Chap 1 - Production Transport Et Distribution [PDF]

Zitiervorschau

LYCEE TECHNIQUE DE BANGANGTE

Année scolaire 2008 / 2009

COURS D’INSTALLATION ELECTRIQUE EN Tle F3 CHAPITRE1  : PRODUCTION- TRANSPORT ET DISTRIBUTION DE L’ENERGIE ELECTRIQUE (24H) Objectifs du Chapitre : A la fin de ce chapitre, l’élève doit être capable de :  Distinguer les différents types de centrales et leurs principes de fonctionnement  Connaître leurs avantages et inconvénients  Connaître les problèmes posés par le transport de l’énergie électrique et leurs solutions  Distinguer les différents procédés de transport d’énergie avec leurs avantages et inconvénients  Maîtriser les différentes techniques de distribution avec leurs avantages et inconvénients  Connaître les différentes méthodes d’amélioration du facteur de puissance d’une installation avec leurs avantages et inconvénients. Introduction L’énergie électrique produite dans les centrales est soit continue, soit alternative. La forme alternative est la plus disponible et la plus rependue dans le monde et se distingue de la forme continue par :  L’impossibilité de la stocker : d’où la nécessité de la produire au fur et à mesure qu’elle est consommée  La possibilité et la facilité de modifier à volonté ses caractéristiques grâce aux transfo et aux convertisseurs d’électronique de puissance (redresseurs, gradateurs, cyclo convertisseurs,…) afin de l’adapter aux nécessités d’emploi. Un réseau d’énergie électrique est composé de 3 composantes principales qui sont :  Les centrales de production : Pour produire en lieu approprié l’énergie indispensable pour les consommateurs.  Le réseau de transport : pour acheminer l’énergie de la centrale vers les consommateurs.  Le réseau de distribution : pour garantir en permanence et en toute sécurité d’énergie chez les consommateurs.

I- LES CENTRALES DE PRODUCTION I-1  : Généralités Les centrales de production sont des usines où s’effectue la transformation d’une source d’énergie primaire (énergie naturelle brute) en énergie électrique. Ce sont ces sources primaires qui permettent de dénommer et distinguer les différentes centrales ; on distingue à cet effet les centrales ci- dessous : Type de centrale Centrale hydraulique Centrale thermique classique Centrale thermique nucléaire Centrale éolienne Centrale solaire Centrale marémotrice

Energie primaire Chute d’eau Charbon, fuel, gaz,… Uranium vent rayons solaires flux et reflux des marées (hautes et basses)

NB : les centrales éolienne, solaire et marémotrice sont des centrales d’énergie nouvelles. Installation électrique - Chapitre 1 : Production – transport et distribution de l’énergie Page 1 / 16

I-2. LES CENTRALES HYDRAULIQUES (symbole) I-2-1. Principe de fonctionnement Une chute d’eau provenant d’un barrage de retenue, à travers des conduites forcées, fait roter une turbine hydraulique couplée à un alternateur qui produit l’énergie électrique. Barrage +eau

Chute d’eau

Turbine énergie mécanique

Alternateur

énergie électrique

En fonction de la hauteur de la chute, on classe les centrales hydrauliques en 3 catégories :  Les centrales de haute chute qui utilisent les turbines PELTON : H > 200m  Les centrales de moyenne chute qui utilisent les turbines FRANCIS : 30m < H < 200m  Les centrales de basse chute qui utilisent les turbines KAPLAN H < 30m (voir page ) Cependant, la puissance que l’on peut arracher d’une chute dépend non seulement de la hauteur de la chute, mais aussi du débit du cours d’eau. En effet, elle est donnée par la formule : P = 9,8x q x h avec P en KW ; q en m3/ s ; h en m. NB : - À cause pertes diverses, la valeur de la puissance mécanique recueillie sur l’arbre de la turbine est inférieure à la valeur de la puissance fournie par l’eau. - La fréquence du réseau dépend de la vitesse de rotation de la turbine n et on a : f = n.p avec : f en Hz ; n en trs/s et p le nombre de paires de pôles. REMARQUE : - Les centrales de haute chute ont généralement un faible débit et équipées de barrages de régulation qui constituent une réserve d’énergie potentielle souvent situés loin de la centrale. - Par contre, les centrales de basse chute sont caractérisées par un débit important mais une faible hauteur de chute : C’est la raison pour laquelle elles sont généralement alimentées par des cours d’eau qui ne connaissent pas de périodes d’étiage et par conséquent, elles n’ont généralement pas de barrage de régulation et peuvent fonctionner en continu : Ce sont des centrales au fil de l’eau. (Basse chute → centrale au fil de l’eau) I-2-2. Caractéristiques d’une centrale hydraulique. Les caractéristiques essentielles d’une centrale hydraulique sont :  La hauteur de la chute  Le nombre de groupes  La puissance disponible  La tension de transport  L’existence ou l’absence de réservoir en amont et la capacité utile de ce réservoir. Cette dernière caractéristique permet de distinguer 3 types de centrale suivant la régularité du débit de l’eau : - Centrale au fil de l’eau. - Centrale avec réservoir. - Centrale à accumulation par pompage. Au Cameroun, les principales centrales hydrauliques sont :  Centrale de Song loulou depuis 1981sur le fleuve Sanaga : H = 39m ; 8 groupes de 48 MW soit 384 MW au total ; U = 225 KV.  Centrale d’Édéa depuis 1953 sur le fleuve Sanaga : H = 22m ; 14 groupes pour une puissance totale de 312 MVA ou 268 MW ; U = 90 KV.  Centrale de Lagdo depuis sur le fleuve Bénoué: H = 20m ; 04 groupes de 18 MW soit 72 MW au total ; U = 110 KV. Les principaux barrages de régularisation au Cameroun sont :  Barrage de Bamendjin à Galim : capacité : 1800 millions de m3  Barrage de MBakaou à Tibati : capacité : 2620 millions de m3.  Barrage de Mapé à Banyo : capacité : 3200 millions de m3. Les barrages de production :  Edéa Installation électrique - Chapitre 1 : Production – transport et distribution de l’énergie Page 2 / 16

 Songloulou  Lagdo I-2-3. Avantages et inconvénients d’une centrale hydraulique a) Avantages :  Elle est non polluante  Elle est silencieuse  L’énergie primaire est gratuite : D’où, un coût de production très bas.  L’exploitation est simple b) Inconvénients :  Irrégularité du débit liée aux périodes d’étiage.  Installation complexe  Coût de l’installation élevé.  Production modeste et non constante. I-3. LES CENTRALES THREMIQUES CLASSIQUES I- 3-1. Définition : Une centrale thermique est une centrale qui produit de l’énergie électrique à partir de l’énergie calorifique obtenue en brûlant un combustible tel que du charbon, du gaz ou du fuel. I-3-2. Différents types : Il existe trois types de centrales thermiques classiques à savoir :  La centrale thermique à flamme ou à turbine à vapeur.  La centrale thermique à turbine à gaz.  La centrale thermique à moteur diesel ou groupe électrogène. a. Les centrales thermiques à vapeur. a-1) Principe de fonctionnement. L’usine comporte une chaudière qui est une chambre de combustion dont les parois sont constituées par des faisceaux de tubes dans lesquels circule de l’eau. La combustion d’un combustible transforme l’eau de la chaudière en vapeur HP ; la détente de cette vapeur dans les aubages d’une turbine à vapeur, produit un couple moteur qui entraîne un alternateur couplé à la turbine. A la sortie de la turbine, la vapeur à BP, est acheminée vers le condenseur qui la refroidi et la liquefie.l’eau issue de cette Condensation est refoulée dans la chaudière par les pompes d’extraction et le cycle recommence. combu

Chaleur

Foyer de combusti on

vapeur HP

Chaudière

En. Méca

Turbine

En. Elect

Alternateur

Vapeur BP

Condenseur Eau liquide

Pompe

Eau liquide

Schéma du principe de fonctionnement d’une centrale thermique à vapeur

a-2) Avantages et inconvénients - Avantages :  Coût de l’installation plus faible qu’en hydraulique.  Production importante et constante. - Inconvénients :  Prix d’achat et transport de l’énergie primaire élevé  Exploitation complexe.  Prix de renient du KWH élevé  Elle est polluante (gaz issus de la combustion).  Dégagement de chaleur Installation électrique - Chapitre 1 : Production – transport et distribution de l’énergie Page 3 / 16

b) les centrales thermiques à turbine à gaz. b-1. Principe de fonctionnement. Elles utilisent des turbines à gaz (qui remplacent la chaudière et les turbines à vapeur), qui tournent grâce à la pression des gaz issus de la combustion des combustibles. Nb : On utilise dans ces centrales, le gaz industriel de récupération provenant des fours et des hauts fourneaux après épuration pour actionner les turbines. Ces centrales sont donc installées près des usines métallurgiques qui produisent ces gaz. b-2. Avantages et inconvénients - Avantages :  Solution très simple.  Installation rapide et peu coûteuse.  Le gaz d’entraînement étant généralement de récupération, l’énergie primaire peut être considérée comme gratuite : ce qui entraîne un coût de production bas : dans le cas contraire, le coût de production serait élevé à cause de l’achat de l’énergie primaire. - Inconvénients :  Puissance faible et non constante.  Dégagement de chaleur.  Elle est polluante. c) Les centrales thermiques à moteur diesel. c-1) Principe de fonctionnement. L’usine comporte un moteur diesel entraînant un alternateur. Le moteur ne diffère des moteurs de camion que par sa puissance élevée, sa vitesse de rotation plus lente, sa robustesse et son poids. c-2. Avantages et inconvénients. - Avantages :  Solution très simple  Exploitation simple  Installation rapide et facile - Inconvénients  Puissance faible  Prix du carburant élevé.  Coût de production et prix du KWH élevé.  Pollution de l’atmosphère.  Production de bruits assourdissants. I-3-3. Les centrales thermiques au Cameroun.  Le Cameroun dispose d’une centrale thermique à vapeur à Limbe  Il dispose également de quelques centrales thermiques diesels de secours ou d’appoint à Douala, Bafoussam, Garoua, Yaoundé.  Pour des raisons d’éloignement et d’enclavement,on retrouve des centrales diesels dans les localités tel que : Bertoua, Banyo, Meyiganga, Yoko, Garoua Boulaï, Batouri, Ekok, …. I-4. LES CENTRALES THERMIQUES NUCLEAIRES. I-4-1. Principe de fonctionnement. Comparativement à une centrale thermique classique, le brûleur des combustibles est remplacé par un réacteur (renfermant de l’uranium) dans lequel se produit une réaction nucléaire qui produit une grande quantité de chaleur. Un fluide caloporteur s’échauffe en traversant le réacteur et cède sa chaleur à l’eau contenue dans un échangeur qui se transforme en vapeur à HP et fait tourner une turbine à vapeur couplée à un alternateur. (Voir schéma du principe de fonctionnement)

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Fluide caloporteur élect

Réacteur

Eau vapeur HP

Echangeur

Turbine

Energie méca

Alternateur

Energie

Eau vapeur BP

Condenseur Pompe

Eau liquide

I-4-2. Différents types On distingue :  Les centrales graphite-gaz : fluide caloporteur : gaz carbonique  Les centrales à eau lourde : fluide caloporteur : eau lourde  Les centrales à eau pressurisée (PWR) ou à eau sous pression ou à uranium enrichi : fluide caloporteur : eau ordinaire.  Les centrales à neutrons rapides ou surgénérateurs ; fluide caloporteur : sodium. NB : les surgénérateurs présentent l’avantage de consommer 50 à 70 fois moins d’uranium naturel que les réacteurs à eau pour la même puissance. I-4-3. Avantages et inconvénients - Avantages :  Production importante.  coût de production faible par rapport aux centrales thermiques classiques. - Inconvénients :  Constructions imposantes et coûteuses.  Production de chaleur importante  Rejets de déchets radioactifs nocifs pour la santé.  Destruction des déchets radioactifs difficile et coûteuse. NB : Le Cameroun ne dispose pas de centrale nucléaire à cause de ses inconvénients et du sous développement. I-5. LES CENTRALES MAREMOTRICES (Voir page 4 du document de travail)

II- LE TRANSPORT DE L’ENERGIE ELECTRIQUE II-1. Généralités. Le transport est l’opération par laquelle l’énergie électrique produite dans les centrales est acheminée vers les centres de distribution aux consommateurs. En effet, produite dans les centrales (ex : songloulou) à une moyenne tension (10 KV), l’énergie est transportée en haute tension ou très haute (225 KV) tension vers les centres d’interconnexion (ex : bekoko) ; ensuite en HT (90 KV) vers les centres de répartition (ex : Bafoussam) et enfin en MT (30 KV) vers les centres de distribution (ex : Dschang, Bangangté, …) II-2. Nécessité de la haute tension dans le transport. II-2-1. Analyse des problèmes du transport. Soit à transporter à une tension U une puissance P par un réseau triphasé équilibré de longueur L et de résistance R par conducteur de transport. Calculons le courant en ligne I, les pertes d’énergie ∆p ainsi que les chutes de tension ∆U en ligne. Installation électrique - Chapitre 1 : Production – transport et distribution de l’énergie Page 5 / 16

I = P / 3 .U ; ∆p = 3RI2 = RP2 / U2 = φ.L.P2 / S.U2 ; ∆U = 3 .R.I = R.P / U = φ.L.P / S.U On constate que :  Le courant en ligne est inversement proportionnel à la tension.  Les pertes d’énergie en ligne sont inversement proportionnelles au produit de la section et du carré de la tension.  Les chutes de tension en ligne sont inversement proportionnelles au produit de la section et de la tension. II-2-2. Apport de la haute tension. L’élévation de la tension de transport permet de :  Diminuer l’intensité du courant en ligne ; ce qui permet en conséquence de réduire également les pertes en ligne ainsi que les chutes de tension.  Diminuer la section des conducteurs de transport, réduisant ainsi le coût de l’opération.  Réduire le nombre de lignes de transport. II- 3. L’interconnexion. II-3-1. Définition. L’interconnexion est l’opération qui consiste à relier entre eux plusieurs lignes ayant ou non des niveaux de tension différents grâce aux transformateurs de puissance et aux appareils de connexion. II-3-2. Importance de l’interconnexion. L’interconnexion permet :  Des échanges d’énergie entre régions ou entre réseaux.  En cas de défaut sur une ligne ou une centrale, l’alimentation par une autre ligne.  Des échanges vers les pays voisins (exportation d’énergie)  Garantir une réserve tournante d’énergie : car elle permet la régulation de la production des centrales, l’énergie n’étant pas stockable. II-3-3. Structure d’un poste d’interconnexion. (Voir page )  T1, T2 : Transfo de puissance : élève ou abaisse la tension afin de l’adapter au transport, à l’interconnexion ou à la distribution.  Tp et Tc : Transfo de potentiel et de courant : servent respectivement à abaisser la tension et le courant pour les mesures et le contrôle.  S1 : Sectionneur de ligne : permet d’isoler de façon visible une partie du réseau.  S2-S3 : Sectionneurs de liaison avec les jeux de barres : Permettent de réaliser l’interconnexion ainsi que les différents aiguillages nécessaires pour l’exploitation.  St : Sectionneurs de terre : ils servent à la mise à la terre d’un tronçon du réseau isolé, afin d’assurer une protection supplémentaire des personnes intervenant sur ce tronçon.  D1-D2 : Disjoncteur : protège les lignes contre les surintensités.  B1-B2 : jeux de barre : conducteurs sur lesquels les lignes sont interconnectées. II-3-4. Les lignes HT, THT et les postes d’interconnexion au Cameroun.  Lignes 225 KV : 06 - Song-loulou - Mangombe 1 ; - - Song-loulou - Mangombe 2 ; - Song-loulou - Log baba - Mangombe - log baba ; - Mangombe - Oyomabang ; - Log baba - Bekoko.  Lignes 110 KV : 03 - Lagdo - Garoua 1 ; - Lagdo - Garoua 2 ; - Lagdo - Ngaoundéré.  Lignes 90 KV : 26 - Mangombe - Log baba 1 ; Log baba - Bassa 1; Bassa - Déido ; Déido - Bonabéri ; - Bonabéri - Bekoko ; Bekoko - Nkongsamba ; - Nkongsamba - Bafoussam – Bamenda.  Les postes d’interconnexion au Cameroun : 08 Log baba ; Oyomabang ; Mangombe ; Bekoko ; Bafoussam ; Garoua ; Bassa ; Mopfou (Yaoundé)

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II- 4. Les centres de dispatching. Ce sont des centres de coordination d’exploitation du réseau national (production – transport – d’énergie). Les dispatchings assurent les fonctions suivantes :  Etablissement des programmes de production des centrales.  Contrôle des échanges avec les autres fournisseurs d’énergie  Transmission des informations de démarrage ou d’arrêt des centrales.  Surveillance et commande du fonctionnement du réseau de transport. II-5. Les canalisations de transport. Il existe 2 types de canalisations dans le transport d’énergie électrique à savoir : les canalisations aériennes et les canalisations souterraines. Cependant, on dénombre quand même quelques canalisations sous – marines dans le monde. Ex : France – Angleterre. II-5-1. Les canalisations aériennes. Plus économiques que les canalisations souterraines, elles sont utilisées pour la distribution MT et BT, ainsi que pour le transport HT, THT. L’installation et l’entretien sont faciles ; Cependant, elles présentent l’inconvénient d’être peu esthétiques et peu sécurisantes. Une canalisation aérienne est constituée de : 1 2  Conducteurs (1) 4  Isolateurs (2)  Armement de supports (3)  Poteaux ou supports (4) 3 a) Les conducteurs. Ils sont nus en MT, HT, et THT ; isolés et torsadés en BT. Ils sont très souvent en Al ou en Almélec à cause de leur faible masse volumique (2,7 kg / dm3 contre 8,9 kg / dm3 pour le Cu) et leur résistivité acceptable (2,8 et 2,2 x 10-8Ω.m Contre 1,7x 10-8Ω.m pour le Cu). En BT, les torsades comportent 4 cond. ; Mais, dans le cas de l’éclairage public, elles Comportent 2 cond. Supplémentaires de section plus faible que les autres. b) Les isolateurs. Ils servent à amarrer les conducteurs et à les isoler des supports. Ils sont réalisés en verre ou en porcelaine. Ils doivent supporter à la fois des contraintes mécaniques et diélectriques. On distingue les isolateurs rigides pour les lignes BT et MT et les isolateurs montés en chaîne pour les lignes HT et THT. Le nombre d’éléments de la chaîne est fonction de la tension à transporter. c) Armement des supports. C’est l’ensemble constitué par les ferrures et les isolateurs avec les vis de fixation. On distingue les armements : en drapeau, en quinconce, en nappe, en triangle, canadien. d) Les poteaux ou supports Ils supportent tous les autres éléments de la canalisation et assurent leur inaccessibilité par les personnes en les éloignant au maximum en altitude. Ils sont soit en bois (BT, MT), soit en béton armé (BT, Mt), soit métallique ou pylône (HT et THT).  Hauteur des poteaux : Elle est fonction de la distance minimale des conducteurs au dessus du sol qui est de : 6m pour les tensions jusqu’à 45 KV et 8 m pour les tensions au-delà de 45 KV. En BT et MT, elle est comprise entre 10 et 12 m ; en HT et THT, les hauteurs sont de 20 à 30m et peuvent atteindre 100 m.  Distance entre supports : En BT et MT, la distance normale est de 45 m et peut atteindre 100 m selon le relief du terrain. En HT et THT, les portées peuvent être de 500 à 1500 m. Chaque support doit être muni d’un dispositif avertisseur de danger tel que : fil de fer barbelé, piquant, ainsi que l’inscription : « défense absolu de toucher aux conducteurs même tombés à terre. Danger de mort ».Les supports métalliques doivent être reliés à la terre. Cette protection est souvent Installation électrique - Chapitre 1 : Production – transport et distribution de l’énergie Page 7 / 16

complétée par un ou deux conducteurs placés au sommet des portiques qui relient tous les pylônes : Ce fil est appelé fil de garde : il assure une protection de la ligne contre la foudre et le retour du courant en cas de court circuit phase - masse. e) Calcul de la flèche d’un câble. Le réglage de la tension des câbles (qui est fonction de résistance à la rupture du câble qui s’exprime en daN / mm2) s’effectue en fonction du poids des conducteurs, de la portée et de la flèche. En effet, l’ensemble est régit par la formule ci-dessous. F = P.a2 / 8T. Avec : a : portée en m ; f : flèche en m ; P : masse du câble en daN / m ; T l’effort de traction sur la ligne daN. II-5-2. Les canalisations souterraines Elles sont plus esthétiques et plus sécurisantes ; cependant elles présentent de nombreux inconvénients :  A très haute tension, l’effet capacitif entre le câble et l’armature métallique devient considérable et il existe une longueur critique au-delà de laquelle, le courant ne passe pas (ex : 45 Km pour 400 KV)  Une canalisation souterraine est très vulnérable et le défaut est difficile à localiser.  Le prix de revient est de 12 à 15 fois plus élevé que celui d’une ligne aérienne.  Il faut neutraliser un passage de 5 m de largeur pour permettre les interventions. II- 5-2-1. Constitution générale d’une canalisation souterraine NB : Nous limiterons notre étude aux lignes MT et BT. Elle est constituée par es câbles posés dans une tranchée, avec ou sans protection mécanique complémentaire. Un dispositif avertisseur permet d’éviter le contact accidentel avec les outils à main ou avec les engins de terrassement. II-5-2-2. Mode de pose Le choix des câbles enterrés s’effectue selon les types de pose suivants : 1. Pose directe dans le sol sans protection complémentaire. Câble avec armure en acier ou avec gaine d’étanchéité sans armure capable de supporter le tassement des terres et le contact des corps durs. 2. Pose directe dans le sol avec protection mécanique complémentaire. Câble sans armure et comportant une gaine épaisse. 3. Pose sous fourreaux, conduits, caniveaux enterrés. Câble comportant une gaine extérieure de protection permettant le tirage en tube. II-5-2-3. Règles générales de pose.  Les canalisations souterraines doivent être protégées contre les détériorations causées par : - Le tassement des terres - Les actions chimiques dues au sol. - Le contact des corps durs - Le choc des outils à main  La profondeur de la tranchée est de 0,6 m en terrain normal et 1 m sous les voies accessibles aux véhicules.  La largeur des tranchées doit être d’au moins 0,5 m.  Le rayon de courbure est en général 6 à 10 fois le diamètre extérieur du câble.  La proximité avec d’autres canalisations doit être comme suit: - Croisement de 2 câbles d’énergie à 20 cm au moins. - Tracé parallèle de câbles d’énergie à 20 cm au moins. - Croisement avec câble de télécommunication : 0,2 à 0,40 m. - Parcours parallèle énergie - télécommunication : 0,50 m. II- 5-3. Les accessoires de raccordement. L’utilisation des câbles isolés aux matériaux synthétiques (PRC, PCV), a considérablement simplifié les accessoires de raccordement et d’extrémité. On distingue les différents appareils symbolisés cidessous.

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Symbole

Désignation

Symbole

désignation

Boîte d’extrémité pour câble

boîte de jonction

boîte de dérivation

boîte à double dérivation (2 variantes)

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III- DISTRIBUTION DE L’ENERGIE ELECTRIQUE III-1. Généralités. La distribution est l’opération qui consiste à assurer la jonction entre le réseau régional de répartition MT et les différents abonnés. Le service de distribution dispose des réseaux MT 15 KV ou 20 KV Complétés par des réseaux à BT 220 / 380 V. III-2. Conditions à remplir par un réseau de distribution. Un réseau de distribution fiable doit satisfaire les conditions essentielles suivantes.  Continuité de service : Le problème consiste à limiter au maximum le nombre et la durée des coupures car, elles sont toujours gênantes et quelques fois dangereuses ou coûteuses. Cependant, compte tenu du fait que la garantie absolue de la continuité de service nécessite des dépenses énormes, elle n’est indispensable que pour les abonnés importants et particuliers (industriels, hôpitaux, …). NB : Pour certains abonnés, en fonction de la durée et de l’heure à laquelle celle-ci se produit, la coupure n’est ni gênante, ni préjudiciable.  Constance de tension : Par suite des chutes de tension en ligne, il est presque impossible de maintenir aux bornes des appareils d’utilisation une tension constamment égale à la tension nominale. L’objectif recherché ici est de limiter au maximum les variations de tension aux bornes des appareils, et maintenir celle-ci le plus possible à une valeur proche de la valeur nominale. L’on utilise à cet effet des régleurs de tension ou ajusteurs de tension placés sur les transformateurs des postes de répartition ou des postes de distribution.  Facilité et souplesse d’exploitation et d’entretien : Ces qualités entraîneraient une rapidité des opérations et une économie en personnel tout en préservant la continuité de service recherchée. III-3. Constitution d’un réseau de distribution. Un réseau de distribution comporte un poste de livraison d’énergie HT / MT ou Mt / MT, comportant un ou plusieurs transformateurs et des départs en MT 30 KV par ex ; Ceux-ci peuvent être en boucle (ligne 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 6 – 7 par exemple), ou en antenne ( ligne 2 – 8 – 9 ; 2 – 3 - 10). Les lignes 30 KV desservent à leur tour des postes Mt / BT, points de départ d’un certain nombre de réseaux locaux BT qui peuvent être soit de type radial (zone B par ex et figure 2) ; soit en boucle ouverte (zone C par ex et figure 3) ; soit maillé (zone A par ex et figure 4). III-4. Conception des réseaux : (voir page 8) III-4-1. Structure des réseaux ruraux. Il s’agit de distribuer une quantité faible ou moyenne d’énergie sur une zone de grande surface ; il faudra donc disposer de lignes longues transitant de faibles puissances, d’où l’adoption des solutions les plus économiques : réseau de type radial, à la rigueur bouclable, et construction sur lignes aériennes. La meilleur disposition consiste à réduire le plus possible la longueur des lignes BT et à prolonger et ramifier davantage les le réseau MT ; cela conduit à multiplier le nombre de postes MT / BT : Tout ceci permet de résoudre efficacement le problème des chutes de tension.

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III-4-2. Structure des réseaux urbains. Il s’agit de fournir de grosses quantités d’énergie sur des zones de faible surface, et à des clients qui demandent souvent une très bonne continuité de service ; pour cela :  Le réseau MT sera souterrain en boucle, ou en double radial, ou alimenté à partir de 3 postes de livraison.  Le réseau BT pourra être aérien radial, radial bouclable, bouclé avec secours par les boucles voisines ou maillé : les deux dernières solutions sont les meilleurs. III-4-3. Alimentation d’un poste de transformation MT / BT. (Voir page 7) L’alimentation d’un poste MT / BT peut être :  En simple dérivation ou en antenne sur le réseau ; mais en cas de défaut sur la dérivation, le poste n’est plus alimenté.  En boucle ou coupure d’artère : dans ce cas, on dispose de 2 dessertes issues d’un même poste source ; on peut s’alimenter par un côté ou par l’autre de la boucle en cas d’incident.  En double dérivation : on dispose ici de deux dessertes provenant de deux postes sources différents. III-5. Alimentation des abonnés. L’alimentation des abonnés peut être faite soit en BT à partir du réseau de distribution public, soit en MT à partir d’un poste de transformation MT / BT lorsque les besoins en énergie électrique dépassent 50 KVA. a) Alimentation en BT par le réseau de distribution public  Le compteur se situe dans un coffret extérieur à l’habitation. Le disjoncteur est souvent placé à l’intérieur du local utilisateur. Point de livraison

Dérivation sur le réseau

NB : le point de livraison : C’est la frontière entre les ouvrages, propriété du distributeur d’énergie et les installations intérieures privées.

b) Alimentation en MT à partir d’un poste MT / BT b-1. Poste extérieur sur poteau. (Voir page 6) Lorsque les besoins en énergie ne dépassent pas 160 KW, on utilise la solution du poste sur poteau. Le poste est alimenté en aérien ; le départ BT s’effectue soit en aérien, soit en souterrain. Le poste sur poteau comporte :  Un transformateur relié directement à la ligne MT par l’intermédiaire de 3 isolateurs.  3 éclateurs du côté HT pour la protection contre les foudres.  Un disjoncteur BT tétra polaire cadenassable placé dans un coffret indépendant du transfo et commandé par un levier situé au pied du poteau, protège le transfo contre les surintensités.  Un interrupteur du côté MT situé sur le 2eme poteau en amont du transformateur.  Une mise à la terre de toutes les masses métalliques du poteau (cuve du transfo, ferrures, coffret BT, éclateur,…). NB : La mise à la terre du conducteur neutre à BT s’effectue sur le 1 er poteau du départ à basse tension. Les puissances normalisées des transformateurs sur poteau sont : 25, 50, 100 et 160 KVA. b-2. Postes extérieurs préfabriqués monobloc ou poste simplifié. Installation électrique - Chapitre 1 : Production – transport et distribution de l’énergie Page 11 / 16

Ces postes peuvent être soit en bas de poteau, soit sur une plate forme (dalle). Le raccordement s’effectue par câble soit au réseau aérien, soit au réseau souterrain. La puissance du transformateur est comprise entre 100 KVA et 1000 KVA. Ces postes existent en plusieurs variétés selon le milieu (urbain ou rural), selon les puissances installées, ou le type d’alimentation (en aérien ou en souterrain) et leur mise en place est rapide. b-3. Les postes d’intérieur préfabriqués. Lorsque le poste nécessite une puissance supérieure à celle des postes précédents, on fait recourt aux postes intérieurs avec cellules préfabriqués (sous forme d’armoire) remplissant chacune une fonction tel que :  Cellule MT : comportant l’arrivée MT en souterrain et la protection MT.  Cellule transformateur MT / BT.  Cellule BT. comprenant : - Des transformateurs de courant pour le comptage. - Un disjoncteur général BT à coupure visible. - Des départs BT protégés par disjoncteur divisionnaire. III-6. Comptage de l’énergie électrique. Le comptage de l’énergie électrique peut se faire du côté BT dans le cas de l’alimentation par le réseau de distribution publique ou par le poste MT / BT ; cependant, lorsque la puissance installée dépasse 1000 KVA ou si 2 transformateurs sont nécessaires pour la continuité de service, alors, le comptage peut se faire en MT. (Voir page 7 : circuits de comptage) III-7. Caractéristiques d’un poste de transformation. Les caractéristiques essentielles d’un poste de transformation sont :  Le type de poste (sur poteau, simplifié, …)  La puissance installée en KVA.  Les tensions primaire et secondaire.  Le mode de comptage (en BT ou en MT)  Le régime de neutre.  Nombre et calibre des départs BT.  Disposition de l’alimentation MT (simple dérivation, en boucle,…)

IV- FACTEUR DE PUISSANCE D’UNE INSTALLATION IV-1 Rappel d’électrotechnique. a) Puissances. Dans toute installation électrique alimentée en AC, la puissance apparente (notée S exprimée en V.A) consommée se décompose en : - Puissance active : C’est la puissance restituée sous forme de travail mécanique ou de chaleur ; son symbole est P et son unité le watt (W). - Puissance réactive : C’est la puissance qui génère le champ magnétisent des récepteurs inductifs tel que : moteurs, postes de soudure, … son symbole est Q et son unité le VAR. b) Facteur de puissance. C’est le cosinus de l’angle de déphasage φ entre la tension et le courant noté cos φ.

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c) relations d’électrotechnique.   Sin φ = φ=

Cos φ =

S2 = P2 = Q 2

tg φ =

sin φ =

1 – cos 2

S tg φ =

1 -1 cos 2 

cos φ =

Q

1 1  tg 2

P Calcul des puissances absorbées ou installées d’une installation connaissant les caractéristiques nominales des différents récepteurs suivantes: Pn; Cos φ; η; U; I. - Pabs = Pinst = 3 .U.I.Cos φ → Qabs = 3 .U.I.Sinφ et S = Pabs 2  Qabs 2 Ou encore

Pabs =

Pabs-total = ∑ Pabs ;

Pn



→ Qabs = Pabs.tg φ =

Qabs-total = ∑ Qabs

;

Stotal =

Pn



.tg φ; S =

 P

abs

Pn  . cos 

 2  Qabs  2

et

Cos φt =

P

abs

Stotal

.

d) Exemple de calcul N°1. Soit un moteur triphasé alimenté en 380V-50Hz dont le courant nominal est de : 15,21A .Calculer les différentes puissances pour Cos φ =0,5 et pour Cos φ =0,9. Remarque : Lorsque le f.p passe de 0,5 à 0,9 la puissance réactive absorbée passe de 8,6 KVAr à 4,3 KVAr ; pour un même courant de 15,21A, absorbé par le moteur, la puissance active à payer normalement passe de 5KW à 9KW. e) Exemple de calcul N°2 : cas d’une installation. Soit une installation comportant les récepteurs ci-après : -Des lampes à incandescence pour une puissance totale de 2Kw-cosφ =1. -Des lampes fluorescentes pour une puissance totale de 3Kw-cosφ =0,5. -Chauffage : 10Kw –cosφ = 1. -Four à arc: 5Kw –cosφ =0, 4 – η =0,90. -Moteurs : 30Kw –cosφ =0,6 – η =0,86. Calculer : les puissances active, réactive, apparente, et le facteur de puissance de l’installation. IV-2 Inconvénients d’un mauvais facteur de puissance. a) Intensité et pertes en ligne trop élevée. Considérons deux récepteurs triphasés de même puissance active de 20Kw et de facteurs de puissances différents : cosφ1 =1 et cosφ2 =0,5 ; tous les deux alimentés en triphasé 380V. Calculer I1 et I2. I1= 20 000 / 3 .380 = 30,38A ; I2 = 20 000 / 3 . 380. 0,5 = 60,77A. Remarque : pour une même puissance,le courant est d’autant plus élevé que le cosφ est faible,d’où des pertes en ligne plus élevées. b) Diminution de la puissance active disponible d’un transformateur. Pour un transformateur de puissance apparente S=200KVA : si le cosφ de l’installation est de 0,5 il délivre une puissance active de 100Kw ; avec un cosφ de 0,93, il délivrerait plutôt 186Kw ; soit une augmentation de 86%. Remarque : Plus le f.p est faible, plus la puissance active disponible est aussi faible.

c) Facturation de l’énergie réactive. Installation électrique - Chapitre 1 : Production – transport et distribution de l’énergie Page 13 / 16

Lorsque l’énergie réactive consommée dépasse 40%de l’énergie active, le distributeur facture la surconsommation d’énergie réactive. Ce seuil correspond à tg φ =0,4 soit un cosφ de 0,93. Cos φ < 0,93 → pénalité NB : Il est à noter qu’avant le 1er novembre 1987, le f.p limite était de 0,86 ; ce qui correspondait à tgφ =0,6. IV-3. Mesure du facteur de puissance. V-3-1. Mesure à partir des relevés des compteurs d’énergie. L’installation comporte un compteur actif et un compteur réactif. Durant la même période d’un mois par exemple, relever les indications P en WH du compteur actif et Q en VARH du compteur réactif. P Cos φ =  ; S

P2 Cos φ = 2  ; P  Q2 2

P2 Cos φ = 2 P  Q2

V-3-2. Mesure à l’aide des appareils de mesure. A l’aide d’un wattmètre ou de deux wattmètres, mesurer la puissance consommée P en W. A l’aide d’un ampèremètre et d’un voltmètre, mesurer le courant et la tension de l’installation. Cos φ =

P 3.U .I

Cette opération doit être ponctuelle, alors que tous les appareils concernés sont mis en marche pendant la durée de l’opération. IV-4. Amélioration du facteur de puissance. IV-4-1. Généralités : L’amélioration ou la compensation du facteur de puissance consiste en l’augmentation de la valeur du cos φ ; c'est-à-dire concrètement en la diminution de la puissance réactive consommée par l’installation. Ce qui permet : la réduction du courant et des pertes en ligne, l’augmentation de l a puissance disponible du transformateur et la non facturation de l’énergie réactive par le distributeur. V-4-2. Emploi des condensateurs de compensation. a) Généralités : Ces condensateurs se comportent comme des générateurs d’énergie réactive, en fournissant aux récepteurs inductifs, une partie importante de l’énergie réactive dont ils ont besoin. b) Calcul de la puissance réactive à produire par les condensateurs. Connaissant le facteur de puissance de l’installation existante «  cos φ1 » et le facteur de puissance que l’on désire avoir après amélioration « cos φ2 », la puissance réactive à produire par les condensateurs « ∆ Q » peut être déterminée : - Par simple lecture sur un abaque. ∆ Q = P (tg φ1 – tgφ2) - Par calcul à l’aide de la formule : P : puissance totale de l’installation. En effet, ∆ Q = Q1 – Q2 = P.tg φ1 – P.tg φ2 = P (tg φ1 – tg φ2) ; avec Q1 et Q2 : puissance réactive à produire par l’installation avant et après la compensation. c) Calcul de la capacité des condensateurs. Connaissant la puissance ∆ Q = Qc à produire par les batteries de condensateur, on détermine la valeur de la capacité par les formules ci-dessous. Qc - En monophasé : Qc = V2.C.ω soit C = 2 V  Qc Qc - En triphasé étoile : Qc = 3.V2.C.ω = U2.C.ω soit C = = 2 . 2 3V  U 

Installation électrique - Chapitre 1 : Production – transport et distribution de l’énergie Page 14 / 16

Qc 3.U 2 Remarque : En général, pour des raisons économiques, les condensateurs sont couplés en triangle car : cela permet d’avoir, pour la même puissance à produire, une capacité 3 fois plus faible qu’en étoile. Par contre, la tension d’isolement est beaucoup plus élevée.

-

En triphasé triangle : Qc = 3.U2.ω soit C =

d) Branchement des condensateurs. d-1) branchement sur l’alimentation BT. A avec ce type de branchement : - Les condensateurs sont en service durant tout Le fonctionnement de l’usine. - ils fonctionnent pendant un nombre d’heures élevé, ce qui entraîne un amortissement rapide ; - L’installation est simple et de moyenne puissance. - Il y’a risque de surtension lorsque le transfo est à vide.

Batterie des condensateurs en triangle

Départs BT

d-2) Branchement aux bornes du récepteur. - La batterie de condensateur est raccordée directement à l’appareil ayant un mauvais facteur de puissance ; par exemple à un moteur asynchrone triphasé. La batterie n’est mise en service qu’après la mise en marche du récepteur ; - Dans le cas de l’éclairage fluorescent, elle est incorporée dans l’appareil. d-3) Branchement par atelier ou par poste de répartition. Cette disposition est un compromis entre les 2 solutions précédentes ; elle permet en particulier, de tenir compte du facteur de simultanéité des récepteurs. Bien souvent, cette installation s’effectue avec une compensation automatique liée aux variations des charges à l’aide d’un relais var métrique. V-4-3. Emploi d’un compensateur synchrone. Un moteur synchrone surexcité se comporte comme un générateur d’énergie réactive et joue par conséquent le même rôle que les batteries de condensateurs. Le calcul de la puissance réactive à produire par le moteur synchrone reste presque identique à celui des condensateurs ; cependant, le moteur synchrone consomme une puissance active Pm avant de produire la puissance réactive Qm souhaitée pour la compensation. En effet : Lorsque le facteur de puissance vaut Cosφ1, la puissance réactive consommée par l’installation vaut Q1 = P.tg φ1. Lorsque le facteur de puissance est relevé à Cosφ 2, alors, la nouvelle puissance réactive consommée vaut Q2 = (P + Pm).tg φ2. La puissance réactive à produire par le compensateur vaut : ∆Q = Qm = Q1 – Q2 = P.tg φ1 – (P + Pm).tg φ2 ; et le nouveau facteur de puissance a pour expression : Cos φ2 =

P  Pm

P  P

m

 2  Q2 2

Le facteur de puissance du moteur sous ces conditions vaut : Cos φm =

Pm 2

Pm  Qm

2

.

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EXERCICECD’APPLICATION Le bilan énergétique d’une une petite industrie alimentée en 380 V + neutre est consigné dans le tableau ci-dessous. Type de récepteur Eclairage incandescent Eclairage fluorescent

Chauffage Four à arc Moteurs

puissance nominale en KW

Facteur de puissance

Rendement η

5

1

1

6

0,56

0,75

24 35 40

1 0,4 0,6

0,95 0,96 0,95

Puissance absorbée en KW

Puissance réactive en KW

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