ETUDE D’ELECTRIFICATION DE LA CITE GOBIR
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Institut International d’Ingénierie Rue de la Science - 01 BP 594 - Ouagadougou 01 - BURKINA FASO Tél. : (+226) 25. 49. 28. 00 - Fax : (+226) 25. 49. 28. 01 - Mail : [email protected] - www.2ie-edu.org
ÉTUDE D’ÉLECTRIFICATION DE LA CITE GOBIR AU NIGER
MÉMOIRE POUR L’OBTENTION DU DIPLÔME D’INGÉNIEUR 2IE AVEC GRADE DE
MASTER
SPÉCIALITÉ : GENIE ELECTRIQUE ENERGETIQUE ET INDUSTRIEL
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Présenté et soutenu publiquement le 4 juillet 2019 par :
Prénom NOM : YACOUBA CHAOULANI Adamou n° 20141015
Directeur de mémoire : M. Ibrahim Abdoul Aziz chef Service régional Exploitation Maintenance des
Réseaux de Distribution (SREMRD)
Encadrant 2iE : M. Sani Mahaman KADRI MOUSSA (Assistant d’Enseignement et de Recherche à
l’Institut Internationale d’Ingénierie de l’Eau et de l’Environnement 2IE)
Structure d’accueil du stage : NIGELEC
Jury d’évaluation du stage :
Président : Dr Daniel YAMEGUEU
Membres et correcteurs : M. Ahmed ZONGO
M. Sani Mahaman MOUSSA KADRI
Promotion [2018/2019]
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DEDICACES
Je dédie ce présent mémoire a :
À toute ma famille
À mon grand frère Abdoulaye Yacouba Chaoulani pour tout son soutien financier et
moral
Et enfin à tous les camarades de 2iE
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REMERCIEMENTS
Louange au Bon Dieu, seigneur de l’univers, le Tout-Puissant miséricordieux, qui nous a
inspirés et comblés de bienfait, on lui rend grâce.
Au terme de ce travail qu’il nous soit permis d’exprimer nos remerciements à :
LA NIGELEC (société nigérienne d’électricité) de nous avoir accepté comme
stagiaire
Notre encadreur, M. IBRAHIM ABDOUL Aziz, chef de Service régional
Exploitation Maintenance des réseaux de Distribution (NIGELEC), pour sa
disponibilité, son soutien et surtout pour les conseils prodigués pour la réalisation
de ce travail,
Notre encadreur de 2iE M. Sani Mahaman KADRI MOUSSA, pour sa patience, ses
conseils et sa disponibilité entière à l’élaboration de ce document malgré ses
multiples préoccupations
Et enfin à tout le personnel du Service régional Exploitation Maintenance des
Réseaux de Distribution (SREMRD) de la NIGELEC, pour leur implication et leur
soutien afin de nous rendre la tâche plus agréable.
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RESUME
Ce présent mémoire porte sur un projet d’extension des nouveaux quartiers (lotissement) initiés
par la NIGELEC, qui a pour objectif l’alimentation des nouveaux lotissements en électricité à
partir des lignes existantes dans la ville de Niamey. L’étude d’électrification de la cité GOBIR
objet de notre étude, consiste à réaliser une ligne MT 20 kV à partir d’une ligne existante afin
d’électrifier la cité GOBIR ainsi que la conception d’un réseau BT pour l’alimentation des
abonnés.
Pour cette étude, nous avons fait un dimensionnement électrique qui nous a permis de choisir
un conducteur Almélec de section 54,6 mm2 d’une quantité de 1727 mètres linéaires (ml) pour
une longueur totale de ligne MT de 1,57 km. Le conducteur de la basse tension (BT) est isolé
torsadé de quantité 74 107 mètres linéaires (ml) pour la section 70 mm² et 80 593,2 mètres
linéaires (ml) pour la section 50 mm².Cette étude nous a permis de choisir quatre (4)
transformateurs dont 3 (trois) de puissance normalisée de 1000 kVA et 1(un) transformateur
d’une puissance normalisée de 630 kVA. Ensuite, faire un dimensionnement mécanique de la
ligne HTA. Avec des supports en béton armé dont 14 supports d’alignements ,2 supports
d’angle et arrêt Canton et deux supports d’arrêt, les armements choisis sont de type nappe
horizontal.
La dernière partie de notre étude s’est principalement focalisé sur l’étude quantitative et
estimative, qui a permis d’évaluer le coût global des travaux à un milliard deux cent quarante
un millions trois cent quatre-vingt-six mille dix francs (1 241 386 010 FCFA) tout taxe
comprise.
Mots clés :
1 - Cité GOBIR
2 - Dimensionnement
3 - Étude
4 - Electrification
5 - Etude Mécanique
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ABSTRACT
This thesis concerns a project to extend the new neighborhoods (subdivision) initiated by
NIGELEC, which aims to supply the new housing estates with electricity from the existing lines
in the city of Niamey. The study of electrification of the city GOBIR object of our study, is to
realize a line MT 20 kV starting from an existing line in order to electrify the city GOBIR as
well as the design of a network BT for the alimentation subscribers.
For this study, we did an electrical dimensioning that allowed us to choose a driver Almelec
section 54.6 mm2 of a quantity of 1727 linear meters (ml) for a total length of 1.57 km MT line.
The low-voltage conductor (LV) is a twisted insulation of 74 107 linear meters (ml) for the
section 70 mm² and 80 593.2 linear meters (ml) for the section 50 mm².This study allowed us
to choose four (4) transformers including 3 (three) normalized power of 1000 kVA and 1 (one)
transformer with a standardized power of 630 kVA. Then do a mechanical dimensioning of the
HTA line. With reinforced concrete supports including 14 alignment supports, 2 corner
supports and Canton stop and two stop supports, the selected armaments are of horizontal sheet
type.
The last part of our study focused mainly on the quantitative and estimated study, which made
it possible to estimate the total cost of the works at one billion two hundred forty one million
three hundred and eighty-six thousand ten francs (1 241 386 010 FCFA) all taxes included.
Key words:
1 - Cite GOBIR
2 - Sizing
3 - Study
4 - Electrification
5 – Mechanical Study
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LISTE DES ABREVIATIONS
2iE Institut International d’Ingénierie de l'Eau et de l'Environnement
BT Basse tension
daN Déca Newton
MT Moyenne tension
ADM Administration
IACM Interrupteur aérien à Commande Manuel
kA Kilo-Ampère
V Volt
kV Kilovolt
kVA Kilovolt-Ampère
HTA Haute Tension de catégorie A
NF C 11-201
Norme Française, indice de classe C 11-201 pour les réseaux de
distribution publique d’énergie électrique
Pa Pascal
PBA Poteau en béton armé
NIGELEC Société Nigérienne d’Electricité
SREMRD Service régional Exploitation Maintenance des réseaux de Distribution
TUR Tableau urbain de Répartition
Fva Effort du vent sur le câble
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TABLE DES MATIÈRES
Dédicaces .............................................................................................................................................. i
Remerciements ....................................................................................................................................ii
Résumé ................................................................................................................................................ iii
ABSTRACT ............................................................................................................................................ iv
LISTE DES ABREVIATIONS ..................................................................................................................... v
TABLE DES MATIÈRES .......................................................................................................................... vi
LISTE DES TABLEAUX .......................................................................................................................... vii
LISTE DES FIGURES ............................................................................................................................. viii
I. Introduction ................................................................................................................................. 1
II. PRÉSENTATION DE LA STRUCTURE D’ACCUEIL ET DU THEME .................................................... 2
II.1 Présentation de la structure d’accueil ...................................................................................................... 2
II.2 Présentation de la zone d’étude ............................................................................................................... 5
III. MÉTHODOLOGIE ...................................................................................................................... 6
IV. GÉNÉRALITÉ SUR LE RÉSEAU ÉLECTRIQUE MT ET BT .............................................................. 7
IV.1 Généralité sur le réseau aérien MT ........................................................................................................ 7
IV.2 La généralité sur le réseau aérien basse tension BT ............................................................................ 13
V. MÉTHODOLOGIE DE CONCEPTION ............................................................................................ 16
V.1 ETUDE ELECTRIQUE DE LA LIASON ........................................................................................... 16
V.2 ETUDE MECANIQUE DE LA LIGNE ............................................................................................... 21
V.3 DIMENTIONNEMENT ELECTRIQUE DU RÉSEAU BASSE TENSON BT .................................. 29
V.4 LES APPAREILS DE PROTECTION ................................................................................................ 31
VI. PRÉSENTATION ET RÉSULTAT DU CAS D’ÉTUDE .................................................................... 32
VI.1 ETUDE ELECTRIQUE DE LA LIASON .......................................................................................... 32
VI.2 ETUDE MECANIQUE DE LA LIGNE ............................................................................................. 35
VI.3 DIMENTIONNEMENT ELECTRIQUE DU RESEAU BASSE TENSION BT ................................ 49
VII. ESTIMATION FINANCIERE ...................................................................................................... 53
VIII. Conclusion ............................................................................................................................. 54
IX. BIBLIOGRAPHIE ...................................................................................................................... 55
X. ANNEXES ....................................................................................................................................... i
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LISTE DES TABLEAUX
TABLEAU 1:CLASSIFICATION NIVEAU DE TENSION ...................................................................................... 8
TABLEAU 2: TABLEAU DE COEFFICIENT DE SIMULTANEITE (SOURCE NORME NFC 14-100) ..................... 17
TABLEAU 3: CARACTERISTIQUES DE LA LIGNE EXISTANTE ........................................................................ 18
TABLEAU 4: DONNEES CLIMATIQUES (SOURCE NIGELEC) .................................................................... 23
TABLEAU 5: CARACTERISTIQUES ALMELEC 54,6 MM² .............................................................................. 24
TABLEAU 6: RESULTAT DES HYPOTHESES DE CALCUL .............................................................................. 26
TABLEAU 7: BILAN DE PUISSANCE ........................................................................................................... 32
TABLEAU 8: CARACTERISTIQUES DE LA NOUVELLE LIGNE ........................................................................ 33
TABLEAU 9: VALEUR DES COURANTS POUR DIFFERENTE SECTION ........................................................... 34
TABLEAU 10: VALEUR DES COURANTS POUR DIFFERENTE SECTION ......................................................... 34
TABLEAU 11:PORTEE EQUIVALENTE ........................................................................................................ 35
TABLEAU 12: BILAN DE PUISSANCE ZONE 1 ............................................................................................. 49
TABLEAU 13: BILAN DE PUISSANCE ZONE 2 ............................................................................................. 49
TABLEAU 14: BILAN DE PUISSANCE ZONE 3 ............................................................................................. 49
TABLEAU 15: BILAN DE PUISSANCE ZONE 4 ............................................................................................. 49
TABLEAU 16:VALEUR DES COURANTS DE LIGNE PAR ZONE ...................................................................... 50
TABLEAU 17:VALEUR DE COURANT ADMISSIBLE PAR SECTION DE CONDUCTEUR ..................................... 50
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LISTE DES FIGURES
FIGURE 1:ORGANIGRAMME SREMRD ...................................................................................................... 4
FIGURE 2: PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ....................................................................................... 5
FIGURE 3: LE TRACE DU RESEAU DE LA LIGNE MT 20 KV .......................................................................... 6
FIGURE 4: LES COMPOSANTES D'UNE LIGNE AERIENNE HTA [5] ............................................................. 10
FIGURE 5:ARMEMENT NAPPE VOUTE ...................................................................................................... 11
FIGURE 6:ARMEMENT EN DRAPEAU [7] .................................................................................................. 11
FIGURE 7:ARMEMENT SUSPENDU [7] ..................................................................................................... 11
FIGURE 8:ARMEMENT NAPPE VOUTE [7] ................................................................................................ 11
FIGURE 9:ISOLATEUR EN CERAMIQUE [10] ............................................................................................. 12
FIGURE 10: ISOLATEUR VERRE [10] TREMPE .......................................................................................... 12
FIGURE 11:ISOLATEUR EN COMPOSITE [10] ............................................................................................ 12
FIGURE 12:BRANCHEMENT EN AT .......................................................................................................... 13
FIGURE 13:BRANCHEMENT BT ............................................................................................................... 13
FIGURE 14:PINCE D’ALIGNEMENT [5] .................................................................................................... 14
FIGURE 15: PINCE D’ANCRAGE [5] ......................................................................................................... 14
FIGURE 16: CONDUCTEUR ISOLE TORSADE BT ........................................................................................ 15
FIGURE 17: LA FLECHE .......................................................................................................................... 21
FIGURE 18: LE PARAMETRE .................................................................................................................... 22
FIGURE 19: LES DIFFERENTES ZONES A ELECTRIFIER ............................................................................. 29
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I. INTRODUCTION
L’énergie est un facteur indispensable au développement. L’économie industrielle repose sur
son utilisation massive. Son utilisation augmente au fur et à mesure que l’homme cherche à
améliorer ses conditions de vie, son confort, son développement. On comprend alors que les
besoins énergétiques s’accroissent sans cesse et l’énergie réclamée en quantité toujours plus
importante dans tous les domaines : industriel, artisanal, commercial, agricole, domestique.
La ville de Niamey fait face à un inquiétant phénomène d’urbanisation rapide, le recensement
de 2001 nous donne une population de 707 951 habitants, les estimations de 2010 sont de
1 222 066 habitants. Cette forte croissance entraine un fort besoin en énergie électrique pour
l’alimentation des nouveaux quartiers. La NIGELEC dans son projet d’électrification a décidé
de mettre un accent sur l’extension de plusieurs quartiers de Niamey. C’est dans ce même
contexte que la Nigérienne d’électricité nous a proposé de réfléchir sur le thème : « ÉTUDE
D’ÉLECTRIFICATION DE LA CITE GOBIR AU NIGER »
L’objectif général de notre étude est de faire un dimensionnement électrique de la ligne.
Pour l’atteinte de cet objectif, nous allons procéder de la manière suivante : d’abord définir les
besoins énergétiques des ménages ; ensuite, faire le calcul électrique et le calcul mécanique de
la ligne MT ; élaborer le tracé du réseau BT ; dimensionner la ligne MT du réseau HTA (20 kV)
existant jusqu’à la cité GOBIR et enfin dimensionner le poste de transformation.
Le présent document est essentiellement articulé autour des éléments suivants :
→La présentation de la structure d’accueil et du thème d’étude
→La généralité sur le réseau électrique MT et BT
→La méthodologie de conception
→La présentation et résultat du cas d’étude
→Le dimensionnement du réseau BT
→Une estimation du coût de réalisation du projet
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II. PRÉSENTATION DE LA STRUCTURE D’ACCUEIL ET DU THEME
II.1 Présentation de la structure d’accueil
II.1.1. Historique
Au Niger, la production, le transport et la distribution de l’énergie électrique a démarré
en 1952 grâce à une convention accordant la gestion du service de l’électricité à la Société
<<Energie OAF>> dont les activités étaient d’abord limitées à Niamey puis étendues aux autres
régions du pays notamment Zinder et Maradi, respectivement en juillet 1955 et février 1959. A
partir du 29 juillet 1960, les Etats Ouest Africains, devenus indépendants, changèrent la
dénomination <<Energie OAF>> en Société Africaine de l’Electricité (SAFELEC).
Par la suite, chaque Etat créa une Société nationale d’électricité et c’est ainsi que la Société
Nigérienne d’électricité (NIGELEC) fut créée le 07 septembre 1968 pour succéder à la
SAFELEC.
Avec un capital de 3 365 500 000 FCFA la NIGELEC est une société anonyme (S.A)
d’économie mixte dont 94,65 % du capital est détenu par l’Etat Nigérien et le reste est réparti
entre la SONIBANK, la BIA, les mairies de quelques localités du pays. La distribution de l’eau
et de l’électricité lui fut progressivement confiée, d’abord en gérance, puis sous forme de
concession à partir de 1973.
Mais, en 1987, la distribution de l’eau fut séparée de celle de l’électricité pour être confiée à la
Société Nationale des Eaux (SNE), créée cette année-là, pour assurer ce service.
L’interconnexion avec le Nigeria à partir de 1973 a été décisive dans l’électrification du pays.
En effet, depuis la mise en service des lignes d’interconnexion, le rythme d’électrification du
pays s’est accéléré pour permettre de nos jours à environ 435 localités d’être électrifiées.
L’exploitation des mines d’uranium dans la ville d’Arlit, au nord du pays, et l’existence d’un
gisement de charbon à Anou Araren favorisèrent la création en 1978 de la société Nigérienne
de charbon d’Anou Araren (SONICHAR). Celle-ci s’est accordée par des relations au
monopole détenu par NIGELEC, la production de l’électricité à partir du gisement de charbon
d’Anou Araren pour alimenter les sociétés minières et les villes d’Agadez, d’Arlit et de
Tchirozerine ou la NIGELEC assure la distribution de l’énergie électrique. NIGELEC loue
depuis 1988 à la SONICHAR la ligne 132 KV Anou Araren-Arlit qui lui permet de transporter
l’énergie électrique qu’elle vend aux sociétés minières et à la NIGELEC.
A partir de 1996, dans le cadre des réformes entreprises par l’Etat, la NIGELEC a été inscrite
sur la liste des entreprises à privatiser. A cet effet, tous les investissements ont été gelés jusqu’au
terme du processus. Cependant, ce processus n’ayant pas abouti malgré les différents appels
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d’offres lancés, le cahier de charge comportant un plan d’investissements n’a pu être mis en
œuvre aucune disposition n’a été prise pour assurer les financements planifiés.
Ce n’est qu’à partir de 2001 que la NIGELEC a initiée un vaste programme d’investissement
afin de raccorder toutes les régions du pays au réseau interconnecté. Il s’agit du projet de
développement du réseau électrique interconnecté du NIGER (DREIN) et du projet d’Extension
et de renforcement du réseau électrique du NIGER (PERREN) qui ont permis d’assurer un
équilibre du financier à l’entreprise jusqu’à ce jour.
À partir de 2003, un nouveau code de l’électricité, réaffirmant le monopole de l’Etat sur le
service public de l’électricité tout en libéralisant le segment de la production, a été adopté. Le
régime de concession est la forme de délégation consacrée par cette loi qui ouvre en outre la
possibilité de production indépendante. Ce code a également introduit la régulation du sous-
secteur de l’électricité et l’électrification rurale.
La NIGELEC a pour mission principale la desserte en qualité et en quantité de l’énergie
électrique sur toute l’étendue du territoire national.
L’effectif de la NIGELEC à la date de 14 décembre 2018 est de 1740 agents toutes catégories
confondues, dont 240 femmes et 1500 hommes.
Le stage s’est déroulé au niveau du Service Régional Exploitation Maintenance du Réseau de
Distribution de Niamey(SREMRD) dans la division étude et travaux neufs qui a pour principale
mission l’étude pour l’extension du réseau existant, exécution de tous les travaux remboursables
(TR) qui reviennent au SREMRD tel que les branchements individuels des nouveaux clients et
de petites extensions. Il comprend des contremaitres, des électriciens et des aide-électriciens.
Les travaux sur le terrain sont dirigés par les contremaitres qui sont chargés de :
Se rendre sur le lieu du futur chantier et estimer les difficultés qui pourraient se
présenter, envisager les équipements et les taches de chaque équipe.
Effectuer le recollement des matériels et veiller sur le retour du matériel
excédentaire et du matériel de pose.
Se rendre sur le chantier pour veiller au contrôle des mesures de sécurité des
monteurs de lignes et les restes de leur équipe.
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II.1.2 ORGANIGRAMME DU SREMRD
Figure 1:Organigramme du SREMRD
Chef
SREMRD
Division étude
et travaux neufs
Aide-
électricien
Électriciens
Division
exploitation
Aide-électricien
Électriciens
Contremaitres
Division
maintenance
Aide-
électricien
Électriciens
Contremaitres
Agent ADM Poste
Niamey III
Contremaitres
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II.2 Présentation de la zone d’étude La Cité GOBIR est située dans le premier arrondissement communal (1) de Niamey entre la
cité SONUCI et la cité NIGELEC. Cette position lui confère une proximité au réseau électrique
de la NIGELEC qui se limite actuellement à la Cité SONUCI. C’est pourquoi nous retenons
l’option de la source de l’énergie électrique NIGELEC. Cette source a le double avantage d’être
fiable et peu onéreuse, d’où la facilité pour les futurs acquéreurs des parcelles viabilisées en
termes de coût. La cité GOBIR est constituée d’un total de 1222 parcelles, pour le besoin de
notre étude, nous avons divisé le lotissement en 4 zones réparties comme suit :
La zone 1 avec un nombre total d’abonnés de 344
La zone 2 avec un nombre total d’abonnés de 325
La zone 3 avec un nombre total d’abonnés de 230
La zone 4 avec un nombre total d’abonnés de 323
Figure 2: présentation de la zone d’étude
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Figure 3: Le tracé du réseau de la ligne MT 20 kV
III. MÉTHODOLOGIE
L’approche méthodologique utilisée vise à atteindre les objectifs de l’étude. Elle s’est déroulée
en plusieurs étapes qui sont :
Besoin en énergie électrique des ménages
Conception du réseau MT
Dimensionnement électrique et mécanique de la ligne
Étude économique
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IV. GÉNÉRALITÉ SUR LE RÉSEAU ÉLECTRIQUE MT ET BT
IV.1 Généralité sur le réseau aérien MT
IV.1.2 Définition d’un réseau électrique
Un réseau électrique est un ensemble de lignes électriques HTA, HTB et BT (aériennes et /ou
souterraines) et des postes de transformations permettant d’évacuer l’énergie vers les différents
utilisateurs.
On distingue deux catégories de lignes relatives aux tensions :
Lignes de transport
Lignes de distribution
IV.1.2.1 Lignes de transport
Le transport d’énergie est apparu avec le développement industriel. En effet au début les
centrales étaient construites à proximité des centres des consommations, mais au fur et à mesure
que le besoin augmentait il fallait aller chercher des endroits plus favorables à la production ;
d’où la naissance des lignes de transport.
Le réseau de transport permet de relier deux ou plusieurs localités sur de grandes distances.
Pour ce faire il faut donc élever la tension pour réduire les chutes de tension et minimiser le
coût d’investissement tout en respectant les normes relatives.
Le transport peut se subdiviser en deux parties :
Le transport THT de la sortie des centrales jusqu’au poste de répartition
Le transport HT du poste de répartition au poste source.
IV.1.2.2 lignes de distribution
La distribution commence à partir du poste source jusqu’à chez l’abonné. Elles peuvent être
moyennes ou en basse tension.
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IV.1.2.3 Niveau de tension
La tension est l’une des grandeurs qui déterminent la nature d’un réseau. On distingue :
Tableau 1:classification niveau de tension
IV.1.2.4 Structures topologiques
Le réseau comporte trois grandes structures, chacune avec ses avantages et ses inconvénients
du point de vue exploitation :
La structure radiale :
L’unicité de la source d’alimentation rend l’exploitation de ce réseau très simple. Par contre un
défaut sur la ligne principale ou sur un poste en milieu de l’artère isole l’ensemble des clients
en aval pendant tout le temps d’intervention, d’où une faible sécurité d’alimentation.
La structure maillée :
Les postes sont reliés entre eux par des lignes électriques apportant ainsi une grande sécurité
d’alimentation. En cas de défaut, on peut isoler juste la partie concernée et reprendre les clients
par d’autres postes. Cela assure une grande sécurité d’alimentation.
La structure bouclée : (double artère)
Catégorie Niveau tension Appellation Usage
1re catégorie (BT) 0 à 50 V Très basse tension Télécommunication
50 à 500 V Basse tension Distribution
2èmecatégorie
(HTA)
500 à 50.000 V Moyenne tension
(HTA)
Distribution
3èmecatégorie(HTB) Au-delà de 50.000
V
Haute tension (HTB) Transport
Structure maillée
Poste HT/MT
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Il comporte deux ou plusieurs sources reliées entre elles. Des possibilités de secours existent en
cas de défaut sur une source. La sécurité d’alimentation reste quand même élevée.
IV.2.2 différentes catégories d’un réseau électrique
IV.2.2.1 Le réseau de transport
On distingue le transport THT (du poste d’interconnexion au poste de répartition) et le transport
HT (du poste de répartition au poste source).
Ils ont pour principale mission la collecte de l’électricité produite par les centrales
importantes et de l’acheminer par grands flux vers les zones de consommations
Permettre une exploitation économique et sure
IV.2.2.2 Le réseau de répartition
La principale mission ici c’est d’assurer la fourniture d’électricité à une échelle moins étendue
que le réseau de transport (au niveau d’une région par exemple). La structure peut être bouclée
ou débouclée selon le transit. La tension varie de 30 à 150 kV.
IV.2.2.3 Le réseau de distribution
Le réseau de distribution est généralement basé sur une structure arborescente (radiale) et a
pour but d’alimenter l’ensemble des consommateurs avec deux niveaux de tension.
Au Niger nous avons :
HTA ou moyenne tension (de 15 à 33 kV)
BT ou basse tension (220/380 V)
IV.2.3 Éléments constitutifs des réseaux électriques HTA
Nous parlerons surtout du réseau de distribution HTA. Le principe est semblable avec les autres
réseaux. La tension varie de 3 à 33 kV. Au Niger les tensions utilisées sont de 15, 20 et 33 kV
avec une fréquence de 50 Hz, ces deux dernières tensions sont utilisées aussi bien en transport
qu’en distribution.
HT
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IV.2.3.1 La ligne électrique
La ligne quant à elle, c’est un dispositif comprenant des conducteurs, des supports, des
isolateurs, des armements et des appareils de coupure permettant d’évacuer l’énergie électrique.
Une ligne (départ) comprend une artère principale (appelée dorsale) et des dérivations.
Les lignes principales sont équipées de conducteurs de fortes sections pour supporter de fortes
charges et les lignes secondaires quant à elles sont équipées de conducteurs de faible section.
Figure 4: les composantes d'une ligne aérienne HTA [5]
IV.2.3.2 Les conducteurs
Les câbles conduisent l’énergie électrique. Le réseau aérien MT utilise particulièrement des
conducteurs nus. Il existe une gamme de sections, mais les sections les plus couramment
utilisées à la NIGELEC sont :
En MT 34 ,4 mm² ; le 54,6 mm² ; le 75,5 mm² ; le 117 mm²et le 148 mm²
En BT le câble est isolé et torsadé de 30 mm², 50 mm², 70 mm²
Le souterrain utilise des câbles isolés avec des sections 50, 70, 95 et 150 mm².
IV.2.3.2 Les supports
Ils assurent l’inaccessibilité des conducteurs et se caractérisent par leur nature, leur hauteur et
leur effort. Ils supportent l’ensemble des éléments constituant la ligne électrique aérienne.
Les poteaux sont implantés suivant une formule 𝑖 =𝐻
10 + 0,50𝑚 ou i est la partie implantée
dans le sol (m), H la hauteur totale du poteau (en m).
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IV.2.3.3 Les Armements
C’est un dispositif mécanique intermédiaire dans la liaison entre les isolateurs et les supports.
Comme les poteaux, l’usage des armements dépend de la nature du réseau et de
l’environnement (rural ou urbain).
Nous avons :
Les armements NAPPE VOUTE (NV)
Les armements MT ALTERNE SUSPENDU (AS)
Les armements DRAPEAU SUSPENDUS(DS)
IV.2.3.4 Les isolateurs
C’est un dispositif intermédiaire qui assure entre les supports et les conducteurs :
La continuité mécanique entre ces deux mêmes éléments
La discontinuité électrique entre ces deux mêmes éléments.
Leur utilisation est fonction de la tension et de l’armement utilisé. Ils sont fabriqués en verre
trempé, céramique ou en matière synthétique (composite).
Figure 5:Armement nappe voute
Figure 7:Armement suspendu [7] Figure 6:Armement en drapeau [7] Figure 8:Armement nappe voute [7]
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IV.2.3.5 les appareils de coupure
Ces appareils permettent d’isoler une partie du réseau pour des travaux ou interventions. Ces
appareils possèdent des caractéristiques nominales dont la tension nominale, tension
d’isolement nominale, fréquence nominale, courant nominal, pouvoirs de coupure nominaux,
courant de courte durée admissible nominal, valeur crête du courant admissible nominal,
pouvoir de fermeture nominal sur court-circuit et le nombre de pôles.
On trouve :
Le sectionneur : Appareil mécanique destiné à ouvrir ou fermer un circuit électrique à
vide. Il ne possède aucun dispositif de coupure de l’arc électrique, mais assure une
ouverture visible.
L’interrupteur : Appareil mécanique de connexion capable d’établir, de supporter et
d’interrompre des courants dans les conditions normales. Il peut supporter pendant une
durée spécifiée des courants de court-circuit.
L’interrupteur - sectionneur (IACM) ou interrupteur aérien à commande manuelle)
Plus perfectionné que le sectionneur, il permet d’ouvrir ou de fermer un circuit
électrique sous la tension et l’intensité nominales. Il joue le rôle d’un sectionneur en
position d’ouverture et d’un interrupteur en position de fermeture. On le désigne
parfois juste par le terme interrupteur.
IV.2.3.6 Les postes de transformation ou de livraison
Un poste de transformation est constitué d’un ou plusieurs transformateurs et d’autres appareils
ou accessoire. Il peut être en extérieur(H61) ou en intérieur (H59).
Le poste de transformation extérieur ou H61
Le transformateur est accroché à l’aide d’une potence fixée sur le poteau. La puissance
maximale du transfo ne doit pas dépasser 160 kVA.
Figure 10: isolateur verre [10] trempé
Figure 9:isolateur en céramique [10] Figure 11:isolateur en composite [10]
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Le poste de transformation intérieur (en cabine) ou H59
On le trouve dans les zones urbaines denses. Il est constitué d’une cabine maçonnée, d’un
transformateur, des cellules, des têtes de câble, et d’autres équipements de sécurité et de
comptage selon le régime (abonné public ou de livraison). La puissance est de 160 à 1000 kVA.
IV.2 La généralité sur le réseau aérien basse tension BT
Il est constitué des départs issus des postes de transformation HTA/BT. Les lignes aériennes du
réseau BT sont construites en faisceaux par des conducteurs isolés. Le branchement basse
tension se fait soit en basse tendue (BT) avec potelet pour les bâtiments dont la distance
réglementaire est inférieure ou égale à 25 m entre le réseau et le point d’ancrage, soit en aérienne
tendu (AT) sans potelet pour les bâtiments dont la distance réglementaire est inférieure ou égale
à 15 m entre le réseau et le point d’ancrage.
IV.2.1 Éléments constitutifs
Les lignes de distribution BT sont construites en Triphasés quatre conducteurs (trois phases +
un neutre). Elles sont constituées des :
Supports ;
Ensemble de suspension et d’ancrage ;
Conducteurs (câbles).
Ensemble de suspension
Il est utilisé en alignement ou en angle pour les câbles réassemblés avec neutre porteur isolé.
C’est un ensemble monobloc utilisable avec le câble porteur toutes sections de 25 à 95 mm2. Il
est constitué de :
CONSOLE CS : Monobloc en alliage d'aluminium. Fixation sur le poteau par un boulon ø
14 ou 16 mm ou par deux liens en acier inoxydable 20 x 0,7 mm
Figure 13:Branchement BT Figure 12:Branchement en AT
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LIAISON MOBILE LM : Permets une mobilité longitudinale et transversale du corps de
la pince.
Figure 14:Pince d’alignement [5]
Ensemble d’ancrage
Utilisé en ancrage simple ou en double ancrage pour des câbles réassemblés avec neutre porteur
isolé. Utilisation sur câbles porteurs de sections 50 à 70 mm² et constitué de :
CONSOLE CA : Monobloc en alliage d'aluminium permettant l'ancrage simple ou
double.
PINCE D’ANCRAGE PA : pince à coincement conique
Figure 15: Pince d’ancrage [5]
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Conducteurs
Le réseau BT composé d’un conducteur neutre central faisant office de porteur en alliage
d’aluminium de 54,6 mm² de section, autour duquel sont torsadés les trois conducteurs de phase
en aluminium dur de section 35 mm², 50 mm² ou 70 mm², et, le cas échéant, le ou les
conducteurs d’éclairage public en aluminium dur de section 16 mm² et éventuellement 25 mm².
Figure 16: conducteur isolé torsadé BT
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V. MÉTHODOLOGIE DE CONCEPTION
V.1 ETUDE ELECTRIQUE DE LA LIASON
V.1.1 Le Bilan des puissances
Dans le cadre de notre étude, nous allons utiliser l’approche que la NIGELEC utilise dans le
domaine de l’électrification urbaine pour l’extension de la ville. Il s’agit d’estimer la puissance
spécifique moyenne à 6 kW pour chaque abonné (ménage).
La méthode utilisée se résume comme suit :
On établit un bilan des puissances pour déterminer :
La puissance domestique Pd en kW
La puissance utilisée Pu en kW
La puissance à l’année du projet Pm en kW
V.1.1.1 Calcul de la puissance domestique
Le calcul de la puissance domestique revient à évaluer le besoin énergétique de notre localité,
or le besoin en énergie d’une localité ne saurait être estimé sans avoir définir l’identité du
consommateur. Ceci requiert la connaissance d’un certain nombre de données techniques,
économiques et sociales relatives à la localité notamment :
Les activités
La population
Les infrastructures
La superficie
Elle est donnée par la formule suivante :
Avec : (source NIGELEC)
N(t) : Nombre de ménages
Taux desserte = 1
Cs (t) : Puissance spécifique au temps t
I (t) : Taux de desserte au temps t qui est le rapport entre le nombre d’abonnés potentiels
et le nombre de concessions
Pd = Cs(t)x I(t) x N(t)
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V.1.1.2 Calcul de la puissance utilisée Pu
La puissance domestique obtenue sera multipliée par un coefficient de simultanéité (kf ou ks)
tiré du tableau ci-après. Comme les abonnés ne sont pas en même temps à la puissance
maximale demandée
Tableau 2: Tableau de coefficient de simultanéité (source norme NFC 14-100)
Nombre
d'abonnés 2 à 4 5 à 9 10 à 14
15 à
19
20 à
24
25 à
29
30 à
34
35 à
39
40 à
49 > 50
Facteur de
1 0,78 0,63 0,53 0,49 0,46 0,44 0,42 0,41 0,4
simultanéité
kf ou ks
Le nombre d’abonnés étant supérieur à 50, le coefficient utilisé est de 0,4 comme facteur de
simultanéité.
→Pu = 𝑃𝑑 x 0,4
V.1.1.3 Calcul de la puissance à l’année n du projet
La puissance à l’année du projet sera calculée en tenant compte l’ensemble des extensions
futures sur une période de 15 ans.
𝑃𝑛 = 𝑃0(1 + 𝛼)𝑛
Avec :
𝑃𝑛 : La demande de l’année n
𝑃0: La demande de l’année du projet
𝛼: Taux de croissance de la demande
n : Le nombre d’années
Pour le cas de notre étude nous allons utiliser les données qui nous ont été fournies par la
NIGELEC pour le calcul de la puissance maximale tel que :
𝛼=10%
n = 15 ans
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V.1.2 Dimensionnement et choix du conducteur
V.1.2.1Caracteristique de la ligne
Tableau 3: caractéristiques de la ligne existante
Section
(mm2)
Type de
conducteur
Tensio
n (kV)
Résistance
linéique r
(Ω/km)
Réactance
linéique X
(Ω/km)
Scc(
MVA
)
Longue
ur(Km)
Charge
(MW)
75,5 Almélec 20 0,438 0,35 500 9,74 3
Pour le choix de la section du conducteur, nous allons vérifier les trois critères qui sont :
Le courant admissible
La tenue au court-circuit pendant un temps donné
La chute de tension admissible
a. Détermination du courant admissible dans le conducteur
Le courant nominal circulant dans la ligne se calcule par la formule suivante :
PT = √3 ×U×IN×cosφ → IN = PT
√3 ×U×cosφ
Avec :
PT : La puissance totale transitée
U : la tension nominale du réseau
cos φ : Le facteur où de puissance
Ensuite, calculer le de courant admissible pour une section de câble par la formule :
I = K×S0,62
K : un coefficient en fonction de la nature du câble.
S : section de câble en mm2
Avec :
K= 21 pour le cuivre
K= 16,4 pour Alu-cuivre
K= 17,1 pour l’almélec
b. Calcul du courant de court-circuit
Le courant de court-circuit se calcul par la méthode d’impédance à partir de la formule :
ICC = U
Zcc×√3 et Zcc = √(∑ 𝑅)2 + (∑ 𝑋)²
Avec :
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Zcc : impédance du court-circuit
ICC : courant de court-circuit
U : Tension entre phases
Par la suite nous allons calculer le courant de court-circuit max que peut supporter le câble en
fonction du temps t. Il peut s’écrire par la formule :
ICCmax = S×a
√t
Avec :
S la section de câble
à : facteur dépendant du type de matériau constituant le câble = 76,46
c. détermination de la chute de tension
Pour ce qui est du calcul de la chute de tension, la méthode utilisée est celle du moment
électrique des conducteurs. Elle est donnée par la formule :
Pour un courant triphasé : ∆U =√3 × 𝐼 × (𝑅 cos ∅ + 𝑋 sin ∅)
Avec :
I : courant circulant dans la phase
R : résistance du conducteur ; R= r×l
Lw =X : réactance inductive du conducteur ;
∅ : Angle d’utilisation
On sait que I = 𝑃
√3𝑈 cos ∅ et on remplace I par sa valeur
La relation devient alors : ∆U = 𝑃
𝑈(𝑅 + 𝑋 tan ∅)
Soit % d’U la chute de tension, alors :
∆U = u×U
100 → u =
∆U
U×100
En remplaçant U par sa valeur on aura :
u = 100× PL
𝑈²(𝑟 + 𝑥 tan ∅)
Avec
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P : la puissance active transitée
U : la tension d’exploitation entre phases
r : la résistance linéique d’un conducteur
x : la réactance linéique d’un conducteur
L : longueur de la ligne
Sachant que M= PL et M1 Le moment électrique d’une ligne déterminée, donnant une chute
de tension u = 1.
La relation devient alors :
𝑀1 = 𝟏
𝟏𝟎𝟎×
U²
𝐫+𝐗 𝐭𝐚𝐧 ∅
Pour calculer la chute de tension, il suffit de calculer la relation suivante :
u = M
M1
Avec : 𝑀α = α𝑀1 Alors u = 𝑀
𝑀α
Dans le cas de notre étude nous avons α = 5%
M1 Le moment électrique est déterminé dans un tableau donnant les caractéristiques électriques
des types de conducteurs voir annexe.
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V.2 ETUDE MECANIQUE DE LA LIGNE
V.2.1 but du calcul mécanique
Le calcul mécanique des lignes aériennes consiste à étudier les variations des tensions
mécaniques et des flèches dans le but de :
Construire des ouvrages sûrs et réglementaires dans le cas des nouvelles réalisations
Déterminer l’effort maximal exercé par le conducteur sur les supports afin concevoir
les structures nécessaires pour assurer la stabilité du système
Vérifier que les distances réglementaires sont respectées dans les cas de flèches
maximales.
V.2.2 Définition des éléments géométriques du calcul mécanique
V.2.2.1 la portée
La portée (a) est une distance horizontale exprimée en mètre qui est comprise entre deux
supports consécutifs.
V.2.2.2 la flèche
La flèche est considérée comme la distance verticale maximale entre la droite joignant les deux
attaches et les conducteurs. A l’origine, elle dépend de la tension de réglage de la ligne ; et varie
ensuite sous l’influence de la température et des surcharges sur la ligne. La flèche est choisie
en fonction de la température maximale de conducteurs qui sont généralement pris à 55 °C,
c’est le cas considéré comme le plus défavorable
f =a2
8×P
Avec : a la portée et P le paramètre
Figure 17: La Flèche
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V.2.2.3 le paramètre
Le paramètre P d’une ligne HTA est le rapport entre la tension unitaire du conducteur et son
poids linéique. Il représente le rayon de courbure du cercle tangent au sommet de la parabole.
Figure 18: Le Paramètre
V.2.2.4 le canton
Un canton est une succession des portées comprises entre deux ancrages. Une limite de canton
permet d’éviter une rupture en cascade de toute la ligne en cas d’incident. Selon la norme NFC
11-201, un canton ne doit pas dépasser 15 portées.
V.2.3 Calcul de la portée maximale et répartition des supports
Portée maximale
Elle se calcule par la formule :
𝑎𝑚= √8𝑃 [(
𝐸
𝐾𝑧 −
𝑈
150
𝐾𝑐)
2
− 𝐿]
Avec :
Kz : 1 pour armement Drapeau (et 0,8 pour nappe horizontale/voûte)
Kc : 0,9 pour l’almélec
𝐹𝑚 : Flèche max a²
8P (en mètre)
a : La portée en mètre
L : longueur libre de la chaîne (0 pour la ligne rigide)
U : la tension entre phases en kV, ici égale à 20 kV
E : Distance minimale entre deux conducteurs E = Kz (kc√𝐹𝑚 + 𝐿 +𝑈
150)
Répartition des supports
Le terrain sur lequel nous allons implanter la ligne est un terrain non accidenté, cette répartition
sera faite en respectant les conditions ci-dessous :
Réaliser des portées aussi égales que possible et en évitant des angles.
Tenir en compte du nombre des portées qui ne doivent pas dépasser 10 par canton.
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Éviter les surplombs des habitations en milieu des portées, en contournant les grands
arbres.
À l’issu de nos travaux les supports seront en béton armé et avec des armements nappe voute
horizontale. Ils seront disposés avec une portée moyenne de 80 m implanté à une distance de
1,5 m des lotissements.
V.2.4 Hypothèse de calcul choix du paramètre et coefficient de sécurité
V.2.4.1 Hypothèse de calcul
Les calculs mécaniques sont effectués par les hypothèses suivantes qui nous ont été fournies
par la NIGELEC.
Tableau 4: Données climatiques (source NIGELEC)
V.2.4.2 Choix du paramètre
Le paramètre d’un canton est choisi en fonction d’une ou des portées de ce canton et du besoin
de respecter la garde au sol. Pour une section de câble de 54,6 mm², le paramètre P est égal à
P= 1000 m.
L’expression du paramètre « P » : P = T
ω
ω = poids linéaire ou spécifique du conducteur en daN/m
Pour l’Almélec on a ω = 273× 10−5. Kg mm−2. m−1 d’où la tension unitaire est T = 2,73
daN/mm² à la température maximale ∅i = 55 ° sans vent.
V.2.4.3 Coefficient de sécurité
Il est donné par le rapport de la charge de rupture du conducteur par la charge de l’effort sur le
conducteur au cas le plus défavorable :
K= charge de rupture
𝑇𝑒𝑛𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑎𝑙𝑒
La charge de rupture de l’almélec est de 32daN/mm².
3 pour les pièces travaillant en traction : les conducteurs et les chaines d’isolateurs ;
2,1 pour les pièces travaillant à la flexion
Hypothèses Température (°C) Pression du vent sur
le conducteur (Pa)
Vitesse du Vent
(m/s)
A 25 580 36
B 15 180 20
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Pour nos travaux, nous avons pris K= 3, c’est-à-dire dans l’hypothèse la plus défavorable, la
tension unitaire maximale à appliquer ne doit pas excéder 10,66 daN/mm²
V.2.4.4 Protée équivalente
La portée équivalente pour un canton comportant n portées a1, a2, a3……. an,
Est définie par la formule suivante :
ae = √∑ ai3
∑ ai
V.2.4.5 caractéristiques du conducteur
Tableau 5: Caractéristiques Almélec 54,6 mm²
V.2.4.6 recherche de l’effort maximal
V.2.4.6.1 les différents efforts subis par le câble
Le câble est soumis aux efforts suivants :
- Le poids propre du câble par mètre linéaire : p (daN/m)
p = ω × S
ω = le poids spécifique du conducteur Almélec endaN
m×mm
S = la section en mm2
- Effort dû à la traction : T daN)
T = t × S Avec :
t = la tension unitaire en daN/mm2
S = la section en mm2
- L’effort du vent sur le câble par mètre linéaire Fv (daN/m)
fV = V × ∅
V = Poussée du vent en Pa
∅ = le diamètre extérieur du conducteur en m
V.2.4.6.2 Détermination de la tension du câble
Les conducteurs d’une ligne aérienne sont soumis aux variations de température qui
provoquent :
Désignation
du câble
Section
[mm²]
Diamètre
extérieur Poids
linéique
[daN/m]
Charge de
rupture
Module
d’élasticité
Coefficient
dilatation
[mm] [daN] E
[daN/mm²] 𝛼 [OC]
Almélec 54,6 9,45 0,149 1 755 6 200 0,000023
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Une dilatation du métal qui fait varier la tension
Une variation de longueur due à la déformation élastique du métal sous l’effet de
la variation de tension
Afin de connaître ces variations simultanées de tension en fonction des variations de
température et de surcharge, il faut faire appel à l’équation du changement
d’état correspondant aux hypothèses A et B.
L’équation de changement d’état
L’équation de changement d’état s’avère importante pour la détermination de la tension des
câbles et leur fléchissement, après un changement des conditions climatiques (température et
coefficient de surcharge). Ainsi on a :
t3f + t2f [ae2 × mi2 × ω2 × E
24 × ti2− ti + α × E × (θf − θi)] =
ae2 × mf 2 × ω2 × E
24
Avec :
tf = tension finale horizontale du câble au point bas
ti = tension initiale horizontale du câble
mi = Coefficient de surcharge initial
mf = Coefficient de surcharge final
ω = Poids linéique du câble
E = module d’élasticité
α = coefficient de dilatation
θf =Température finale
θi = température finale
ae = la portée équivalente
Posons :
A = [ae2×mi2×p2×E
24×Ti2 − ti + α × E × (θf − θi)] Et B =ae2×mf2×p2×E
24
Alors la formule peut s’écrire sous la forme suivante :
t²f × (tf + A) = B
Pour résoudre cette équation, on utilise le calcul par itération en posant :
y1 = tf Et y2 = √(B
tf+A)
On prendra une valeur de départ (tf) 0 = mf × ti
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Tableau 6: Résultat des hypothèses de calcul
Portées en m Force de Traction maximale dans 1 conducteur Flèches
maximales
HA (25 °C, 580 Pa) HB (15 °C, 180 Pa) À +55 °C, sans
Vent
80,74 8,089 daN/mm² 7,92 daN/mm² 0,80 m
86,99 8,19 daN/mm² 8,43 daN/mm² 0,9 4m
80,39 8,089 daN/mm² 7,92 daN/mm² 0,80 m
V.2.4.6.3 Calcul mécanique des supports
Les calculs mécaniques d’un support nous permettent de déterminer ses caractéristiques de telle
sorte qu’il puisse résister simultanément :
À l’effort du vent sur le support lui-même
Aux efforts des conducteurs sur le support : par l’action du vent sur les conducteurs et
par leur tension mécanique
V.2.4.6.4 Efforts des conducteurs sur le support
1. Effort du vent sur les conducteurs
Conducteurs en alignement
fV = 58 n. D. (a1 + a2) /2 ou fV = 18 n. D. (a1 + a2) /2 avec :
58 ou 18 : poussée du vent en daN/m2 sur les conducteurs suivant l’hypothèse considérée A ou
B.
n : nombre de conducteurs
D : diamètre du conducteur en m
a1 et a2 portées adjacentes en m.
a2 a1
fV
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Conducteurs en angle
Pour chaque demi-portée, nous avons : Fv1 = Fv2 = (Fv/2) cos [ 𝛽
2]
Fv étant l’effort du vent calculé comme précédemment sur les conducteurs en alignement et
suivant l’hypothèse considérée. OR = 2 x OC = 2.Fv1.cos [ 𝛽
2]
En remplaçant Fv1 par sa valeur, on obtient : OR = fV x cos2
Dans le cas ou a1 ≠ a2, on peut considérer le vent comme soufflant sur une portée moyenne
(a1+a2) /2 et agissant dans la direction de la résultante de traction des conducteurs.
2. Efforts de traction des conducteurs
Conducteurs en alignement
fV = 58 n. D. (a1 + a2) /2 ou Fv = 18 n. D. (a1 + a2) /2 avec :
58 ou 18 : poussée du vent en daN/m2 sur les conducteurs suivant l’hypothèse considérée A ou
B.
n : nombre de conducteurs
D : diamètre du conducteur en m
a1 et a2 portées adjacentes en m.
Conducteurs en angle
T1=T2=T= t x S en daN
t = la tension mécanique totale dans le conducteur en daN/mm²
S la section du conducteur en mm²
Dans ces conditions, la résultante ‘OP’ se trouve sur la bissectrice de l’angle formé par la ligne.
OB = T sin [ 𝛽
2] et OP = 2 T sin [
𝛽
2]
T2
T1
C
R
a1
a2
β
β/2
O
Fv1
Fv2
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3. Effort résultant sur les supports
En alignement
On ne tient compte que de l’effort du vent sur les conducteurs et pour le vent seul, l’hypothèse
‘A’ est la plus défavorable.
F = fv = 58. n. D x (a1 + a2) / 2
En angle
Dans le cas de portées égales et de conducteurs identiques en ligne rigide, et d’angles souples
en ligne suspendue, les deux efforts, du vent (Fv.cos2 [ 𝛽
2]) et de traction
(2.T.sin [ 𝛽
2]) ayant même point d’application et même sens peuvent s’additionner
arithmétiquement d’où :
F = Fv.cos2 [ 𝛽
2] + 2.T.sin [
𝛽
2]
Avec :
F : effort total dû aux conducteurs en daN.
T : tension totale dans les conducteurs en daN.
fV : effort du vent sur tous les conducteurs en daN.
β: angle de déviation de la ligne
L’effort total à prendre en compte pour le choix du support est celui de l’hypothèse la plus
défavorable.
Soit : FA = FVA.cos2 [ 𝛽
2] + 2.TA.sin [
𝛽
2]
Soit : FB = FVB.cos2 [ 𝛽
2] + 2 x TB. Sin [
𝛽
2]
4. Support d’arrêt
Un support d’arrêt est soumis à l’effort de traction des conducteurs dans le sens de l’effort
nominal du poteau, à l’effort du vent sur le conducteur et sur le support lui-même et son
armement dans le sens transversal.
La relation est la suivante :
FT = n × t × S En daN
FT
Fv
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n : nombre de conducteurs
t : tension unitaire du conducteur en daN / mm²
S section du conducteur en mm²
V.2.4 6.5 Hauteur total du support
La hauteur totale du support est calculée à la flèche maximale permet de respecter la garde au
sol (G), car c’est dans cette condition que l’arrêt technique défini les distances règlementaires
entre le niveau du sol et les conducteurs.
Elle est donnée par la formule suivante :
H = h + I
Avec h = G + f et I = H/10 + 0,5
On aura :
H = (h + 0.5) x 10/9 où :
F : Flèche à la température maximum
G : Garde au sol
I : Implantation
h : Hauteur hors-sol du support
H : Hauteur totale du support
V.3 DIMENTIONNEMENT ELECTRIQUE DU RÉSEAU BASSE TENSON BT
Figure 19: Les différentes Zones à électrifier
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V.3.1 Choix du transformateur
Pour le cas de notre projet, nous avons subdivisé le lotissement en quatre (4) zones qui se
répartissent comme suit :
Zone 1 constituée de 344 abonnés
Zone 2 constituée de 325 abonnés
Zone 3 constituée de 230 abonnés
Zone 4 constituée de 323 abonnés
La puissance appelée par chaque transformateur à installer est calculée par la formule suivante :
𝑆𝑎= P
cosφ
V.3.2 Calcul du courant en ligne et choix du tableau urbain réduit TUR
Le courant est donné par la formule suivante :
IL = P
√3×U×cosφ
Où
IL : courant en ligne
U : tension secondaire = 400V
P : Puissance appelée
cosφ= 0,9
V.3.5 Implantation des supports et tracé du réseau BT
Les supports seront implantés à une distance de 50 m de portée en BT et à 1 m des
lotissements pour ce qui est du tracé de réseau voir annexe 9.
V.3.6 Choix des supports BT
Les supports seront choisis tout en respectant la norme utilisée par la NIGELEC en ce qui
concerne les efforts des supports. En BT, les supports sont des PBA de 9 m et d’efforts variant
de 300daN en alignement, 500 daN en arrêt, 800daN pour les remontées des principaux départs
et les angles.
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V.4 LES APPAREILS DE PROTECTION
V.4.1 Interrupteur aérien (IACM)
En cas des défauts sur la ligne, cette ligne doit être mise hors tension afin de la protéger ou
d’intervenir. Il sera installé au bout de la ligne et a pour caractéristique suivante : intensité
nominale de 400A d’une valeur crête du courant admissible assigné de 20kA.
V.4.2 Protection des transformateurs
La protection du transformateur, sera assurée à l’intérieur des cabines par des Cellules
protection PM 200A - 24 kV type SM6 avec un jeu de trois fusibles de 32 A respectivement
pour les zones pour les 4 zones, la commande elle sera assurée par des cellules interrupteur IM
400A -24 kV type SM6.La mise à la terre du neutre et de la masse sont assurées à l’aide des
puits de terre pour protèges les personnes contre le contacte indirect. La protection du
transformateur cote BT elle est assurée par des fusibles à couteaux dont un par phase le calibre
choisi est de 200A.
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VI. PRÉSENTATION ET RÉSULTAT DU CAS D’ÉTUDE
VI.1 ETUDE ELECTRIQUE DE LA LIASON
Le bilan de puissance nous donne les différentes valeurs des puissances dans le tableau ci-
dessous :
Tableau 7: bilan de puissance
Puissance domestique 7,33 MW
Puissance utilisée 2,93 MW
Puissance à l’année n du projet 12,23 MW
VI.1.1 pour la ligne existante
Courant admissible dans le conducteur
IN = 7,71. 106
√3 × 20. 103 × 0,9= 247,29 𝐴
→IN = 247,29 𝐴
Courant admissible pour une section de câble
I = 17,1 × 75,50,62 = 249,64 A
→I = 249,64 𝐴
Courant de court-circuit
- Résistance et impédance pour le réseau amont
On a :
Ra
Za = 0,2 en 20 kV et Za =
U²
Scc → Za =
20000²
𝟓𝟎𝟎.𝟏𝟎𝟔 = 0,8 Ω
Ra = 0,2 × Za = 0,16 Ω
Xa = 0,98 × 𝑍𝑎 = 0,784Ω
D’où Ra= 0,16 Ω et Xa = 0,784 Ω
- Résistance et impédance pour la ligne
R = 4,26 Ωx = 3,40 Ω
Zcc = √∑(4,26 + 0,16)2 + ∑(0,784 + 3,40)² = 6, 08 Ω
Icc = 20000
6,08×√3 = 1899, 17A
→ Icc= 1,899 kA
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Courant de court-circuit max que peut supporter le câble
Iccmax = 75, 5×74, 6 = 5772, 73A
Iccmax = 5,772 kA
Calcul de la chute de tension
𝑀α = α𝑀1 = 5×6, 5 = 32, 5 MW. Km
M = P×L = 9, 74×7, 71 = 75, 19 MW. Km
Alors :
→U = (75,19 MW. Km)/(32,5 MW. Km) = 2,31%
Analyse :
I( 249,64 𝐴) > IN (247,29 𝐴), le courant nominal max que peut supporter cette section
de câble est supérieur au courant nominal d’où le câble peut supporter le courant.
Iccmax (5,772kA)> Icc (1,899 kA) implique que le câble existant peut supporter le
courant de court-circuit
La chute de tension u = 2,31% inférieur à la chute de tension prévu par la norme qui est
de 5%
Conclusion : En conclusion nous pouvons dire que notre câble satisfait à la condition de trois
critères donc il peut être maintenu pour la ligne.
VI.1.2 pour la nouvelle ligne à construire
La méthodologie que nous allons utiliser est celle des trois critères.
Tableau 8: Caractéristiques de la nouvelle ligne
Type de
conducteur
Tension
(kV)
Résistance linéique
r (Ω/km)
Réactance linéique
X (Ω/km)
Longueur(
Km)
Charge
(MW)
Almélec 20 0,438 0,35 1,57 4,71
Courant admissible dans le conducteur
IN= 4,71.106
√3×20000×0.9 = 151,07A
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→ IN = 151,07 A
Courant admissible pour une section de câble
Ici nous allons calculer le courant pour toutes les sections disponibles ce qui se résume dans le
tableau ci-dessous :
Tableau 9: Valeur des courants pour différente section
S (mm2) 34,4 54,6 75,5 117 148
I (A) 153,34 204,2 249.65 327,55 378,93
Courant de court-circuit
Le courant de court-circuit se calcul par la formule suivante :
ICC = U/(Zcc × √3) et zcc=
Courant de court-circuit maximum admissible par le câble
ICCmax = 𝑆×𝑎
√𝑡
Tableau 10: Valeur des courants pour différente section
S (mm2) 34,4 54,6 75,5 117 148
ICCmax (kA)
2 ,6 4,2 5,8 8,9 11,3
Calcul de la chute de tension
Mα = α×M1= 5×6,5 = 32,5 MW. Km
Pour une section de 34,4 mm2 à 20 kV on a M1= 3,5 MW. Km voir tableau annexe
𝑀𝛼= 3,5×5 = 17,5 MW. Km et M = P×L = 1,57×4,71= 7,39 MW. Km
Alors :
→u = (7,39 MW. Km)/(17,5𝑀𝑊. 𝐾𝑚) = 0,42%
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Analyse :
I (151,07A)>IN(153,34), le courant nominal max que peut supporter la section de câble
(34,4 mm2) est supérieur au courant nominal
ICCmax (2,63 kA) > ICC (1,656 kA) implique que le câble de la section 34, 4 mm2 peut
supporter le courant de court-circuit
La chute de tension u = 0,26 % inférieure à la chute de tension prévue par la norme qui
est de 5%
Conclusion : On peut conclure que la section de câble (34,4 mm2) a satisfait à la condition de
trois critères donc elle pourra être utilisée pour la construction de la nouvelle ligne. Mais pour
des raisons techniques et une éventuelle augmentation de charge, nous allons utiliser la section
54,6 mm2 pour la construction de notre ligne.
VI.2 ETUDE MECANIQUE DE LA LIGNE
VI.2.1 Calculs des tensions
Calcul de la portée équivalente :
Tableau 11:portée équivalente
Porté en m
a1
a2
a3
a4
a5
a6
a7
a8
a9
a10
a11
a12
a13
a14
a15
a16
a17
80 80 80,17 80 86,59 90,22 90 80 86 80 80 90,27 80 80 80 80,45 74,1
𝑎𝑒= √𝛴𝑎𝑖
𝑎𝑖
3
Pour le premier canton : = 80,74 m
Pour le deuxième canton : = 86,99 m
Pour le troisième canton : = 80,39 m
- Calcul 𝑇𝑖
𝑇𝑖= 𝑚𝑖×w×P
𝑚𝑖 : Coefficient de surcharge
P : poids linéique du câble
P : paramètre de répartition
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Le coefficient de surcharge à 55 oc sans vent vaut 1, donc la tension du câble :
= 1×1000×0,00273=2,73 daN
→ = 2,73 daN/mm²
Calcul de (pour le premier canton = 80,74 m)
Calcul dans l'hypothèse A
= 25 oc
= 580 Pa (1 Pa = N/m²)
Coefficient de surcharge dans cette hypothèse est :
𝑚𝑓 = 𝑅
𝑝 =
√𝐹𝑉2 +𝑝2
𝑝 on a alors :
𝑚𝑓 = √(58×0,00945)2+(0,00273×54,6)²
0,00273×54,6 = 3,81
D’après l'équation de changement d'état on a :
( +A) = B → tf = √B
(tf+A)
Avec :
A = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐢𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒𝑻𝒊𝟐 – 𝒕𝒊 + 𝛼E (𝜽𝒇 - 𝜽𝒊)
B = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐟𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒
Application numérique :
A= 80,742×0.002732×6200
24×2,732– - 23.10-6 ×6 200×30 = -5,32
B= 80,742×3,812×0.002732×6200
24 =182,19
A = -5,32
B = 182, 19
→ = 8,098 daN/mm²
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Calcul dans l'hypothèse B
= 15 oc
= 180 Pa (1 Pa = N/m²)
Coefficient de surcharge dans cette hypothèse est :
= = on a alors :
𝑚𝑓 = √(18×0,00945)2+(0,00273×54,6)²
0,00273×54,6 = 1,52
D’après l'équation de changement d’état on a :
( +A) = B → tf = √B
(tf+A)
A = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐢𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒𝑻𝒊𝟐 – 𝒕𝒊 + 𝛼E (𝜽𝒇 - 𝜽𝒊)
B = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐟𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒
Application numérique :
A= 80,742×0.002732×6200
24×2,732 – - 23.10-6 ×6 200×45 = -7,82
B= 80,742×1,522×0.002732×6200
24 =28,99
A = - 7,46
B = 28,99
→ =7,92daN/mm²
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Calcul de (pour le deuxième canton → = 86,99 m)
Calcul dans l'hypothèse A
= 25 oc
= 580 Pa (1 Pa = N/m²)
Coefficient de surcharge dans cette hypothèse est :
= = on a alors :
𝑚𝑓 = √(58×0,00945)2+(0,00273×54,6)²
0,00273×54,6 = 3,81
D’après l'équation de changement d'état généralisée on a :
( +A) = B → tf = √B
(tf+A)
Avec : A = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐢𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒𝑻𝒊𝟐 – 𝒕𝒊 + 𝛼E(𝜽𝒇 - 𝜽𝒊)
B = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐟𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒
Application numérique :
A= 86,992×0.002732×6200
24×2,732 – - 23.10-6 ×6 200×30 = -5,05
B= 86,992×1,522×0.002732×6200
24 =211,49
A = -5,05
B = 211, 49
→ =8,19daN/mm²
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Calcul dans l'hypothèse B
= 15 oc
= 180 Pa (1 Pa = N/m²)
Coefficient de surcharge dans cette hypothèse est :
= = on a alors :
𝑚𝑓 = √(18×0,00945)2+(0,00273×54,6)²
0,00273×54,6 = 1,52
D’après l'équation de changement d'état on a :
( +A) = B → tf = √B
(tf+A)
Avec : A = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐢𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒𝑻𝒊𝟐 – 𝒕𝒊 + 𝛼E(𝜽𝒇 - 𝜽𝒊)
B = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐟𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒
Application numérique
A= 86,992×0.002732×6200
24×2,732 – - 23.10-6 ×6 200×45 = -7,19
B= 86,992×1,522×0.002732×6200
24 = 33,66
A = - 7,96
B = 33,66
→ = 8,43 daN/mm²
Calcul de (pour le troisième canton → = 80,39 m)
Calcul dans l'hypothèse A
= 25 oc
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= 580 Pa (1 Pa = N/m²)
Coefficient de surcharge dans cette hypothèse est :
= = on a alors :
𝑚𝑓 = √(58×0,00945)2+(0,00273×54,6)²
0,00273×54,6 = 3,81
D’après l'équation de changement d’état on a :
( +A) = B → tf = √B
(tf+A)
Avec : A = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐢𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒𝑻𝒊𝟐 – 𝒕𝒊 + 𝛼E(𝜽𝒇 - 𝜽𝒊)
B = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐟𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒
Application numérique :
A= 80,392×0.002732×6200
24×2,732 – - 23.10-6 ×6 200×30 = -5,3
B= 80,392×3,812×0.002732×6200
24 = 180,61
A = -5,33
B = 180, 61
→ = 8,089 daN/mm²
Calcul dans l'hypothèse B
= 15 oc
= 180 Pa (1 Pa = N/m²)
Coefficient de surcharge dans cette hypothèse est :
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= = on a alors :
𝑚𝑓 = √(18×0,00945)2+(0,00273×54,6)²
0,00273×54,6 = 1,52
D’après l'équation de changement d’état on a :
( +A) = B → tf = √B
(tf+A)
Avec : A = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐢𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒𝑻𝒊𝟐 – 𝒕𝒊 + 𝛼E(𝜽𝒇 - 𝜽𝒊)
B = 𝐚𝐞
𝟐×𝐦𝐟𝟐×𝐩𝟐𝑬
𝟐𝟒
Application numérique :
A= 80,392×0.002732×6200
24×2,732 – - 23.10-6 ×6 200×45 = -7,47
B= 80,392×1,522×0.002732×6200
24 = 28,74
A = - 7,47
B = 28,74
→ = 7,92 daN/mm²
VI.3.2 Calculs des efforts
VI.3.2.1 pour le premier canton
Support en alignement :
Support N° 1 ; N° 2 ; et N° 3 (portée égale)
Données :
f = 0, 80 m ; 𝑡𝐴= 441,65daN.
Hauteur du support :
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
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H = (6 +0,80 + 0,5) x 10/9 = 8,11 m soit 11 m
Effort sur le support :
L’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA = FVA = 58 x 9,45 x 10-3x 80 x 3 = 132 daN → FA = 132 daN
Support choisis : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support en angle
Support N° 4 (portée inégale)
Données :
= 82,17 m ; 𝑡𝐴= 8,089 daN/mm² ; 𝑡𝐵= 7,92 daN/mm² ; f = 0,80 m
= 80 m ; 𝑡𝐴= 8,19daN/mm² ; 𝑡𝐵 = 8,43 daN/mm² ; f = 0,94 m
Hauteur du support :
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6+0,80 + 0,5) x (10/9) +0,75*2 = 9,61 m soit 12 m
Effort sur le support :
La tension étant plus élevée dans l’hypothèse ‘A’, nous poserons :
F = Fv x cos2 [α/2] + 2 x × sin [α/2]
FA = 58×3× ((82,17+80) /2) ×0,00945×0,5+2×3×8,089×54,6×0,707= 1 940 daN
→ FA = 1940daN
Support choisis : Poteau béton armé 12x2 m-1000daN
VI.3.2.2 pour le deuxième canton
Support en alignement :
Support N° 5 (portée inégale)
Données :
f = 0,94 m ; 𝑡𝐵= 8, 43 daN.
Hauteur du support :
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H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,94 + 0,5) x 10/9 = 8,26 m soit 11 m
Effort sur le support :
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA= FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2
FA = FVA = 58 x 9,45 x 10-3 x ((86,59+80) /2) x 3 = 136,96 daN → FA = 136,96daN
Support choisis : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support N° 6 (portée inégale)
Données :
f = 0, 94 m ; 𝑡𝐵=8, 43 daN.
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,94 + 0,5) x 10/9 = 8,26 m soit 11 m
Effort sur le support :
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FB = FVB = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x ((86, 59+90, 22)/2) x 3 =145,36daN
→ FA = 145,36daN
Support choisis : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support N° 7 (portée inégale)
Données :
f = 0, 94 m; 𝑡𝐵= 8, 43 daN
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,94 + 0,5) x 10/9 = 8,26 m soit 11 m
Effort sur le support :
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
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FB = FVB = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x ((90 +80)/2) x 3 =139,76daN
→ FA = 139,76daN
Support choisi : Poteau béton armé 11m-300 daN
VI.3.2.3 pour le troisième canton
Support en angle :
Support N° 8 (portée inégale)
Données :
Hauteur du support :
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6+0,80+ 0,5) x (10/9) +0,75×2 = 9,61 m soit 12 m
Effort sur le support :
La tension étant plus élevée dans l’hypothèse ‘A’, nous poserons :
F = Fv x cos2 [α/2] + 2 x × sin [α/2]
FA = 58×3× ((90+80) /2) ×0,00945×0,5+2×3×8,43×54,6×0,707= 1943,40 daN
→ FA = 1943,40daN
Support choisis : Poteau béton armé 12 x 2m -1000 daN
Support en alignement :
Support N° 9(portée inégale)
Données :
f = 0, 94 m ; 𝑡𝐵 =8, 43 daN
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,80 + 0,5) x 10/9 = 8,11 m soit 11 m
Effort sur le support :
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA = FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x ((86 +80)/2) x 3 =136,47daN
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→ FA = 136,47daN
Support choisi : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support N° 10(portée inégale)
Données :
f = 0, 94 m; 𝑡𝐵=8, 43 daN.
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,80 + 0,5) x 10/9 = 8,11 m soit 11 m
Effort sur le support :
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA = FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x ((86 +80)/2) x 3 =136,47daN
→ FA = 136,47daN
Support choisi : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support N° 11 (portée égale)
Données :
f = 0, 94 m
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,80+ 0,5) x 10/9 = 8,11 m soit 11 m
Effort sur le support
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA = FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x 80 x 3 =131,54daN
→ FA = 131,54daN
Support choisi : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support N° 12(portée inégale)
Données
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46
f = 0, 94 m
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,80 + 0,5) x 10/9 = 8,11m soit 11 m
Effort sur le support
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA= FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x ((90, 27 +80)/2) x 3 =139,98daN
→ FA = 139,98daN
Support choisi : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support N° 13(portée inégale)
Données
f = 0, 94 m; tB =8, 43 daN.
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,80 + 0,5) x 10/9 = 8,11m soit 11 m
Effort sur le support
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA= FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x ((90, 27 +80)/2) x 3 =139,98daN
→ FA = 139,98daN
Support choisi : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support N°14, 15(portée égale)
Données
f = 0, 94 m
Hauteur du support :
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,80 + 0,5) x 10/9 = 8,11m soit 11 m
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Effort sur le support
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA= FVA = 58 x D. n ×3 =58 x 9, 45.10-3x 80 x 3 =131,54daN
→ FA = 131,54daN
Support choisi : Poteau béton armé 11m-300 daN
Support N° 16(portée inégale)
Données
f = 0, 94 m
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
H = (6 +0,80 + 0,5) x 10/9 = 8,11m soit 11 m
Effort sur le support
F = Fv et pour le vent seul, l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable :
FA= FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x ((80, 45 +74, 10)/2) x 3 =127,06daN
→ FA = 127,06daN
Support choisis : Poteau béton armé 11m-300 daN
Cas du support en arrêt
Support N° 17
Données
f = 0, 80 m ; tA = 8,089 daN
Hauteur du support:
H = (h + 0.5) x 10/9 avec h = G + f
FT
Fv
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H = (6 + 0,80 + 0.5) x 10/9 = 8,41 m soit 11 m
Effort sur le support
Pour cette portée l’hypothèse ‘A’ est la plus défavorable.
F = n x t x s
FA = 8,089x54, 6 x 3 = 1324, 97 daN → FB = 1324, 97 daN
Support choisis : Poteau béton armé 2 x 11 m -800 daN
VII.3.3 Carnet de piquetage
Canton N° du
support Angle
Portées
(m)
Portées
cumulées
(m)
Efforts Type de
support
Hauteur
des
supports
Fouille Observations. Câble
Canton
1
P1 0 80 80 132
PBA
11/300 0,7x0, 7x1, 6 IACM
54,6
mm
2
P2 0 80 160 132 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P3 0 82,17 242,17 132 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P4 90 80 322,17 1940 2X12/10
00 0,7x0, 7x1, 7
canton 2
P5 0 86,59 408,76 136,96 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P6 0 90,22 498,98 145,36 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P7 0 90 588,98 139,76 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P8 90 80 668,98 1943,4 2X12/10
00 0,7x0, 7x1, 7
canton 3
P9 0 86 754,98 136,47 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P10 0 80 834,98 136,47 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P11 0 80 914,98 131,54 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P12 0 90,27 1005,25 139,98 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P13 0 80 1085,25 139,98 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P14 0 80 1165,25 131,54 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P15 0 80 1245,25 131,54 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P16 0 80,45 1325,7 127,07 11/300 0,7x0, 7x1, 6
P17 0 74,1 1399,8 1324,9
7
2X12/80
0 0,7x0, 7x1, 7 Parafoudres
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VI.3 DIMENTIONNEMENT ELECTRIQUE DU RESEAU BASSE TENSION BT
VI.3.1 Choix du transformateur
𝑆𝑎= P
cosφ
→Zone 1 :
Tableau 12: Bilan de puissance zone 1
Puissance souscrite (kW) Nombre d'abonnés Puissance (kW)
6 344 2064
Puissance foisonnée (kW) 825,6
Puissance apparente (kVA) 917.3
Puissance normalisée (kVA) 1000
→Zone 2 :
Tableau 13: Bilan de puissance zone 2
Puissance souscrite (kW) Nombre d'abonnés Puissance (kW)
6 325 1950
Puissance foisonnée (kW) 780
Puissance apparente (kVA) 866,6
Puissance normalisée (kVA) 1000
→Zone 3 :
Tableau 14: Bilan de puissance zone 3
Puissance souscrite (kW) Nombre d'abonnés Puissance (kW)
6 230 1380
Puissance foisonnée (kW) 552
Puissance apparente (kVA) 613,3
Puissance normalisée (kVA) 630
→Zone 4 :
Tableau 15: Bilan de puissance zone 4
Puissance souscrite (kW) Nombre d'abonnés Puissance (kW)
6 323 1938
Puissance foisonnée (kW) 775,2
Puissance apparente (kVA) 861,3
Puissance normalisée (kVA) 1000
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VI.3.2 Calcul du courant en ligne et choix du tableau urbain réduit TUR
Tableau 16:Valeur des courants de ligne par zone
ZONE PUISSANCE(KW) Courant de ligne (A)
1 892,8 1431,82
2 780 1250,92
3 552 885,27
4 775,2 1243,22
VI.3.3 analyse des résultats
Pour repartir ces différents courants ligne dans le tableau ci-dessus nous aurons besoin des
tableaux urbains de répartition (TUR) à quatre (4) ou huit (8) départs. Ainsi, nous allons diviser
le courant en ligne par 4 ou par 8 pour comparer avec le courant admissible des câbles usuels
pour le réseau BT utilisé par la NIGELEC, répartit dans le tableau comme suit :
Tableau 17:Valeur de courant admissible par section de conducteur
Section de câble (mm2) Courant maxi admissible(A)
70 213
50 168
35 138
La formule utilisée pour les calculs est la suivante :
IL
Nbre de départ
a. Pour la zone 1
1431,82
4 = 357,95 A ; ce courant étant supérieur à 213 A nous allons choisir un tableau à huit
départs, ainsi le courant en ligne est IL = 1431,82
8 = 178,97 A
Ce courant sera évacué par un câble aluminium torsadé de 70mm2.
b. Pour la zone 2
1250,92
4 = 312,73 A ; ce courant étant supérieur à 213 A nous allons choisir un tableau à huit
départs, ainsi le courant en ligne est IL = 1250,92
8 = 156,36 A
Ce courant sera évacué par un câble aluminium torsadé de 50mm2.
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51
c. pour la zone 3
885,27
4 = 221,29 A ; ce courant étant supérieur à 213 A nous allons choisir un tableau à huit
départs, ainsi le courant en ligne est IL = 221,29
8 = 110,64 A
Ce courant peut être évacué soit par un câble aluminium torsadé de 50mm2 ou 30mm2.
d. Pour la zone 4
1243,22
4 = 310,80 A ; ce courant étant supérieur à 213 A nous allons choisir un tableau à huit
départs, ainsi le courant en ligne est IL = 1243,22
8 = 155,40 A
Conclusion : On peut conclure que pour notre étude BT nous allons utiliser une section de câble
isole torsadé de 70 mm2 pour la zone 1, pour les zones 2,3 et 4 la section de câble isolé torsadé
est de 50mm2.
VI.3.4 Calcul de chute de tension BT
La méthode ici consiste à diviser le nombre de ménages par le nombre de départ dans chaque
zone pour avoir le nombre d’abonnés par départ et ensuite calculé la puissance foisonnée.
Pour la Zone 1 :
Avec huit départs nous aurons 344
8 = 43 abonnés par départ d’où une puissance foisonnée de :
P = Nbre abonné puissance spécifique × ks
→ P = 43×6×0,40= 103,20 kW
La longueur au point de livraison le plus reculé dans la zone est de 518m la chute de tension
sera alors :
M=P×L= 103,20×0,518= 53,45 kW.km
Pour la section de 70mm2 M7= 18,5 kW.km voire annexe 8
→U%= 53,45
18,5 = 2,88%
Pour la Zone 2 :
Avec huit départs nous aurons 325
8 = 41 abonnés par départ d’où une puissance foisonnée de :
P = Nbre abonné puissance spécifique × ks
→ P = 41×6×0,40= 98,40 kW
La longueur au point de livraison le plus reculé dans la zone est de 587 m la chute de tension
sera alors :
M=P×L= 98,40×0,587 = 57,76 kW.km
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Pour la section de 50 mm2 M7= 13,2 kW.km voire annexe 8
→U%= 57,76
13,2 = 4,37%
Pour la Zone 3 :
Avec huit départs nous aurons 230
8 = 29 abonnés par départ d’où une puissance foisonnée de :
P = Nbre abonné puissance spécifique × ks
→ P = 29×6×0,40= 70 kW
La longueur au point de livraison le plus reculé dans la zone est de 562 m la chute de tension
sera alors :
M=P×L= 70×0,562 = 39,34 kW.km
Pour la section de 50 mm2 M7= 13,2 kW.km voire annexe 8
→U%= 39,34
13,2 = 2,98%
Pour la Zone 4 :
Avec huit départs nous aurons 323
8 = 41 abonnés par départ d’où une puissance foisonnée de :
P = Nbre abonné puissance spécifique × ks
→ P = 41×6×0,40= 99 kW
La longueur au point de livraison le plus reculé dans la zone est de 527 m la chute de tension
sera alors :
M=P×L= 99×0,527= 52,17 kW.km
Pour la section de 50 mm2 M7= 13,2 kW.km voire annexe 8
→U%= 52,17
13,2 = 3,95%
Conclusion : La chute de tension est admissible, car elle est inférieure à 5% prévu par la
norme dans toutes les 4 zones.
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VII. ESTIMATION FINANCIERE
La réalisation de ce projet, comme tout autre projet nécessite un budget nécessaire. Ce dernier
résulte d’une étude quantitative et estimative, ce qui permet d’estimer par la suite le coût de
réalisation prévisionnel. Dans cette partie nous décrirons l’étude estimative et nous renseignera
sur le coût global du présent projet.
Afin de dresser un devis quantitatif et estimatif, il a été défini trois différentes séries qui sont :
Construction de ligne HTA aérienne et souterraine
Construction des postes cabine HTA/BTA
Construction de ligne basse tension BTA
Pour le câble HT la quantité est obtenue en multipliant la distance par 3 pour les trois phases +
10% pour la flèche. Les prix donnés sont tirés à partir des coûts de travaux de la Société
Nigérienne d’Électricité(NIGELEC).
Nous présenterons en annexe le devis quantitatif et estimatif détaillé de ce projet.
Séries
Désignation Montant
Récapitulatif (FCFA)
Série 1 Construction de ligne HTA aérienne et
souterraine
141 818 626
série 2 Construction des postes cabine HTA/BT
59 861 166
Série 3 Construction de ligne aérienne BT
1 039 706 218
TOTAL 1 241 386 010
En conclusion l’étude quantitative nous a permis d’estimer le coût global de ce projet qui s’est
évalué, à la somme de 1 241 386 010 FCFA tout taxe comprise.
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VIII. CONCLUSION
Le bon fonctionnement du réseau ne dépend pas uniquement des appareils de protections placés
sur le réseau pour agir en cas des défauts ou des études électriques ou mécaniques, mais aussi
de la qualité des matériels utilisés pour la réalisation de ce réseau.
Ainsi au terme de notre étude nous avons eu à déterminer tous les éléments nécessaires mis en
œuvre pour la réalisation de l’étude de l’électrification de la cite GOBIR tant sur le plan
technique qu’économique. Les objectifs de cette étude étaient de faire un dimensionnement
électrique et mécanique de la ligne MT, un dimensionnement des ouvrages du réseau BT et de
leur dispositif protection, et enfin une évaluation économique de l’étude.
De cette étude nous avons déduit les éléments comme suit :
Câble nu en Almélec de section 54,6 mm2 pour la ligne MT (20kV)
Câble isolé torsadé de section 70 mm2 pour la zone 1 et 50mm2 pour les zones 2, 3,4
pour le réseau BT.
En MT des supports en béton armé dont 11m/300daN pour les supports d’alignement,
12m/1250daN en angle et 11m/800daN pour le support en arrêt.
En BT des supports de 9m dont :
300daN en alignement.
800daN en angle et remontée.
500daN en arrêt.
4 transformateurs dont 3 de puissance 1000 kVA et un de puissance 630 kVA type
cabine.
Au sortir de ce présent mémoire de fin d’études, notre satisfaction réside dans l’atteinte des
objectifs et finalités que nous nous sommes fixés à savoir :
La maitrise de l’exécution des études mécaniques et électriques des réseaux de
distribution électriques
La capacité à mener des études d’exécution en vue de la réalisation des ouvrages
électriques HTA/BT
La structuration et le dimensionnement des réseaux électriques HTA-BT
Établissement du plan pour l’implantation des supports
Évaluation économique de l’étude
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IX. BIBLIOGRAPHIE
[1] Ali Khodja El briard, « Guide technique pour les calculs mécaniques de la ligne
électrique », Alger, 2012.
[2] NORME FRANÇAISE NF C 11-201, « Réseau de distribution publique d’énergie
électrique », octobre 1996.
[3] Christophe PREVE, « Guide des protections des réseaux industriels », Janvier 1996
[4] Sani Mahaman KADRI MOUSSA, « Calcul électrique des lignes HTA et BT », cours 2ie
Ouagadougou 2016
[5] HOUSSAMATOU DOUDOUA MAMAN Kabirou, « étude de la construction d’une ligne
haute tension catégorie A (20 kV) et la conception d’un réseau HTA/BT pour l’alimentation en
énergie électrique de la cité MAOUREY ». Ouagadougou 2iE, octobre 2018
[6] Georges PODA, « Ingénierie des réseaux électriques », cours 2ie Ouagadougou 2017
[7] MOUSTAPHA Alioum, « Projet d’alimentation électrique de la localité de YABA », 2ie
Ouagadougou 2010
[8] Jean-Jacques GRAFF, « Calcul électrique des câbles », Cours 2ie TOME 2 Ouagadougou
octobre 2009
[9] Jean-Jacques GRAFF, « Calcul mécanique des lignes aériennes », cours 2ie TOME 2
Ouagadougou octobre 2009
[10] Manuel Marcelino MADECA, « étude technique d’alimentation de postes HTA/BTA dans
la ville de Ouagadougou : CAS DU POSTE 122 A NONSIN ». Ouagadougou 2iE, Janvier 2019
[11] GROUPE SCHNEIDER : GEf.02 c, « transformateurs de distribution HTA/BT
transformateurs immergés de type cabine de 100 à 3150 kVA - isolement < 24 kV / 400V
normes CEI ».
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X. ANNEXES
ANNEXE 1: DEVIS POSTE EN CABINE ------------------------------------------------------------------------------- II
ANNEXE 2: DEVIS LIGNE MT ET SOUTERRAINE ------------------------------------------------------------------ III
ANNEXE 3:DEVIS DU RESEAU BT---------------------------------------------------------------------------------- IV
ANNEXE 4:IACM ---------------------------------------------------------------------------------------------------- V
ANNEXE 5: CELLULE MT ------------------------------------------------------------------------------------------ VI
ANNEXE 6: TRANSFORMATEUR ----------------------------------------------------------------------------------- VII
ANNEXE 7: TABLEAU DES MOMENTS ELECTRIQUE POUR LES CHUTES DE TENSION MT -------------------- VIII
ANNEXE 8: TABLEAU DES MOMENTS ELECTRIQUE POUR LES CHUTES DE TENSION BT ----------------------- IX
ANNEXE 9: PLAN DE MASSE DE LA ZONE D’ETUDE --------------------------------------------------------------- X
ANNEXE 10:PLAN ZONE_1 ----------------------------------------------------------------------------------------- XI
ANNEXE 11: PLAN ZONE_2 --------------------------------------------------------------------------------------- XII
ANNEXE 12: PLAN ZONE_3 -------------------------------------------------------------------------------------- XIII
ANNEXE 13:PLAN ZONE_4 ---------------------------------------------------------------------------------------- XIV
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Annexe 1: Devis poste en cabine
CONSTRUCTION DE 4 POSTES EN CABINE
Désignation Quantité P. Unitaire P. Total
Génie Civil de la cabine
maçonnée type distribution
publique
4 4 500 000 18 000 000
Transformateur 20 kV type
H59 de 630 kVA 1 13 707 069 F 13 707 069 F
Transformateur 20 kV type
H59 de 1000 kVA 3 18 140 280 54 420 840
Cellule protection
transformateur PM 200A -
24kV type SM6
4 4 908 000 19 632 000
Cellule interrupteur IM
400A -24kV type SM6 4 4 359 985 17 439 940
Tableau de distribution T8 -
1800A 4 2 420 634 9 682 536
Montant HT 119 175 316
TVA 19% 22643310
Montant TTC 141 818 626
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iii
Annexe 2: Devis ligne MT et souterraine
Désignation Quantité P. Unitaire P. Total
Construction de la ligne aérienne HTA et souterraine
Désignation Quantité P. Unitaire P. Total
PBA 12m - 1000 daN 2 461 650 923 300
PBA 11m - 800 daN 2 302 922 605 844
PBA 11m - 300 daN 13 180 273 2 343 549
Armement SED 20 kV complets 14 186 847 2 615 858
Câble Alu torsadé souterrain 3 x 150 mm² (ml) 936 25 472 23 841 792
DAS MT 50 mm² 1 142 887 142 887
Grillage avertisseur rouge (ml) 936 330 308 880
Jeu de 3 parafoudres 24 kV + accessoires 1 1 983 775 1 983 775
Boite d'extrémité extérieure pour Câble tripolaire 3x150mm² 1 359 156 359 156
Câble HGE 33 S33 3X150 mm² + 1X70 mm² (ml) 936 13 824 12 939 264
Boite d'extrémité intérieure pour Câble tripolaire 3x150mm² 4 212 176 848 704
Herse double ancrage +6 chaines d'isolateurs à 3 éléments 1 687 988 687 988
Armement 3CUO MT + 6 chaines d'isolateurs à 3 éléments 2 246 141 492 282
Câble Almélec nu 54,6 mm² sur armement rigide (ml) 1727 1 166 2 013 682
Montant HT 50 303 501
TVA 19% 9 557 665
Montant TTC 59 861 166
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iv
Annexe 3:Devis du réseau BT
Construction de la ligne BT aérienne
Désignation Quantité P. Unitaire P. Total
DAS BT S>50 mm² 2 81 263 162 526
PBA 9m - 800 daN 130 235 540 30 620 200
PBA 9m - 500 daN 82 183 883 15 078 406
PBA 9m - 300 daN 325 143 996 46 798 700
Câble isolé torsadé 3x 50 mm +N (ml) 80593,2 4362 351 547 538,4
Câble isolé torsadé 3 x 70 mm² + N (ml) 74107 ,49
5 261
389 879 504,9
Connecteur CM 60 + capot à graisse 250 5 413 1 353 250
Ensemble simple ancrage BT 90 10 125 911 250
Ensemble d'alignement BT 325 9 224 2 997 800
Ensemble double ancrage BT 230 15 002 3 450 460
Confection terre de neutre 96 261 171 25 072 416
Montant HT 867 709 687
TVA 19% 164 864 840,6
Montant TTC 1 032 574 528
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v
Annexe 4:IACM
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vi
Annexe 5: Cellule MT
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vii
Annexe 6: Transformateur
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viii
Annexe 7: Tableau des moments électrique pour les chutes de tension MT
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ix
Annexe 8: Tableau des moments électrique pour les chutes de tension BT
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x
Annexe 9: Plan de masse de la zone d’étude
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xi
Annexe 10:Plan zone_1
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Annexe 11: Plan zone_2
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xiii
Annexe 12: Plan zone_3
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xiv
Annexe 13:Plan zone_4