ). Elles permettent de localiser instantanément le départ en défaut et de savoir si ce défaut est fugitif ou permanent. 

ü  Mémorisation des valeurs des défauts fugitifs sur chaque départ, consultables sur afficheur.

III.8.1.b.  Capacité de dialogue

Les défauts détectés par les localisateurs XL308/316 sont affichables sur le CPI fonctionnant avec le localisateur. Les informations qu'ils transmettent au CPI sont transmissibles sur superviseur grâce aux interfaces XLI300, XTU300 connectées sur le bus Vigilohm System.

 

Figure III.13 : Localisateur XL308/316.

III.8.2. Contrôleur d’isolement XM300c

Contrôle d'isolement général Le contrôleur XM300c réalise la surveillance générale de l'isolement d'un réseau en injectant une tension alternative BF entre la terre et le réseau. Il mesure en permanence la valeur de la résistance d'isolement.

Lecture à distance des défauts des localisateurs Le contrôleur XM300c peut servir de centrale de lecture à distance des défauts détectés par les localisateurs XL308/XL316 éventuellement associés. Cette fonction est réalisée à l'aide de l'écran LCD, du clavier du CPI et d'une liaison par quatre conducteurs : le bus Vigilohm System.

 

 

Figure  III.14 : Contrôleur d’isolement XM300c.

     

III.8.2.3. Contrôleur d’isolement, localisateur XML308, XML316

Le contrôleur XML308/XML316 cumule dans le même boîtier les fonctions : 

Ø  du CPI XM300C ;

Ø  du localisateur XL308 ou XL316. Il surveille l'isolement général du réseau et de 8 ou 16 départs, par injection de tension alternative BF et par tores de détection sur les départs. Il mesure en permanence la valeur de la résistance d'isolement du réseau et de chaque départ surveillé. Le passage d'une de ces valeurs :

Ø  en dessous d'un 1er seuil de prévention (SP), actionne un relais. Le niveau d'isolement se lit sur une barrette de 5 LED : 1 de couleur verte (normal), 3 orange (prévention) et 1 rouge (défaut) ; 

Ø  en dessous d'un 2e seuil  de défaut (SD), actionne 2 relais, dont un à sécurité positive.

Les seuils de défaut sont réglables pour l'isolement général et pour chacun des 8 ou 16 départs. Le seuil de prévention n'existe que pour l'isolement général. Le contrôleur mesure aussi la capacité, par rapport à la terre, du réseau et de chaque départ surveillé.

 

 

Figure III.15 : Contrôleur d’isolement, localisateur XML308, XML316.

III.8.4. Localisateur XL308, XL316

Les localisateurs XL308/XL316, en association avec un CPI XM300C ou XML308/XML316, assurent la surveillance de l'isolement de 8 ou 16 départs. Ils mesurent en permanence la valeur de la résistance d'isolement de chaque départ surveillé. Le passage de cette valeur en dessous d'un seuil  dit de défaut (SD), active 2 relais dont un à sécurité positive et allume une LED rouge en face avant. Le seuil de défaut est réglable sur chacune des 8 ou 16 voies correspondant à un départ. Ces localisateurs mesurent aussi la capacité par rapport à la terre de chaque départ. Plusieurs localisateurs peuvent fonctionner simultanément sur le même réseau.

 

Figure III.16 : Localisateur XL308, XL316.

 

III.8.5. Détecteur automatique XD301, XD312

Les détecteurs de défauts d'isolement XD301 et XD312 possèdent 3 fonctions : 

-      détection de franchissement du seuil de défaut ;

-      localisation automatique du départ défaillant ;  détection des défauts fugitifs ;

-      temps de scrutation : 20 s par voie.

III.8.5.a. Fonctionnement :

1.        Les détecteurs XD301-XD312 sont des récepteurs fixes utilisés avec les CPI XM300C, XML308/316, sans aucune liaison avec ceux-ci. En association avec des tores, ils permettent la détection et la localisation automatique de défauts.

2.        Le détecteur XD312 associé à 12 tores maximum, installés chacun sur un départ, comporte en face avant :

-      12 voyants de signalisation de défauts, associés à chacune des 12 voies ;

-      un commutateur autorise la mémorisation du départ en défaut, après sa disparition ;

-      un voyant de signalisation de défaut ;

-      un bouton test du voyant et du relais de sortie ;  un bouton d’acquittement des défauts mémorisés.

3.        Le détecteur XD301 s'associe à un seul tore.

 

Figure III.17 : Détecteur automatique XD301, XD312

III.8.6. Contrôleur d’isolement, localisateur XML308, XML316

Le contrôleur XML308/XML316 cumule dans le même boîtier les fonctions :

-     du CPI XM300C, c du localisateur XL308 ou XL316. Il surveille l'isolement général du réseau et de 8 ou 16 départs, par injection de tension alternative BF et par tores de détection sur les départs. Il mesure en permanence la valeur de la résistance d'isolement du réseau et de chaque départ surveillé. Le passage d'une de ces valeurs ;   

-     en dessous d'un 1er seuil  de prévention, actionne un relais. Le niveau d'isolement se lit sur une barrette de 5 LED : 1 de couleur verte (normal), 3 orange (prévention) et 1 rouge (défaut) ;  

-     en dessous d'un 2e seuil  de défaut, actionne 2 relais, dont un à sécurité positive. Les seuils de défaut sont réglables pour l'isolement général et pour chacun des 8 ou 16 départs. Le seuil de prévention n'existe que pour l'isolement général. Le contrôleur mesure aussi la capacité, par rapport à la terre, du réseau et de chaque départ surveillé.

 

Figure III.18 : Contrôleur d’isolement, localisateur XML308, XML316

III.8.7. Récepteur XRM et pince XP Recherche mobile

Le récepteur mobile XRM, associé à une pince  ampéremétrique, est essentiellement utilisé pour compléter la recherche automatique. Il permet de déterminer l'endroit exact du départ présentant un défaut, en captant le signal émis par les contrôleurs permanents d'isolement XM300C, XML308/316 ou XM200. Trois dimensions de pinces existent. Les pinces XP15, XP50 et XP100 fonctionnent sur des câbles allant jusqu'à des diamètres de respectivement 12, 43 et 70 mm. Les anciennes pinces ne sont pas compatibles avec XRM.

Affichage :

Le récepteur XRM affiche des valeurs comprises entre 0 et 19, en correspondance avec le niveau d'isolement :

-      0 correspond à aucun défaut ;

-      19 correspond à un défaut franc.

 

 

Figure III.19 : Récepteur XRM et pince XP Recherche mobile

III.8.8. Détecteur automatique XD308c

Les appareils XD308c sont des détecteurs de défauts d'isolement possédant 3 fonctions :

ü  la détection de défaut d'isolement ;

ü  la localisation automatique du départ en défaut, avec repérage du numéro de la voie défaillante par LED ;

ü  la communication de ces informations aux interfaces type XLI300 ou XTU300, ce qui permet de connaître le départ en défaut à partir d'un superviseur ou d'un automate. Fonctionnement :

ü  Les détecteurs XD308c sont des récepteurs fixes utilisés avec les CPI XM300C, XML308/316 avec lesquels ils sont raccordés sur le bus de communication de Vigilohm System ;

ü  Le détecteur XD308c associé à 8 tores maximum, installés chacun sur un départ, comporte en face avant :  

-      8 voyants de franchissement de seuil, associés à chacune des 8 voies ;  

-      1 voyant commun aux 8 voies signalant l'existence d'un défaut ;  

-      1 voyant indiquant l'état de fonctionnement de l'appareil ;  

-      2 touches permettant le test de l'appareil et l'acquittement des défauts.

 

Figure III.20 : Détecteur automatique XD308c

III.8.9. Tores A et OA

Les tores de type A et OA permettent de détecter les courants de fuite à la terre. Ils sont utilisés principalement de deux manières :

ü Avec Vigilohm System

-      pour la détection ou la localisation  des départs présentant un défaut d’isolement, en schéma de liaison à la terre IT et ;

-      aussi pour la mesure de la résistance d’isolement et la capacité de fuite.  

 

 

                                                                                 

Tores fermés du type A                                             Tores ouvrants du type OA

 

                                       Figure III.21: Tores A et OA

  

III.8.10. Identifier le CPI nécessaire

 Le  CPI est  déterminé avec les appareils de recherche qui lui sont compatibles.

Le  CPI est connecté  à une platine PHT1000 si la tension U de réseau est :

v  760 < U < 1700 V CA (neutre accessible) ;

v  440 < U < 1000 V CA (neutre non accessible) ;

v  500 < U < 1200 V CC (tension continue ou redressée).

III.8.11. Vérifier le besoin d’une interface

Il  indique si le système a besoin d’une interface. Le choix des interfaces s’effectue en fonction du réseau et des appareils constituant le système.

III.9. Eléments de communication

Nous avons les éléments de communication ci-après :

III.9.1. Le logiciel d’exploitation SMS: Le logiciel SMS s’installe sur un superviseur de type PC. Il exploite les informations fournis par les centrales de mesure et d'autres équipements communicants. Il offre à l’exploitant la possibilité de gérer précisément son installation électrique.

Figure III.22. : Personnalisation des écrans SMS pour répondre aux besoins de l’exploitant III.9.2. Interfaces de communication XLI300, XTU300, XAS III.9.2.1. Principe :

v  La puissance de Vigilohm System réside en sa capacité à faire communiquer ensemble les appareils qui le composent, assurant le contrôle permanent d’isolement et ses fonctions complémentaires telles que la recherche automatique de défauts ou la prévision de leur apparition.

v  Mieux encore, Vigilohm System (XLI300 et XTU300) est capable de communiquer avec un superviseur ou un automate, pour lui transmettre des informations et recevoir des données comme :

 

-            alarme de prévention et alarme de défaut des CPI XM300C ou XML308/316 ;

-            alarme de défaut des localisateurs XML308/316 ou XL 308/316 ; 

-            mesures d'isolement et de capacité de fuite ;

-            seuil de réglage ;

-            alarme de défaut des différents départs des XD308C. Ces échanges d’informations s’effectuent : 

-            sur le bus interne Vigilohm System, pour l’échange donné entre les appareils  -  sur le bus externe JBUS, pour communiquer avec un superviseur ou un automate.

 

III.9.3.  Contrôle commande

        III.9.3.1. Fonctions

 Digipact réalise les fonctions de contrôle et de commande nécessaires à l’exploitation d’une installation électrique BT :

§  localement grâce aux modules en face avant de tableau, 

§  à distance, par un superviseur de type PC ou un automate. Ces fonctions requièrent la mise en œuvre d’appareillage communicant (contacts auxiliaires, télécommande, déclencheurs électroniques) et d’interfaces de signalisation et commande SC150 connectées sur le bus interne. Le concentrateur de données DC150 assure l’interface entre le bus interne et le bus ModBUB/JBUS de l’ordinateur PC ou de l’automate.

 

Ø III.7.4.2. Commande et signalisation à distance de l’état des appareils

§  Commande du disjoncteur : ouverture, fermeture ou réarmement,  comptage du nombre de manœuvres.

§  Signalisation de l’état du disjoncteur : ouvert, fermé, déclenché,  déclenché sur défaut électrique, ou défaut différentiel,  débroché, embroché.

 

Figure III.23:

III.9.4.  Visualisation d’états d’automate inverseur de sources automatisé

Toutes les informations relatives au fonctionnement d’un inverseur de sources automatisé peuvent être visualisées à distance :

§  état des disjoncteurs « Normal » et « Remplacement » (ouvert, fermé ou déclenché sur défaut électrique), 

§  valeur des temporisations et la position du commutateur de fonctionnement de l’automate (auto, normal, remplacement, stop), 

§  état du groupe de secours (ordre, défaillances...),  §  présence d’un ordre de marche forcée (ex : EJP),  §  état des circuits non prioritaires (délestés ou pas).

III.9.5. Commande et signalisation des appareils en face avant de tableau

La gamme Digipact dispose d’un module de commande locale et de signalisation CLS150 qui se connecte sur le bus interne Digipact. Ce module CLS150 s’associe à un appareil (disjoncteur ou autre actionneur). Il permet :

§  de visualiser l’état de l’appareil, 

§  de commander cet appareil. La visualisation et la commande s’effectuent en face avant de tableau.

Concentrateur de données DC150 Passerelle JBUS / bus interne Utilisation

Le concentrateur de données DC150  permet de :

§  centraliser toutes les informations fournies par les différents appareils communicants:

-            contacts auxiliaires et télécommande communicants, 

-            interface de signalisation et de commande SC150, 

-            automate inverseur de source UA, 

-            Vigirex RHU et RMH, 

-            bloc déclencheur Micrologic avec « COM » sur bus interne Digipact. DC150 met à disposition d’un superviseur (PC ou automate) les informations sous le protocole ModBUS/ JBUS.

§  enregistrer les changements d’état et les déclenchements des disjoncteurs communicants pour restituer la chronologie des événements au superviseur ;

§  fournir l’alimentation 24 V et 15 V des appareils communicants et du bus interne Digipact ;

§  réaliser l’adressage des appareils communicants. III.9.6. Contrôle de l’isolement et fonctions associées  III.9.6.1. Principe :

 Le contrôle permanent de l’isolement d’un réseau à neutre isolé IT est destiné à signaler tout défaut d’isolement dès son apparition. L’appareil de base réalisant cette fonction est un contrôleur permanent d’isolement (CPI). Celui-ci injecte une tension, continue ou alternative de basse fréquence, entre le réseau et la terre. L’isolement est déterminé par la valeur du courant qui en résulte. Cette technique est utilisée pour tous les types de réseaux : alternatifs, continus, redressés, mixtes...

III.9.7. La recherche de défauts

La recherche de défauts est toujours associée à la fonction de contrôle d’isolement. Deux types de recherches de défauts (sans ouvrir les départs) sont employés avec les appareils des gammes Vigilohm et Vigilohm System : la recherche automatique et la recherche manuelle.

 

III.9.8. La recherche automatique

Elle consiste à détecter les défauts permanents ou fugitifs et à localiser le départ défaillant sans intervention humaine. Il existe 3 familles d'appareils de détection:

§  le détecteur (XD301, XD312 ou XD308C) détecte et localise le défaut, 

§  le localisateur (XL308 ou XL316) détecte, localise le défaut et mesure l’isolement sur chaque départ, 

§  le contrôleur localisateur (XML308 ou XML316) détecte, localise le défaut, mesure l’isolement sur chaque départ, tout en jouant le rôle du CPI (émission du signal BF). Important : les dispositifs de recherche signalent si les défauts détectés sont fugitifs ou permanents. Des tores, associés aux appareils de détection, sont placés sur les départs. Ils captent le signal BF de recherche émis par le CPI.

III.9.9. La recherche manuelle

Elle s’effectue avec le récepteur mobile Vigilohm System XRM. Celui-ci est associé à sa pince ampérométrique et capte le signal BF de recherche émis par le CPI Vigilohm System. La recherche manuelle complété et affine la recherche automatique. La pince ampérométrique est déplacée le long du départ défaillant pour trouver l’endroit exact du défaut.

Lorsque l’installation (de taille modeste ou îlot isolé) n’est pas équipée d’un CPI à injection de signal BF, il faut alors utiliser le générateur portable Vigilohm XGR. Celui-ci injecte le signal de recherche capté par le récepteur XRM.

Ci-après nous proposons un schéma général quant à l’exploitation de ces équipements dont nous expliquons brièvement le fonctionnement tout juste après  

 



 

III.10.1. Fonctionnement du système de la cabine N4 du camp BADIADINDI

 

Nous avons installé les capteurs sur les six phases de chaque départ, qui alimente les 50 villas, et le relais T60 lui prend en charge de multiples types de signaux de transformateur, puis communique  avec interface, le capteur à son tour capte et renseigne les détecteurs, celui-ci détecte et communique avec les contrôleurs (CPI). Le contrôleur localisateur communique avec les localisateurs, celui-ci mesure l’isolement  de chaque départ et localise les défauts. Les contrôleurs localisateurs  mesurent la valeur de la résistance d’isolement de la cabine puis surveillent l’isolement  général de la cabine, et de chaque départ surveillé. Le contrôleur (CPI) est installé  à l’arrivée générale de disjoncteur basse tension (BT), pour contrôler l’isolement de l’ensemble du réseau. Et tous les composants de détection  envoient  les informations vers l’interface, celui-ci reçoit et communique avec le superviseur, et celui-ci à son tour contrôle toutes les informations de la cabine.

   

    III.10.2. Superviseur : Centralise toutes les informations.

 

III.10.3. Interface : Permet de gérer le protocole JBUS entre tous les composants du système et peut faire communiquer Vigilohm System avec un superviseur.

 

III.10.4. Contrôleur (CPI) : Emet un signal BF et contrôle l'isolement de l'ensemble du réseau. Le signal sert aux dispositifs de recherche : localisateurs et détecteurs.

 

III.10.5. Contrôleur localisateur : XML308 et XML316 regroupent, dans le même boîtier, les fonctions de CPI et de localisateur.

 

III.10.6. Localisateur : Mesure l'isolement de chaque départ et localise le défaut.

 

III.10.7. Détecteur : Détecte et localise le défaut.  Mais le récepteur mobile XRM en association avec les pinces XP s'utilise essentiellement pour localiser la partie défaillante le long d'un départ.

 

III.10.8. Capteurs : Installés sur chaque départ, ils renseignent le localisateur et les détecteurs.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

CONCLUSION GENERALE

 

Notre travail de fin de cycle avait pour objet d’étudier avec les nouvelles technologies la possibilité de détecter et localiser automatiquement les différentes pannes ou défauts qui surviennent dans le réseau MT/BT de distribution de l’énergie électrique de BADIADINGI.

 

La cabine N°4 du camp BADIADINGI est en fait moins chargée eu égard aux taux de charge qui avoisinent 65% mais, pour prévenir ce qui peut  arriver dans un avenir proche, avec l’accroissement de la population, nous avons jugé bon de proposer des équipements de grande technologie qui seront placés dans la cabine ou dans un autre local à aménager avec un tableau synoptique ceci, pour éviter le tâtonnement que nous avons observé lors d’une détection de pannes  actuellement, cela prend beaucoup de temps et entre temps les consommateurs ne sont pas alimentés en énergie électrique.

 

Ce que nous avons proposé convient aussi pour toutes les cabines de Kinshasa qui sont sans surveillance adéquate. 

Ce travail est un avant premier et nous  sollicitons d’avance l’indulgence de nos lecteurs pour quelques insuffisances et acceptons leur contribution scientifique dans la correction.      

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

BIBLIOGRAPHIE

 

Ouvrage :

ü  SIMULATION DES RESEAUX ELECTRIQUES, Paris 5e, Edition EYOLLES 1997.

ü  SYSTEME D’ENERGIE ELECTRIQUE GUIDE DE REFERENCE. Les postes MT/BT 

                                               ELEC International symposium. Edition 1998.

Note de cours :

ü  NDAYE           NKANKA         Bernard:         Production      de        l’énergie         électrique,      édition            2019 -

2020/I.S.TA./KIN

ü  ONYUMBE-WENYI GASTON : cours de construction du matériel électrique tome II 20172018 /I.S.T.A/KIN.

ü  C.T KALALA José : Note de cours « CONSTRUCTION ELCTRIQUE 2 » / ISTA KIN 2018-2019

 

 Thèse :

ü  Thèse de doctorat  Mohamed OUMRI : DIAGNOSTIC DE DÉFAUTS DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES FILAIRES PAR LA RÉFLECTOMÉTRIE. Edition 2014. 

ü  Cong Duc PHAM: DETECTION ET LOCALISATION DE DEFAUTS DANS LES RESEAUX DE DISTRIBUTION HTA EN PRESENCE DE GENERATION D'ENERGIE DISPERSEE. Edition 2005. ü Long BUN : Détection et Localisation de Défauts pour un Système PV/ 2006.

Travail de fin de cycle :

ü  Mack LUKOMBE : ETUDE DE L'AMELIORATION DE LA DESSERTE EN ENERGIE ELECTRIQUE BASSE TENSION D'UNE CELLULE COMMUNALE PAR REAMENAGEMENT DE L'INSTALLATION EXISTANTE : CAS DE LA CELLULE CRAA. I.S.T.A/KIN 2015

 

ü  Reagan MULA: ETUDE DE LA NOUVELLE CONFIGURATION DU RESEAU DE DISTRIBUTION MT/BT DU QUARTIER MONGELA DE LA COMMUNE DE BUMBU DANS LA VILLE PROVINCE DE KINSHASA A L’HORIZON 2025. I.S.T.A/KIN 2015.

Mémoires :

ü  Mr. DAAOU Yassine : CLASSIFICATION ET LOCALISATION DES DÉFAUTS DANS LES LIGNES DE TRANSPORT À THT EN TEMPS RÉEL. Edition 2011. 

Publication

ü  https://www.vattenfall.fr/le-mag-energie/avantages-inconvenients-des-energiesrenouvelables.

ü  http://lycees.ac- rouen.fr/maupassant/site2/bpeleec/technologie/Distrib_elect_eleve.pdf  ü https://fr.wikipedia.org/wiki/poste

ü  https://www.researchgate.net/publication/329483238_La_securite_dans_les_postes_ de_distribution_MT/BT.  

 

ü  https://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00164643/document. cong duc 

ü  http://di.univ-blida.dz:8080/jspui/bitstream/123456789/2207/1/Untitled.pdf  

ü  https://www.gegridsolutions.com/products/manuals/t60/t60manfr-k1.pdf relais verifier T60

ü  http://www.e-catalogue.schneider-electric.fr/navdoc/pdf/chapitre/BTC.pdf  

ü  http://www.ac-grenoble.fr/ecole.entreprise/CRGE/ref/Docs/PostesTHT_HT.PDF  

 

 

 

TABLE DES MATIERES

II. PROBLEMATIQUE ................................................................................................................................................ 1

III.                HYPOTHESE ........................................................................................................................................................ 1 IV. CHOIX ET INTERET DU SUJET .............................................................................................................................. 1

V.    DELIMITATION DU SUJET .................................................................................................................................... 2

VI.  METHODES ET TECHNIQUES UTILISEES .............................................................................................................. 2

CHAPITRE I : GENERALITE SUR LA DISTRIBUTION DE L’ENERGIE ELECTRIQUE ............................................................ 3 I.1. INTRODUCTION ........................................................................................................................................................ 3 I.2 IMPORTANCE DE LENERGIE ELECTRIQUE ......................................................................................................................... 3

I.3.   PRODUCTION DE LENERGIE ELECTRIQUE ........................................................................................................................ 3

I.3.1.a.  Les sources d’énergies renouvelables  ...................................................................................................... 4

I.3.1.b. Les sources d’énergies non renouvelable .................................................................................................. 4

I.4.   RESEAUX ELECTRIQUES ....................................................................................................................................... 6

I.5.   CLASSIFICATION DES RESEAUX ELECTRIQUES ...................................................................................................... 7

I.5.1. Selon la fonction pour laquelle ils sont construits ........................................................................................ 7

I.5.1.E. RESEAU DINTERCONNEXION .................................................................................................................................. 8 I.5.3. SELON LE MODE DALIMENTATION (RACCORDEMENT)   .................................................................................................. 9 I.5.3.B. ALIMENTATION DU RESEAU RADIAL OU EN ANTENNE ................................................................................................. 10

I.5.3.c. Réseau radial à double dérivation ........................................................................................................... 10 I.5.3.d. Structure du réseau bouclé ...................................................................................................................... 11 I.5.4. Selon le régime de tension utilise ............................................................................................................... 12

I.5.5.  Selon les  types de courant ........................................................................................................................ 14

I.6. POSTES (SOUS-STATION) ELECTRIQUES ......................................................................................................................... 14

I.6.2.1. Le poste sur poteau ................................................................................................................................. 15 I.6.2.2. Le poste sous enveloppe préfabriquée .................................................................................................... 16 I.6.2.3 Poste  maçonné ou en maçonnerie........................................................................................................... 16 I.6.2.4. Le poste de distribution publique ............................................................................................................ 16 I.6.2.6. Le poste de livraison à comptage MT (S > 630 kVA) ................................................................................ 17

I.6.3.  SORTES DES POSTES (SOUS-STATIONS) ...................................................................................................... 17

I.6.4.  LIGNES AERIENNES ET CABLES SOUTERRAINS ............................................................................................................... 19

I.6.5.  LE TABLEAU BT EN AVAL DU POSTE MT/BT .............................................................................................................. 20

I.6.5.1.  Sécurité des personnes et des biens ....................................................................................................... 20

I.7. CONCLUSION : DANS CE PREMIER CHAPITRE, NOUS AVONS PARLE  DES NOTIONS DE BASE, DE   LA PRODUCTION DE LENERGIE

ELECTRIQUE, DE LA CLASSIFICATION DU RESEAU ELECTRIQUE, DES QUALITES DE PROTECTION, ET DES DIFFERENTS TYPES DE POSTES

ELECTRIQUES  NOUS DONNANT AINSI UNE IMAGE DU RESEAU DE LENERGIE ELECTRIQUE. ............................................................. 20

CHAPITRE II : APERÇU GENERAL SUR LE CAMP BADIADINGI ET L’ETAT DE PERTURBATIONS DANS LE RESEAU DE

DISTRIBUTION ELECTRIQUE MT/BT ........................................................................................................................ 21

II.1.  INTRODUCTION ...................................................................................................................................................... 21

II.2.  A. BREVE  HISTORIQUE ............................................................................................................................................ 21

II.2.   B. APERÇU GENERAL DU CAMP BADIADINGI ............................................................................................................. 21

FIGURE II.1 CARTE GEOGRAPHIQUE DU CAMP BADIADINGI ................................................................................................ 21

II.3.   LES INFRASTRUCTURES REMARQUABLES DU CAMP BADIADINGI ................................................................................... 22

II.3.1. ALIMENTATION ELECTRIQUE DU CAMP BADIADINGI ................................................................................... 22

II.4. CABINE DE DISTRIBUTION N°4 MT/BT ............................................................................................................. 23

II.4.3. TAUX DE CHARGE DU TRANSFORMATEUR DE LA CABINE MT/BT  N°4 ............................................................................ 26

En juillet nous avons le taux de charges: ............................................................................................................. 28

II.5.ETAT DES PERTURBATIONS DANS LE RESEAU DE DISTRIBUTION MT/BT ........................................................ 32

II.6.CONCLUSION ........................................................................................................................................................ 35

CHAPITRE III : SYSTEME DE DETECTION AUTOMATIQUE DES    DEFAUTS MT/BT ET LEURS PROTECTIONS ................. 36 III.1. INTRODUCTION .................................................................................................................................................... 36 III.2.  PROTECTION DU RESEAU ELECTRIQUE ...................................................................................................................... 36

III.3. DETECTION ET LOCALISATION DE DEFAUTS DANS LES RESEAUX ...................................................................................... 40

III.4. METHODES DE DIAGNOSTIC DES DEFAUTS .................................................................................................... 43

III.4.8. ALGORITHME DE DETECTION DE DEFAUT PAR TRAITEMENT DIMAGE. .......................................................................... 44

III.5. METHODES DE DETECTION DES DEFAUTS .................................................................................................................. 45

III.6. SYSTEME D’ALARME INCENDIE ....................................................................................................................... 46 III.7. VIGILOHM SYSTEM .......................................................................................................................................... 48

III.9.6. CONTROLE DE LISOLEMENT ET FONCTIONS ASSOCIEES ............................................................................................. 58

III.10. IMPLATATION DES EQUIPEMENTS DANS  LA CABINE DE BADIADINDI ......................................................... 60

III.10.1. FONCTIONNEMENT DU SYSTEME DE LA CABINE N4 DU CAMP BADIADINDI ............................................................ 61

CONCLUSION GENERALE ......................................................................................................................................... 62

BIBLIOGRAPHIE ....................................................................................................................................................... 63

 

 

 



[1] DAYE NKAKA Bernard : «note du cours de production de l’énergie électrique 2019-2020/ I.S.T.A/KIN »

[3] Travail de fin d’étude : Etude de la conversion du réseau 6,6 kV en 20 kV pour alimenter le quartier BISENGO dans la commune de BANDALUNGWA à l’horizon 2024.

[4] ONYUMBE-WENYI GASTON : cours de construction du matériel électrique tome II 2017-2018 /I.S.T.A/KIN.  

 

[7] Mémoire :

 Mr. DAAOU Yassine : CLASSIFICATION ET LOCALISATION DES DÉFAUTS DANS LES LIGNES DE TRANSPORT À THT EN TEMPS RÉEL./2011

[8] C.T KALALA José : Note de cours « CONSTRUCTION ELCTRIQUE 2 » / ISTA KIN 2018-2019

 

[10] https://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00164643/document thèse: DETECTION ET LOCALISATION DE DEFAUTS DANS LES RESEAUX DE DISTRIBUTION HTA EN PRESENCE DE GENERATION D'ENERGIE DISPERSEE.

 

[11] Thèse : DETECTION ET LOCALISATION DE DEFAUTS POUR UN SYSTEME PV

 

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