APD_Postes B Et LP Et Ligne BLP_ Volume 1 Memoire_10108-RP-700-A-provisoire

8/18/2019 APD_Postes B Et LP Et Ligne BLP_ Volume 1 Memoire_10108-RP-700-A-provisoire

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RÉPUBLIQUE DU CAMEROUN

ELECTRICITY DEVELOPMENT CORPORATION

A AA A MENAGEMENT HYDROELECMENAGEMENT HYDROELECMENAGEMENT HYDROELECMENAGEMENT HYDROELECTRIQUETRIQUETRIQUETRIQUE DEDEDEDE LLLLOMOMOMOM PPPP ANGAR ANGAR ANGAR ANGAR

A AA A VANT VANT VANT VANT----PPPPROJETROJETROJETROJET DDDDETAILLEETAILLEETAILLEETAILLE DESDESDESDES PPPPOSTES ET DE LAOSTES ET DE LAOSTES ET DE LAOSTES ET DE LA LLLLIGNE DE TRANSPORTIGNE DE TRANSPORTIGNE DE TRANSPORTIGNE DE TRANSPORT

V VV V OLUMEOLUMEOLUMEOLUME 1111 :::: MMMMEMOIREEMOIREEMOIREEMOIRE

10108-RP-700-A

Octobre 2010


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RÉPUBLIQUE DU CAMEROUN

ELECTRICITY DEVELOPMENT CORPORATION

A AA A MENAGEMENT HYDROELECMENAGEMENT HYDROELECMENAGEMENT HYDROELECMENAGEMENT HYDROELECTRIQUETRIQUETRIQUETRIQUE DEDEDEDE LLLLOMOMOMOM PPPP ANGAR ANGAR ANGAR ANGAR

A AA A VANT VANT VANT VANT----PPPPROJETROJETROJETROJET DDDDETAILLEETAILLEETAILLEETAILLE DESDESDESDES PPPPOSTES ET DE LAOSTES ET DE LAOSTES ET DE LAOSTES ET DE LA LLLLIGNE DE TRANSPORTIGNE DE TRANSPORTIGNE DE TRANSPORTIGNE DE TRANSPORT

V VV V OLUMEOLUMEOLUMEOLUME 1111 :::: MMMMEMOIREEMOIREEMOIREEMOIRE PROVISOIRE

10108101081010810108----RPRPRPRP----700700700700

A. Wiart A 11/10/2010 Première émission

E. Debeire C. Daux C. Daux

Rév. Date Sujet de la révision Rédaction Contrôle Approbation


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AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE DE LOM PANGAR Doc. n°10 108-RP-700-A (Provisoire)AVANT-PROJET DETAILLE DES POSTES ET DE LA LIGNE DE TRANSPORT Sommaire généralVOLUME 1 : MEMOIRE Page 5/196

10108-RP-700-A-provisoire.doc COYNE ET BELLIER Octobre 2010

SOMMAIRE GENERAL

CHAPITRE 1 AVANT-PROPOS ..............................................................................7

1. PRESENTATION DE L’APD LIGNE ET POSTES HT.............................................................. 11

2. CONTEXTE DE L’ETUDE ................................................................................................... 11

3. PRESENTATION DE L’AMENAGEMENT DE LOM PANGAR ..................................................... 13

CHAPITRE 2 DONNEES TECHNIQUES COMMUNES.........................................15

1. NORMES ET CRITERES DE REFERENCE ............................................................................. 19

2. CONDITIONS CLIMATIQUES ET ENVIRONNEMENTALES ........................................................ 19

3. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES GENERALES ................................................................. 24

CHAPITRE 3 POSTES A HAUTE TENSION.........................................................29

1. DESCRIPTION ET STRUCTURE DES SCHEMAS DE POSTES ................................................... 33

2. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES DES EQUIPEMENTS ....................................................... 38

3. AUXILIAIRES DES POSTES HT.......................................................................................... 51

4. PROTECTION ET CONTROLE-COMMANDE DES POSTES HT ................................................. 56

5. SYSTEME DE CONTROLE-COMMANDE ............................................................................... 58

6. TELETRANSMISSION ET TELEPHONIE ................................................................................ 60

7. ECLAIRAGE, VENTILATION ET CONDITIONNEMENT D’AIR, PROTECTION INCENDIE ................. 61

8. CHARPENTES ET PARTIES METALLIQUES .......................................................................... 62

CHAPITRE 4 LIGNE A HAUTE TENSION............................................................65

1. INTRODUCTION ............................................................................................................... 70

2. TRACE DE LA LIGNE ........................................................................................................ 70

3. CABLES ET CONDUCTEURS DE GARDE ............................................................................. 74

4. TEMPERATURES MAXIMALES DES CABLES........................................................................ 78

5. CALCUL DES TENSIONS ET FLECHES DES CABLES............................................................. 79

6. PERTES PAR EFFET COURONNE ....................................................................................... 86

7. NIVEAUX PERTURBATEURS.............................................................................................. 87

8. ISOLATEURS................................................................................................................... 87

9. ACCESSOIRES DES CHAINES D’ISOLATEURS ET DES CABLES ............................................. 93

10. PYLONES ..................................................................................................................... 103

11. DISTANCES DE SECURITE .............................................................................................. 132

12. ACCESSOIRES DES PYLONES......................................................................................... 138

13. MISE A TERRE DES PYLONES ......................................................................................... 141


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AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE DE LOM PANGAR Doc. n°10 108-RP-700-A (Provisoire)AVANT-PROJET DETAILLE DES POSTES ET DE LA LIGNE DE TRANSPORT Sommaire généralVOLUME 1 : MEMOIRE Page 6/196


14. PROTECTION MECANIQUE DES PYLONES ........................................................................ 148

15. FONDATIONS ................................................................................................................ 148

16. MISE EN ŒUVRE

........................................................................................................... 152 CHAPITRE 5 CALENDRIER PREVISIONNEL DES TRAVAUX......................... 155

1. DUREE ESTIMEE DES DIFFERENTES PRESTATIONS........................................................... 159

2. CALENDRIER PREVISIONNEL DES TRAVAUX ....................................................................161

CHAPITRE 6 ESTIMATION DU COUT............................................................... 163

1. GENERALITES............................................................................................................... 166

2. PRIX D’ORDRE UNITAIRES ET HYPOTHESES ..................................................................... 167

3. DEVIS ESTIMATIF DETAILLE ........................................................................................... 168

4. SYNTHESE....................................................................................................................171

ANNEXES ...................................................................................................... 173


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AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE DE LOM PANGAR Doc. n°10 108-RP-700-A (Provisoire)AVANT-PROJET DETAILLE DES POSTES ET DE LA LIGNE DE TRANSPORT Chapitre 1VOLUME 1 : MEMOIRE Page 7/196


Chapitre 1

AVANT-PROPOS


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CHAPITRE 1

AVANT-PROPOS

SOMMAIRE

1. PRESENTATION DE L’APD LIGNE ET POSTES HT.............................................................. 11

2. CONTEXTE DE L’ETUDE ................................................................................................... 11

3. PRESENTATION DE L’AMENAGEMENT DE LOM PANGAR ..................................................... 13


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CHAPITRE 1

AVANT-PROPOS

1. PRESENTATION DE L’APD LIGNE ET POSTES HT

Ce volet présente l’Avant Projet Détaillé des postes et de la ligne de transport du projet LomPangar, dans la région Est du Cameroun.

L’Avant Projet Détaillé est composé de 2 volumes :

- Volume 1 : Mémoire

- Volume 2 : Cahier de plans

Le présent volume est le mémoire et est organisé comme suit :

- Chapitre 1 : Avant-Propos

- Chapitre 2 : Données techniques générales présentant les conditions climatiques etenvironnementales dimensionnantes, ainsi que les caractéristiques techniques

communes des appareillages.

- Chapitre 3 : Postes à Haute Tension présentant la constitution, les caractéristiques etles exigences techniques pour l’aménagement des postes à haute tension.

- Chapitre 4 : Ligne à Haute Tension présentant la constitution, les caractéristiques etles exigences techniques pour l’aménagement des lignes à haute tension.

- Chapitre 5 : Calendrier prévisionnel des travaux

- Chapitre 6 : Estimation du coût

2. CONTEXTE DE L’ETUDE

L’offre d’énergie de la région Est est actuellement assurée par 6 centrales Diesel isolées,exploitées par AES-SONEL et totalisant environ 8 MW pour une production annuelled’environ 30 GWh par an.

La centrale de Bertoua représente 80 % de cette offre (cf. tableau ci-dessous) et alimente unpetit réseau 30 kV interurbain.


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Table 1-1 : Offre d’énergie électrique sur le Réseau Interconnecté Est du Cameroun

Centrale Capacité

Pinst

Productionannuelle

Ea

Chargemaximale

Pmax[kW] [kWh] [kW]

Bertoua 6 400 24 872 164 5 500Bétaré-Oya 158 238 858 76

Garoua-Boulaï 366 681 333 326Lomié 440 320 272 106

Yokadouma 1 040 1 759 618 490Mouloundou 200 220 797 83

TOTAL 7 934 28 093 042 /

Sur une population estimée actuellement à 848 820 habitants environs, près de 320 000habitants seulement vivent dans les zones couvertes par le réseau de AES-SONEL, soit untaux de couverture de 37,7 %. La ville de Bertoua compte à elle seule près de 200 000habitants.

AES-SONEL ne compte que 14 572 abonnés BT dans les localités alimentées et 18abonnés MT dans l’ensemble de la province de l’Est.

Le rendement de distribution est de 65 % au cours des années 2002 et 2003.

Table 1-2 : Energie totale distribuée sur le Réseau Interconnecté Est du Cameroun

Réseau 1999-2000 2000-2001 2002 2003

[MWh] [MWh] [MWh] [MWh]

Moyenne tension 4 613 2 318 2 185 2 233Basse tension 12 921 12 253 14 545 14 835

TOTAL 17 534 14 571 16 730 17 068

La province de l’Est compte environ 15 000 abonnés, pour 850 000 habitants. Le tauxd’accès à l’électricité est estimé à environ 10 %. En outre, 175 auto-producteurs,essentiellement des entreprises forestières, sont installés dans cette région. Ils ont unepuissance installée (Diesel) d’environ 40 MW.

Ces éléments indiquent l’existence d’une demande significative intimement liée à l’offre duréseau.

Après l’examen des différents scénarios, l’option retenue est la construction d’une centralehydroélectrique en pied de barrage de LOM PANGAR et l’équipement d’un poste source90/30 kV à Bertoua desservant le réseau Est.


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La centrale en pied de barrage de LOM PANGAR, prévue pour être réalisée en deux phasessuccessives à la suite de la construction du barrage, sera équipée à terme de 4 groupes de7,5 MW.

A la suite de cet aménagement, les réseaux de distribution existants devront être étendus etrenforcés pour reprendre de nouveaux abonnés. Un certain nombre d’auto-producteurspourront être alimentés.

3. PRESENTATION DE L’AMENAGEMENT DE LOM PANGAR

L’aménagement de LOM PANGAR assure un rôle de régulation des apports du Lom et du

Pangar avec pour objectif principal d’augmenter le débit garanti disponible aux usineshydroélectriques de Songloulou, d’Edea et de Nachtigal située à l’aval du site.

En dehors des périodes de régulation, le bief aval sera alimenté par le débit réservé.

Lors des précédentes phases d’étude, la possibilité d’adjoindre à l’ouvrage de régulation uneusine de pied de capacité compatible avec la demande en Electricité du Réseauinterconnecté Est a été étudiée.

Le Maitre d’Ouvrage a donné son accord pour que ce barrage soit équipé d’une usine depied d’une puissance de l’ordre de 30 MW produite par 4 groupes Francis. Deux groupesseront installés immédiatement et les deux autres dans une phase ultérieure.

L’électricité produite sera évacuée vers le poste de Bertoua par une ligne électrique de90 kV.


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Chapitre 2

DONNEES TECHNIQUES COMMUNES


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CHAPITRE 2


SOMMAIRE

1. NORMES ET CRITERES DE REFERENCE ............................................................................. 19

2. CONDITIONS CLIMATIQUES ET ENVIRONNEMENTALES ........................................................ 19

2.1. Données climatiques............................................................................................ 19 2.1.1. Températures......................................................................................... 20

2.1.2. Vents...................................................................................................... 22

2.1.3. Ensoleillement........................................................................................ 22

2.1.4. Niveau kéraunique ................................................................................. 22

2.1.5. Taux d’humidité relative ......................................................................... 23

2.1.6. Pluies ..................................................................................................... 23

2.1.7. Autres..................................................................................................... 23

2.1.8. Conditions climatiques retenues............................................................. 24

2.2. Conditions d’installation ....................................................................................... 24

3. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES GENERALES ................................................................. 24

3.1. Coordination des isolements et dispositions constructives................................... 25

3.2. Caractéristiques des équipements haute tension................................................. 27


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CHAPITRE 2


1. NORMES ET CRITERES DE REFERENCE

Les caractéristiques essentielles des Ouvrages Electriques doivent être établies suivant lesRègles de l’Art et en conformité avec les normes internationales et françaises en vigueurdans leur dernière édition, publiées par les organismes suivants, par ordre d’importance :

- Commission Electrotechnique Internationale (CEI),

- Association Française de Normalisation (AFNOR) et Union Technique de l’Electricité(UTE),

- Arrêtés Techniques Interministériels français, notamment pour les dispositionsconstructives.

Les normes publiées par les organismes allemand (Verband Deutscher Elektrotechniker –VDE-), britannique (British Standard) et américain (American National Standards Institute)sont également applicables.

Le dimensionnement de l’appareillage et les dispositions constructives de sa mise en œuvresont définis dans le présent volume de l’Avant Projet Détaillé. A défaut les aménagementsseront conçus et réalisés en conformité avec les spécifications techniques citées et lespratiques du Maître d’Ouvrage.

2. CONDITIONS CLIMATIQUES ET ENVIRONNEMENTALES

2.1. Données climatiques

L'établissement d'un projet de ligne nécessite en premier lieu de définir les conditionsclimatiques à retenir. Ces conditions sont prépondérantes pour la conception des ouvrageset notamment pour les études de sélection des conducteurs, des supports et de leursfondations.


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Ces conditions climatiques concernent principalement :

- les températures ;

- l'action du vent ;

- l’ensoleillement.

Elles sont complétées par des paramètres caractéristiques qui ont effet sur le degréd'isolement de la ligne :

- le niveau kéraunique ;

- le taux d'humidité;

- la pollution éventuelle de l'air.

Enfin, les informations données concernant les pluies renseignent les acteurs du projet dansleur évaluation des conditions de terrain et des périodes les plus propices à la constructiondes ouvrages.

2.1.1. Températures

L'évaluation des températures est faite en tenant compte des caractéristiques detempératures de la zone régionale située dans le triangle Lom Pangar – Belabo – Bertoua,sur base des informations publiées par le Centre de Météorologie Nationale du Camerounconsistant en séries des grandeurs suivantes :

- les moyennes mensuelles des minima sous abri ;

- les moyennes mensuelles des maxima sous abri ;

- le minimum absolu sous abri dans le mois ;

- le maximum absolu sous abri dans le mois ;

- les moyennes mensuelles des minima au niveau du sol ;

- les moyennes mensuelles des maxima au niveau du sol ;

- le minimum absolu au niveau du sol dans le mois ;

- le maximum absolu au niveau du sol dans le mois.


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L'analyse statistique de ces séries historiques a permis d'établir les constatations suivantes :

- quel que soit l'endroit de mesure des températures, sous abri ou au niveau du sol, les

températures maximales (29°~36°C) sont atteintes de janvier à avril juste avant lasaison des petites pluies qui s'étend de la mi-mars à mi-mai ;

- les températures minimales (18°C) sont atteintes en août, décembre - mi-mars en pleinmilieu de la saison sèche ;

- les écarts de température sont peu importants, faible amplitude thermique (3°d’écartdans les moyennes) caractéristique d'un climat à caractère équatorial.

Les informations recueillies permettent d'établir, moyennant certaines considérations, lestempératures minimales, moyennes et maximales de la région qui seront prises en compte

pour la conception des ouvrages haute tension, en particulier les lignes aériennes.

En effet, ces températures sont nécessaires pour estimer la température des câbles aériensqui sont situés, dans le cas d'une ligne de tension 90 kV, à des hauteurs variant entre 10 et20 m du sol. A ces altitudes, la température de l'air est différente de celle que l'on peutmesurer sous abri ou au niveau du sol. Elle doit en principe se situer entre les valeursmesurées sous abri et au niveau du sol.

La température maximum de l'air à prendre en considération peut donc être définie commela moyenne arithmétique des maxima absolus.

La température minimum de l'air à prendre en considération peut être définie comme leminimum de la moyenne des minima absolus observés par des mesures au niveau du sol.

La température moyenne de l'air est beaucoup plus délicate à estimer, compte tenu du faitque l'on ne dispose que des moyennes mensuelles des minima et des maxima et que desécarts très importants existent entre ces valeurs.

Il est donc proposé de définir la température moyenne de la région comme la moyenne

arithmétique sur l'année des moyennes mensuelles des minima et des maxima sous abri etau niveau du sol.

La Table 2-1 indique les grandeurs calculées :

Table 2-1 : Températures dans la région de Bertoua

Température minimale 18 °CTempérature moyenne 24 °CTempérature maximale 36 °C


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2.1.2. Vents

La région de Lom Pangar et Bertoua est caractérisée par des vents dominants présentant ladirection SE-SO.

Les séries historiques des vitesses des vents sur la période a permis d'établir la Table 2-2qui donne les moyennes mensuelles des vitesses des vents :

Table 2-2 : Vitesse des vents dans la région de Bertoua (moyennes mensuelles)

Vitesse des vents[m/s]

J F M A M J J A S O N D7,5 7,1 7,0 6,6 7,3 6,5 7,0 6,5 5,6 5,5 5,4 6,8

La vitesse moyenne des vents est de 6,6 m/s. On peut cependant rencontrer des périodesavec des vitesses moyennes de l'ordre de 18 m/s.

Dans les grains, les informations obtenues montrent des vitesses de l'ordre de 30 m/s, ce quicorrespond pratiquement à des rafales de l'ordre de 120 km/h.

2.1.3. Ensoleillement

La moyenne du nombre d’heures d’ensoleillement dans la région varie de 2,8 heures par jouren juillet à 5,9 heures par jour en décembre.

Le niveau d’ensoleillement moyen est de 1 663 heures par an avec une moyenne de 4,6heures de soleil par jour.

2.1.4.

Niveau kéraunique

Le niveau kéraunique correspond au nombre de jours orageux par année en un lieud'observation donné. Le jour orageux étant défini comme le jour pendant lequel un coup detonnerre au moins peut être entendu en un lieu d'observation donné.

Le nombre de coups de foudre par unité de surface au sol (1 km²) et par année (Ns) est tirédu niveau kéraunique (Nk) par la relation :

7

K

S N N = Relation 2-1


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On constate que le niveau kéraunique de la région de Bertoua évolue entre 80 et 100 sur lapériode 1979 -1989. Sa valeur moyenne sur la période est de 90 avec un écart type de 10.

On retiendra donc pour la région une valeur de Ns égale à 15 coups de foudre par km² et parannée.

2.1.5. Taux d’humidité relative

Les informations recueillies montrent que le taux d'humidité relative moyen annuel de larégion est de 69 % et que le taux d’humidité relative moyen mensuel peut varier de 60 % endécembre à 75 % en août.

Dans le milieu de la forêt équatoriale, on retiendra un taux d'humidité relative de 100 %.

2.1.6. Pluies

La région reçoit en moyenne 1 580 mm de pluies par an, soit 132 mm par mois.

Il y a en moyenne 152 jours par an caractérisés par des précipitations supérieures à 0,1 mmet 13 jours par mois de précipitations importantes.

La période la plus sèche est en décembre avec 18 mm de précipitation s’étalant sur 6 jours.La période la plus humide est en octobre avec 297 mm de précipitation s’étalant sur 23 jours.

2.1.7. Autres

L’ensemble des régions au Cameroun n’est pas sujet aux phénomènes liés au froid intense(gelées, verglas, neige, etc.).


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2.1.8. Conditions climatiques retenues

Les conditions climatiques retenues pour la conception et le calcul des ouvrages sontcaractérisées par les grandeurs et valeurs suivantes :

- Température minimum : 18 °C

- Température moyenne : 24 °C

- Température maximum : 36 °C

- Vitesse moyenne des vents : 9 m/s

- Vitesse maximum des vents : 30 m/s

- Taux d'humidité relative de l'air : 100 %

- Niveau kéraunique moyen : 90

2.2. Conditions d’installation

Altitude des ouvrages : 400 à 900 msm

Contaminants atmosphériques :

- Pollutions : Niveau Faible, selon CEI 60 815

- Ligne de fuite spécifique minimale : 20 mm/kV phase à phase

- Fumées industrielles : Aucune

- Brouillards : Aucun

- Embruns salins : Aucun

- Valeurs de l'activité sismique : Activité faible dans la région de Bertoua

3. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES GENERALES

Afin d’assurer une bonne coordination des isolements sur le réseau haute tension et seséventuelles interconnections futures, l’isolement des équipements du réseau haute tensionsera de conception identique à l’isolement des équipements existants de caractéristiquessimilaires. Il sera accordé une attention particulière à la coordination des isolements surl’ensemble des réseaux interconnectés.


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3.1. Coordination des isolements et dispositions constructives

La région de Lom Pangar et Bertoua est très orageuse. Les équipements sont donc soumisà des contraintes de surtensions atmosphériques importantes. Il sera fait emploi d’éclateursou de parafoudre à oxyde de zinc de manière couplée.

Pour les puissances et niveau de tension considérés, la protection par parafoudre n’estéconomiquement intéressante que pour les transformateurs. Ceux-ci sont donc protégés pardes parafoudres placés au plus près des équipements :

- Directement à l’aval des bornes HT des transformateurs de groupe, montés sur la cuvedes transformateurs ;

- En tête de travée de ligne, en amont des équipements, montés sur supportsindépendants.

Les jeux de barres et les matériels des travées sont protégés par des éclateurs équipant leschaînes d’isolateurs aux arrivée et départ de la ligne.

Les éclateurs seront installés en amont des parafoudres afin d’assurer un premier écrêtagedes surtensions venant des câbles de ligne, la surtension étant alors réduite à un niveau nonsévère par le parafoudre immédiatement à l’aval.

Les chaînes d’isolateurs des supports (pylônes et portiques) sont doublées pour les partiessuivantes :

- Portées survolant des passages de voies (routes, voies ferrées) ;

- Arrivées et départs de lignes aériennes depuis les portiques des postes ;

- Câbles tendus à l’intérieur des postes électriques.

Les isolements et des distances d’isolements et de travail à respecter pour la constructiondes équipements du réseau haute tension (90 kV) sont donnés dans la Table 2-3.


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Table 2-3 : Coordination des isolements et dispositions constructives

Paramètre Caractérisation Symbole Unité Valeurs Valeurs Valeurs

[…] Tensionstator

90 kV 30 kV

Tension nominale Composée Un [kV] 6,3 90 30Tension la plus élevée Composée, Ueff Um [kV] 12 123 36Tension de tenueassignée normalisée

Simple

Ueff valeurcommune 28 230 70Courte durée àfréquence industrielle(1 min, à sec et souspluie)

Ueff sur distancesectionnement

Uti [kV]

32 265 80

Ucrête valeurcommune 75 550 170Choc de foudre

(1,2/50 µs, à sec) Ucrête sur distancesectionnement

Utf [kV]85 630 195

Niveau pollution Selon CEI 60 185 Moyen Moyen MoyenLigne de fuitespécifique minimale

Selon CEI 60 185,sur Um

[mm/kV] 20 20 20

mm 240 2460 720Distances d’isolementminimales dans l’air

Phase-Terre Intérieure /Extérieure

mm 120 920 330

Phase-Phase Intérieure mm 120 1 060 380Extérieure mm > 300 1 060 > 300

Distance minimaled’approche DMA

mm 1 000 1 000 1 000

Distance desconducteurs au sol

mm 3 000 3 250 3 000

Accès àl’équipement

mm 3 000 5 000 3 000Distances de travailminimales (zoneopérateur) Travail mm 3 000 3 000 3 000


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3.2. Caractéristiques des équipements haute tension

Basé sur les schémas unifilaires présentés dans le cahier de plans, les équipements desréseaux MT et HT ont les caractéristiques nominales suivantes, présentées dans la Table2-4.

Toutes les caractéristiques demandées dans les normes CEI en vigueur seront à définir etdevront être assignées par les contractants.

Table 2-4 : Caractéristiques des équipements

Paramètre Caractérisation Symbole Unité Valeurs Valeurs Valeurs

[…] Equipementsà la tensionstator

Equipementsà 90 kV

Equipementsà 30 kV

Fréquence nominale fn [Hz] 50 50 50

Tension nominale Composée Un [kV] 6,3 90 30Tension la plus élevée Composée, Ueff Um [kV] 12 123 36Tension de tenueassignée normalisée

Simple

Ueff valeurcommune

Uti [kV] 28 230 70Courte durée àfréquence industrielle(1 min, à sec et souspluie)

Ueff sur distancesectionnement

32 265 80

Ucrête valeurcommune Utf [kV] 75 550 170Choc de foudre(1,2/50 µs, à sec) Ucrête sur distance

sectionnement85 630 195

Courants nominauxcalculés

Valeur normalisée

Jeux de barres Minimum In [A] 4 000 250 A définirTravées lignes Minimum In [A] Sans objet 250 Sans objetTravéestransformateurs

Minimum In [A] 1 650 125 400

Courants de défaut Valeur normaliséeCourant de courtedurée admissible Ieff minimum Ik

[kA] 20 12,5 12,5

Valeur crête du Ik Icrête minimum Ip [kA] 50 31,5 31,5

Niveau de protectionA vérifier et garantir lors de l’étude de

coordination des isolements

ParafoudreNiveau de

protection (max) Utcrête[kV] 45 270 100

Eclateurs Ecartement [mm] Amorçage avant parafoudre


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Chapitre 3

POSTES A HAUTE TENSION


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CHAPITRE 3


SOMMAIRE

1. DESCRIPTION ET STRUCTURE DES SCHEMAS DE POSTES ................................................... 33

1.1. Disposition et structure des postes ...................................................................... 33 1.1.1. Poste de Lom Pangar............................................................................. 33

1.1.2. Poste de Bertoua ................................................................................... 34

1.2. Consistance de la fourniture et des travaux ......................................................... 35

1.3. Description générale et plan d’arrangement des travées ..................................... 36 1.3.1. Plan d’arrangement des travées............................................................. 36

1.3.2. Descriptions particulières ....................................................................... 37

2. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES DES EQUIPEMENTS ....................................................... 38

2.1. Transformateurs de puissance............................................................................. 39 2.1.1. Transformateurs principaux au poste de Lom Pangar ............................ 39

2.1.2. Transformateurs abaisseurs au poste de Bertoua.................................. 40

2.2. Caractéristiques des équipements des postes 90 kV........................................... 40 2.2.1. Sectionneurs .......................................................................................... 41 2.2.2. Disjoncteurs de puissance...................................................................... 41

2.2.3. Transformateurs de courant ................................................................... 43

2.2.4. Transformateurs de tension.................................................................... 43

2.2.5. Circuits bouchon .................................................................................... 44

2.2.6. Parafoudres 90 kV.................................................................................. 45

2.2.7. Connectique haute tension..................................................................... 46

2.2.8. Isolateurs ............................................................................................... 47

2.3. Cellules 30 kV...................................................................................................... 47 2.3.1. Sectionneurs .......................................................................................... 48

2.3.2. Disjoncteurs de puissance...................................................................... 49

2.3.3. Transformateurs de courant ................................................................... 49

2.3.4. Transformateurs de tension.................................................................... 50

2.3.5. Connectique........................................................................................... 51

3. AUXILIAIRES DES POSTES HT.......................................................................................... 51

3.1. Auxiliaires du poste de Lom Pangar..................................................................... 51 3.1.1. Auxiliaires en courant alternatif .............................................................. 51

3.1.2. Auxiliaires en courant continu................................................................. 53

3.2. Auxiliaires au poste de Bertoua............................................................................ 54


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3.2.1. Auxiliaires en courant alternatif............................................................... 54

3.2.2. Auxiliaires en courant continu.................................................................54

3.2.3. Alimentation des auxiliaires .................................................................... 55

4. PROTECTION ET CONTROLE-COMMANDE DES POSTES HT .................................................56

4.1. Protection électriques........................................................................................... 56 4.1.1. Protection des transformateurs de puissance......................................... 57

4.1.2. Protection des jeux de barres.................................................................57

4.1.3. Protection des lignes et câbles isolés HT ...............................................58

5. SYSTEME DE CONTROLE-COMMANDE ...............................................................................58

5.1.1. Description générale ..............................................................................58

5.1.2. Information des agents........................................................................... 59

5.1.3. Appareillage de contrôle et de commande.............................................. 60

6. TELETRANSMISSION ET TELEPHONIE ................................................................................60

7. ECLAIRAGE, VENTILATION ET CONDITIONNEMENT D’AIR, PROTECTION INCENDIE ................. 61

7.1. Eclairage..............................................................................................................61 7.1.1. Eclairage extérieur du poste...................................................................61

7.1.2. Eclairage de l’extension du bâtiment de commande............................... 61

7.2. Conditionnement d’air et ventilation du bâtiment ..................................................62

7.3. Protection incendie ..............................................................................................62

8. CHARPENTES ET PARTIES METALLIQUES .......................................................................... 62

8.1. Charpentes, portiques et supports d’appareillages............................................... 62

8.2. Autres parties métalliques.................................................................................... 63 8.2.1. Caillebotis...............................................................................................63

8.2.2. Supports de câbles isolés....................................................................... 63

8.3. Description détaillée............................................................................................. 63


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CHAPITRE 3


1. DESCRIPTION ET STRUCTURE DES SCHEMAS DE POSTES

1.1. Disposition et structure des postes

1.1.1. Poste de Lom Pangar

Le poste de Lom Pangar est le poste de départ de la ligne 90 kV (HT) reliant l’aménagementau Réseau Interconnecté Est (poste de Bertoua) (voir schéma du réseau interconnecté LT-20-301).

Il est situé en extérieur à la cote +656 m, sur une plateforme prévue à cet effet en rivegauche du fleuve.

Il regroupe les équipements pour le raccordement de l’aménagement au RéseauInterconnecté Est, à partir des transformateurs principaux, ainsi que les équipements basse

tension (BT) nécessaires à son fonctionnement et son exploitation. A cet effet, un bâtimenttechnique est installé à l’entrée sur le côté sud-est du poste.

Le tableau principal moyenne tension (MT, 6,3 kV) regroupant les arrivées des groupes etdéparts en 6,3 kV (voir schéma PL-20-201) est également localisé dans le bâtimenttechnique du poste.

Les plans PL-20-101, PL-20-102 et PL-20-111, et les schémas PL-20-201, PL-20-202 et PL-20-203, montrent la disposition générale, les plans de configuration des travées et lesschémas unifilaires décrivant le poste de Lom Pangar.

Le poste aura la configuration suivante :

- un jeu de barre triphasé HT,

- raccordé aux transformateurs principaux par deux travées « transformateur HT »,

- et desservant la ligne 90 kV par une travée « départ ligne HT ».

Le schéma de puissance est caractérisé par une disposition à phases associées, et les

travées repérées « transformateurs HT » et « départ ligne HT » seront implantées tête-bêche.


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Les conducteurs de liaisons entre les différents appareils de la travée sont fait d’unconducteur similaire à celui courant en ligne, de section supérieure ou égale.

L’ensemble de l’appareillage 90 kV est systématiquement couvert d’un filet de garde(shielding), fait d’un câble de même nature que le câble de garde courant en ligne quiprotège les Ouvrages contre les décharges atmosphériques (Voir section 2.2.7 -Connectique haute tension).

Le poste comporte un bâtiment de relayage local, des charpentes dîtes à échelle et deschâssis-supports métalliques constitués de profilés d’acier IPN galvanisé, un circuit de terrefait d’un maillage de fils de cuivre soudés et enterré à fond de fouille, une piste lourde demanutention du matériel et de caniveaux de câblage basse tension et courant faible et d’uneclôture de défense.

1.1.2. Poste de Bertoua

Le poste de Bertoua est le poste d’arrivée de la ligne 90 kV reliant l’aménagement de LOMPANGAR au Réseau Interconnecté Est.

Actuellement ce poste comprend des cellules 30 kV alimentée par la centrale thermique. Cesinstallations sont en bâtiment. La Figure 3-1 présente l’implantation des équipements actuelsau poste de Bertoua.

Figure 3-1 : Centrale thermique de Bertoua – Implantation des équipements

Piste vers

Deng-Deng

Bertoua à 4km

Départs 30kV

Départ 15kV

Salle des

machines

Bâtiments

administratifs

Cuves à fuel

Bâtimentstechniques

Emplacement du futur poste 90kVNORD


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Le nouveau poste de Bertoua sera construit à proximité immédiate de ces installations. Leposte sera de type extérieur, et il comprendra les équipements de la travée 90 kV d’arrivéede ligne ainsi que deux transformateurs 90 / 30 kV et leurs travées 90 kV.

De même qu’à Lom Pangar, le poste 90 kV aura la configuration suivante :

- un jeu de barre triphasé 90 kV,

- raccordé aux transformateurs principaux par deux travées « transformateur 90 kV »,

- et alimentés par la ligne 90 kV par une travée « arrivée ligne 90 kV ».

Le schéma de puissance est caractérisé par une disposition à phases associées, et lestravées repérées « transformateurs 90 kV » et « arrivée ligne 90 kV » seront implantées tête-bêche.

Les travées 30 kV seront en cellule, installées dans la salle des cellules existante. Unbâtiment technique sera construit dans le poste afin d’abriter les équipements BT et leslocaux d’exploitation.

Les conducteurs de liaisons entre les différents appareils de la travée sont fait d’unconducteur similaire à celui courant en ligne, de section supérieure ou égale.

L’ensemble de l’appareillage 90 kV est systématiquement couvert d’un filet de garde(shielding), fait d’un câble de même nature que le câble de garde courant en ligne quiprotège les Ouvrages contre les décharges atmosphériques. (Voir section 2.2.7).

Le poste comporte un bâtiment de relayage local, des charpentes dites à échelle et deschâssis-supports métalliques constitués de profilés d’acier IPN galvanisé, un circuit de terrefait d’un maillage de fils de cuivre soudés et enterré à fond de fouille, une piste lourde demanutention du matériel et de caniveaux de câblage basse tension et courant faible et d’uneclôture de défense.

1.2. Consistance de la fourniture et des travaux

Les postes HT sont de nouveaux postes, ce niveau de tension n’étant pas encore utilisé surle Réseau Interconnecté Est. Ils seront construits selon les dispositions constructivesdécrites dans le présent APD, et dans les Spécifications attendues dans une phaseultérieure d’études.

Malgré le phasage des travaux d’aménagement du site, le poste de Lom Pangar est prévud’être construit dans sa configuration finale, soit pour accueillir la puissance des quatre (4)

groupes prévus à terme sur l’aménagement de LOM PANGAR.


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La limite du lot Postes se situe :

- En haute tension (90 kV) au support d’ancrage des lignes 90 kV. La descente des

câbles de phase, incluant les isolateurs d’ancrage, est intégrée au lot Postes.- En moyenne tension (6,3 kV) aux arrivée par câbles isolés MT sur les transformateurs

principaux, incluant le raccordement des câbles aux bornes MT.

Le poste 90 kV de Bertoua est prévu d’être construit pour accueillir l’arrivée de la ligne 90 kVissue de l’aménagement de LOM PANGAR et permettre la transmission de la puissanceproduite sur le Réseau Interconnecté Est. Il est donc nécessaire de passer par unetransformation 90 / 30 kV pour atteindre le niveau de tension d’exploitation actuelle duRéseau Interconnecté Est.

La limite de fourniture au poste de Bertoua se situe donc au raccordement des sorties desnouveaux transformateurs de puissance 90 / 30 kV sur le jeu de barres 30 kV existant dansla centrale thermique.

1.3. Description générale et plan d’arrangement des travées

On se reportera à la série des plans PL et PB qui décrivent par le détail l’installation del’appareillage à haute tension dans les travées types de Ligne et de Transformateur pour lespostes 90 kV de Lom Pangar et Bertoua.

1.3.1. Plan d’arrangement des travées

A partir du jeu de barres, on trouve sur la travée transformateur :

- Trois (3) parafoudres à oxyde de zinc 90 kV montés sur la cuve du transformateur,

- Un (1) sectionneur d’isolement tripolaire à ouverture centrale 90 kV, muni d’unsectionneur de mise à la terre,

- Trois (3) transformateurs de courant,

- Un (1) disjoncteur tripolaire, à commande tripolaire, à coupure dans le SF6 et commandemécanique à accumulation d'énergie par ressort,

- Un (1) sectionneur d’isolement tripolaire à ouverture centrale 90 kV.


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A partir du jeu de barres, on trouve sur la travée ligne :

- Un (1) sectionneur d’isolement tripolaire à ouverture centrale 90 kV,

- Un (1) disjoncteur tripolaire, à commande unipolaire permettant le réenclenchementmonophasé, à coupure dans le SF6 et commande mécanique à accumulation d'énergiepar ressort,

- Trois (3) transformateurs de courant,

- Un (1) sectionneur de ligne tripolaire 90 kV, muni d’un sectionneur de mise à la terre,

- Trois (3) transformateurs de tension pour la synchronisation,

- Un (1) circuit bouchon avec condensateur de couplage pour la liaison HF à courant

porteur- Trois (3) parafoudres à oxyde de zinc 90 kV.

1.3.2. Descriptions particulières

Le jeu de barres 90 kV sera de type rigide, posé sur des isolateurs supports. Il sera équipéde trois (3) transformateurs de tension pour les protections, mesures et la synchronisation,installé en extrémité de barres, sur des supports isolateurs indépendants.

Les verrouillages suivants réalisés par serrure seront prévus :

- Accès au transformateur possible uniquement si :

. le disjoncteur côté 6,3 kV est ouvert,

. la sectionneur de terre lié est fermé et verrouillé,

. le disjoncteur côté 90 kV est ouvert,

. le sectionneur d’isolement côté 90 kV est ouvert et verrouillé, et son sectionneur deterre est fermé et verrouillé.

- Accès au disjoncteur possible uniquement si :

. le disjoncteur est ouvert,

. les sectionneurs rotatifs de part et d’autre sont ouverts et verrouillés,

. leurs sectionneurs de terre sont fermés et verrouillés.


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- Accès au jeu de barres possible uniquement si :

. les disjoncteurs transformateurs et ligne sont ouverts,

. les sectionneur rotatifs sont ouverts et verrouillés,

. le jeu de barres est mis à la terre (par l’intermédiaire de tiges de mise à la terre).

Les conducteurs de liaisons entre les différents appareils de la travée sont fait du mêmeconducteur que celui courant en ligne, à savoir un conducteur unique, Almélec homogène decalibre français, référencé Aster de 570mm² de section.

L’ensemble de l’appareillage THT est systématiquement couvert d’un filet de garde(shielding), fait d’un câble de même nature que le câble de garde courant en ligne, à savoirun conducteur Aluminium Acier de calibre français, référencé Phlox de 94mm² de section,qui protège les Ouvrages contre les décharges atmosphériques.

De plus, la travée comporte un bâtiment de relayage local, des charpentes dites à échelle etdes châssis-supports métalliques constitués de profilés d’acier IPN galvanisé (différents decharpentes et châssis composés de treillis métalliques), un circuit de terre fait d’un maillagede fils de cuivre soudés et enterré à fond de fouille, une piste lourde de manutention dumatériel et de caniveaux de câblage basse tension et courant faible et si nécessaire d’uneclôture de défense.

2. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES DES EQUIPEMENTS

Les caractéristiques générales pour les équipements sont données à la section 3 duChapitre 2.

Les caractéristiques particulières des postes extérieurs et de leurs principaux composantssont les suivantes :


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2.1. Transformateurs de puissance

2.1.1. Transformateurs principaux au poste de Lom Pangar

Les deux (2) transformateurs principaux de l’aménagement de Lom Pangar auront lescaractéristiques suivantes :

Table 3-1 : Caractéristiques des transformateurs principaux

Unité

Type Transformateur à enroulements immergés dans l’huilediélectrique

Installation ExtérieurNombre de phases 3Fréquence [Hz] 50Capacité nominale [MVA] 18,4Tension primaire [kV] 6,3Tension secondaire(hors charge)

[kV] 90

Régulation de tension Par régleur hors tension au secondaire :+/- 4 x 2,5% (9 positions)

Couplage [HT / MT]YNd (indice horaire à définir par une étude de coordination sur leréseau interconnecté)

Régime du neutre Secondaire raccordé à la terre

Type derefroidissement ONAN - ONAF

Rendement Supérieur à 99% à capacité nominaleNiveau de bruit(moyen) Inférieur à 85 dB

Sorties primairesSorties secondaires

Bornes embrochables pour câbles isolésPar traversées isolantes de type extérieur

Type de montage Installation sur rails avec sabots de fixation anti-sismiqueHuile diélectrique Shell Diala « C » ou équivalent disponible au Cameroun

Les transformateurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI60 076 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des transformateurs.


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2.1.2. Transformateurs abaisseurs au poste de Bertoua

Les deux (2) transformateurs de puissance au poste de Bertoua auront les caractéristiquessuivantes :

Table 3-2 : Caractéristiques des transformateurs au poste de Bertoua

Unité

Type Transformateur à enroulements immergés dans l’huile diélectriqueInstallation ExtérieurNombre de phases 3Fréquence [Hz] 50Capacité nominale [MVA] 18,4Tension primaire [kV] 90Tension secondaire(hors charge)

[kV] 30

Régulation de tension Par régleur en charge au primaire :+/- 4 x 2,5% (9 positions)

CouplageYNyn (indice horaire à définir par une étude de coordination sur leréseau interconnecté)

Régime du neutre Neutres primaire et secondaire raccordés à la terreType derefroidissement

ONAN - ONAF

Rendement Supérieur à 99% à capacité nominaleNiveau de bruit(moyen) Inférieur à 85 dBSorties primairesSorties secondaires

Par traversées isolantes de type extérieurBornes embrochables pour câbles isolés

Type de montage Installation sur rails avec sabots de fixation anti-sismiqueHuile diélectrique Shell Diala « C » ou équivalent disponible au Cameroun

Les transformateurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI60 076 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des transformateurs.

2.2. Caractéristiques des équipements des postes 90 kV

Les équipements des postes 90 kV seront de type extérieurs, et auront les caractéristiquesgénérales citées à la section 3 du Chapitre 2 et les caractéristiques particulières données ensuivant.

Tous les équipements seront conçus en conformité avec les normes citées au Chapitre 2.


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2.2.1. Sectionneurs

La liaison entre chaque disjoncteur et le jeu de barres se fera par l'intermédiaire d'unsectionneur de barres tripolaire à commande électrique et manuelle en secours.

La liaison entre chaque disjoncteur et départ ligne ou transformateur se fera parl'intermédiaire d'un sectionneur tripolaire à commande électrique et manuelle en secoursmuni d’un couteau de terre pour permettre la consignation de la ligne ou destransformateurs.

Table 3-3 : Caractéristiques des sectionneurs 90 kV

Description Unité ValeursSectionneur de barresType 3 * 1 Sectionneur unipolaireInstallation ExtérieureCourant assigné en service continu [A] 630Sectionneur de mise à la terre NonVerrouillage OuiType de commande Motorisée avec manivelle de secoursMontage Sur châssis support fourni

Sectionneur de ligne et transformateur

Type 3 * 1 Sectionneur unipolaire

Installation ExtérieureCourant assigné en service continu [A] 630Sectionneur de mise à la terre OuiVerrouillage OuiType de commande Motorisée avec manivelle de secoursMontage Sur châssis support fourni

Tension du moteur de manœuvres [Vcc] 48Nombre prévisionnel de manœuvres 250Service entre deux entretiens An 5 ou 5 000 manœuvresPortage de barres omnibus Non requis

Les sectionneurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI62 271 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des sectionneurs.

2.2.2. Disjoncteurs de puissance

Les disjoncteurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI 62 271et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des disjoncteurs.


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Table 3-4 : Caractéristiques des disjoncteurs 90 kV

Description Unité Valeurs

Disjoncteurs travée ligneType TripolaireClasse ExtérieurCoupure Dans gaz SF6Courant assigné en service continu [A] 630Pouvoir de coupure [kA] 12,5 minimumPouvoir de coupure en discordance de phase [kA] 16 minimumPouvoir de coupure ligne à vide [A]Pouvoir de fermeture en court-circuit [kA]Taux de composante continue [%] A compléter Tension transitoire de rétablissement [kV] 171Durée totale de coupure [s] A compléterSéquence de manœuvreNormale

Sans alimentation auxiliaire

O-0,3 s-FO-3 min-FO

O-FO Temps de court-circuit [s] 1 s (3 s maximum)Verrouillage Oui avec sectionneur d’isolementType de commande Unipolaire, à accumulation d’énergie, motorisée

avec manivelle de secoursNombre de circuit de commande indépendants 2 en déclenchement

1 en enclenchementMontage Sur châssis support fourniDisjoncteur travée transformateurType TripolaireClasse ExtérieurCoupure Dans gaz SF6Courant assigné en service continu [A] 630

Pouvoir de coupure [kA] 12,5 minimumPouvoir de coupure en discordance de phase [kA] 16 minimumPouvoir de coupure ligne à vide [A]Pouvoir de fermeture en court-circuit [kA]Taux de composante continue [%] A compléter Tension transitoire de rétablissement [kV] 171Durée totale de coupure [s] A compléterSéquence de manœuvreNormaleSans alimentation auxiliaire

O-0,3 s-FO-3 min-FOO-FO

Temps de court-circuit [s] 1 (3 maximum)Verrouillage Oui avec sectionneur d’isolementType de commande Tripolaire, à accumulation d’énergie, motorisée avec

manivelle de secours

Nombre de circuit de commande indépendants 2 en déclenchement1 en enclenchement

Montage Sur châssis support fourniTension du moteur de manœuvres [Vcc] 48Niveau d’isolement circuits auxiliaires [V] 1 000 minimumNombre de contacts auxiliaires de réserve 10 contacts NF et 10 contacts NO par pôle pour

répétition de position fermée10 contacts NF et 10 contacts NO par pôle pourrépétition de position ouverte

Nombre prévisionnel de manœuvres 250Service entre deux entretiens An 5 ou 5 000 manœuvresPortage de barres omnibus Non requis


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2.2.3. Transformateurs de courant

A l’exception de ceux prévus dans les cellules 30 kV, les transformateurs de courant sont detype extérieur, à bain d’huile et installés en jeu triphasé optimisé selon leurs caractéristiquesintrinsèques. Les réducteurs de mesure unipolaires sont des transformateurs magnétiquesconventionnels.

Les fonctions peuvent être regroupées dans un seul transformateur à noyaux multiples, dansla limite de 4 enroulement par transformateur maximum. Les noyaux seront couplés enétoile.

Chaque protection de distance ou différentielle aura un enroulement dédié, séparé de

l’enroulement remplissant les autres fonctions de protection. Un même enroulement nepourra pas remplir des fonctions de mesure et de protection.

Les caractéristiques des transformations de mesure de courant sont les suivantes :

Table 3-5 : Caractéristiques des transformateurs de courant

Fonction Rapport detransformation

Puissance Classes deprécision

[A/A] [VA]

Côté travées lignes 90 kVProtection ligne 250 / 1 30 X (selon BS)Mesure et comptage ligne 250 / 1 10 0,2Protection différentielle de barres 250 / 1 30 10PCôté travées transformateurs 90 kV

Protection différentielle transformateur 125 / 1 30 X (selon BS) Protection différentielle de barres 125 / 1 30 X (selon BS) Protection transformateur 125 / 1 30 5P15

Les transformateurs de courant seront dimensionnés pour supporter un courant permanentsupérieur à 1,2*In sans surchauffe.

Les transformateurs de courant seront en conformité avec les normes CEI, notamment lanorme CEI 60 044 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs destransformateurs de mesure.

2.2.4. Transformateurs de tension

A l’exception de ceux prévus dans les cellules 30 kV, les transformateurs de tension sont detype extérieur, à bain d’huile et installés en jeu triphasé optimisé selon leurs caractéristiques


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intrinsèques. Les réducteurs de mesure unipolaires sont des transformateurs magnétiquesconventionnels.


Un même enroulement ne pourra pas remplir des fonctions de mesure et de protection.

Les caractéristiques des transformations de mesure de tension sont les suivantes :

Table 3-6 : Caractéristiques des transformateurs de tension



[V//V] [VA]

Travées lignes 90 kV

Protection ligne 90 000 / √3 // 100 / √3 50 0,5Mesure et comptage ligne 90 000 / √3 // 100 / √3 50 0,5Jeu de barres 90 kV

Protection 90 000 / √3 // 100 / √3 50 0,5Mesure et comptage 90 000 / √3 // 100 / √3 50 0,5

Les transformateurs de tension seront conçus pour supporter une tension en continusupérieure à la tension nominale de 20 % minimum. Cette valeur pourra être supérieure,notamment sur courte durée (facteur de tension 1,2 Un minimum en continu, 1,5 Unminimum sur courte durée).

Les transformateurs de tension seront en conformité avec les normes CEI, notamment lanorme CEI 60 044 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs destransformateurs de mesure.

2.2.5. Circuits bouchon

Les circuits bouchons seront placés en tête de travée arrivée ligne sur le transformateur detension de la phase médiane.


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Ils auront les caractéristiques suivantes :

Table 3-7 : Caractéristiques des circuits bouchons

Description Impédance[mH]

Inductance nominale de la bobine principale 0,2Impédance minimale de blocage des signaux entre 40 et 500 kHz 600

Les circuits bouchons seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI60 353 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des circuits bouchons.

2.2.6. Parafoudres 90 kV

Les transformateurs de puissance sont protégés contre les surtensions par des parafoudres,placés entre les phases et la terre aux bornes 90 kV des transformateurs. Ils seront installéssur les cuves des transformateurs et raccordés aux bornes par barres rigides.

Les autres équipements des postes sont également protégés contre les surtensions par desparafoudres placés entre les phases et la terre en tête de travée de ligne 90 kV, en amont detous les équipements. Ils seront installés indifféremment sur des supports isolantsindépendants placés en tête de travée, ou sur le support d’ancrage en extrémité de la ligne.

Note : La coordination des différents systèmes de protection et d’isolement devra êtreréalisée avec soin. A cet effet, les caractéristiques données dans le présent documentdevront être vérifiées lors des études de conception.

Les caractéristiques des parafoudres sont les suivantes :

Table 3-8 : Caractéristiques des parafoudres 90 kV

Description Unité Valeurs

Type Parafoudre à résistance variable, à oxyde de zincMise à la terre DirecteTension assignée [kV] < 90Tension du réseauTension la plus élevée

[kV]90123

Ligne de fuite minimale A définirCourant nominal de décharge A définirTension résiduelle A définirCompteur de décharge OuiMontage Extérieur


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Les parafoudres seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI 60 099et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des parafoudres.

2.2.7.

Connectique haute tension

Les équipements des travées 90 kV sont connectés entre eux à l’aide de connecteurs semi-rigides fixés sur les plages de raccordement, ou, lorsque cela s’avère nécessaire, deconnecteurs rigides tubulaires.

Ces connecteurs rigides seront notamment choisis pour le raccordement des sectionneursde barres, passant sous ce dernier à une distance suffisante pour respecter l’isolement. Cesconnexion seront alors raccordées au jeu de barre à l’aide de connexions souples

boulonnées.

Les jeux de barres seront également de type conducteurs tubulaires rigides, et calculés pourtenir les échauffements et les contraintes électrodynamiques dues au courant de court-circuitcompte tenu des distances entre phases et des portées entre supports.

Pour les franchissement de voies de circulation, on utilisera les câbles tendus entre lesportiques situés de part et d’autre des travées. Les descentes des câbles de phase serontalors réalisées à l’aide de câbles souples identiques aux câbles tendus, et raccordés auxéquipements à l’aide des plages de raccordement prévues à cet effet.

Enfin, des câbles de garde seront tendus au-dessus des équipements sous tension afin deles prémunir contre les coups de foudres directs. Ces câbles seront identiques aux câbles degarde non équipés de fibres optiques utilisés sur les lignes aériennes.

Les caractéristiques des conducteurs décrits sont les suivantes :

Table 3-9 : Caractéristiques des connecteurs 90 kV

Description Unité ValeursConnexions souples et semi-rigidesComposition Conducteurs homogènes en alliage d’aluminiumAlliage AlmélecSection [mm²] > 366 à confirmer Connexions en tubes

Composition Conducteurs tubulaires en alliage d’aluminiumAlliage AGSDiamètre extérieur [mm] 50 à confirmer

Epaisseur [mm]


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2.2.8. Isolateurs

Les équipements haute tension seront montés sur des supports isolants de type colonnesrigides. Les dimensions de ces supports permettront d’obtenir les lignes de fuites etdistances d’isolement préconisés ci-avant et dans les normes CEI en vigueur.

Les colonnes isolantes seront installées sur des châssis supports (voir ci-après).

Les câbles de phase tendus seront ancrés sur les portiques par l’intermédiaire de chaînesd’isolateurs d’ancrage constituées de 7 isolateurs U100 BS.

2.3. Cellules 30 kV

Les équipements 30 kV pour le raccordement de la nouvelle ligne 90 kV au poste de Bertouaseront en cellules, installées à côté des cellules existantes.

Ces équipements auront les caractéristiques générales citées au Chapitre 2 et lescaractéristiques particulières données en suivant.

Note : les nouvelles cellules 30 kV seront conçues pour pouvoir se raccorder au jeu debarres 30 kV existant, si cela s’avère possible compte-tenu des caractéristiques des cellulesexistantes. A cet effet, et avant tout, une vérification de l’état général des installations et deleurs caractéristiques nominales sera faite pour valider la faisabilité de ce schéma deraccordement. Les caractéristiques données ci-après seront adaptées en fonction desdonnées ainsi vérifiées.

Tous les équipements seront conçus en conformité avec les normes citées au Chapitre 2.


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2.3.1. Sectionneurs

Table 3-10 : Caractéristiques des sectionneurs 30 kV

Sectionneur de barres

Type 3 * 1 Sectionneur unipolaireInstallation En celluleCourant assigné en service continu [A] 630Sectionneur de mise à la terre NonVerrouillage OuiType de commande Motorisée avec manivelle de secoursIndicateur de position Visible facilement depuis l’accès opérateurSectionneur de transformateur

Type 3 * 1 Sectionneur unipolaireInstallation ExtérieureCourant assigné en service continu [A] 630Sectionneur de mise à la terre OuiVerrouillage OuiType de commande Motorisée avec manivelle de secoursIndicateur de position Visible facilement depuis l’accès opérateur

Tension du moteur de manœuvres [Vcc] 48Nombre prévisionnel de manœuvres 250Service entre deux entretiens An 5 ou 5 000 manœuvres

Les sectionneurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI62 271 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des sectionneurs.


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2.3.2. Disjoncteurs de puissance

Table 3-11 : Caractéristiques des disjoncteurs 30 kV

Disjoncteur travée transformateur

Type TripolaireClasse ExtérieurCoupure Dans gaz SF6Courant assigné en service continu [A] 630Pouvoir de coupure [kA] 12,5 minimum

Pouvoir de coupure en discordance de phase [kA]16 minimum (à vérifier avec le Icc total calculé àBertoua)

Pouvoir de coupure ligne à vide [A]Pouvoir de fermeture en court-circuit [kA]

Taux de composante continue [%] A compléter Tension transitoire de rétablissement [kV] 62 Durée totale de coupure [s] A compléterSéquence de manœuvreNormaleSans alimentation auxiliaire

O-0,3 s-FO-3 min-FOO-FO

Temps de court-circuit [s] 1 (3 maximum)Verrouillage Oui avec sectionneur d’isolement

Type de commandeTripolaire, à accumulation d’énergie, motoriséeavec manivelle de secours

Nombre de circuit de commande indépendants 2 en déclenchement

1 en enclenchementIndicateur de position Visible facilement depuis l’accès opérateur

Tension du moteur de manœuvres [Vcc] 48Niveau d’isolement circuits auxiliaires [V] 1 000 minimum

Nombre de contacts auxiliaires de réserve

10 contacts NF et 10 contacts NO par pôle pourrépétition de position fermée10 contacts NF et 10 contacts NO par pôle pourrépétition de position ouverte

Nombre prévisionnel de manœuvres 250Service entre deux entretiens An 5 ou 5 000 manœuvres

Les disjoncteurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI 62 271et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des disjoncteurs.

2.3.3. Transformateurs de courant



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Chaque protection de distance ou différentielle aura un enroulement dédié, séparé del’enroulement remplissant les autres fonctions de protection. Un même enroulement nepourra pas remplir des fonctions de mesure et de protection.

Les caractéristiques des transformations de mesure de courant sont les suivantes :

Table 3-12 : Caractéristiques des transformateurs de courant



[A/A] [VA]

Côté travées transformateurs 30 kV

Protection différentielle transformateur 400 / 1 30 X (selon BS)

Protection différentielle de barres 400 / 1 30 X (selon BS) Protection transformateur 400 / 1 30 5P15Mesure et comptage 400 / 1 10 0,2

Les transformateurs de courant seront dimensionnés pour supporter un courant permanentsupérieur à 1,2*In sans surchauffe.

Les transformateurs de courant seront en conformité avec les normes CEI, notamment lanorme CEI 60 044 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs destransformateurs de mesure.

2.3.4. Transformateurs de tension

La présence d’un transformateur de tension sur le jeu de barres 30 kV actuel sera vérifiée.Ses caractéristiques et son état général seront relevés afin de contrôler son adéquation avecles besoins de mesure après l’ajout des nouvelles cellules 30 kV.

Les caractéristiques souhaitées des transformations de mesure de tension sont lessuivantes :

Table 3-13 : Caractéristiques des transformateurs de tension



[V//V] [VA]

Jeu de barres 30 kV

Protection 30 000 / √3 // 100 / √3 50 0,5Mesure et comptage 30 000 / √3 // 100 / √3 50 0,5


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Les transformateurs de tension seront conçus pour supporter une tension en continusupérieure à la tension nominale de 20 % minimum. Cette valeur pourra être supérieure,notamment sur courte durée (facteur de tension 1,2 Un minimum en continu, 1,5 Un

minimum sur courte durée).

Les transformateurs de tension seront en conformité avec les normes CEI, notamment lanorme CEI 60 044 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs destransformateurs de mesure.

2.3.5. Connectique

Les connections du poste 90 kV sont similaires aux connections au poste de Lom Pangar.

Les transformateurs de puissance seront raccordés aux cellules 30 kV par l’intermédiaire decâbles isolés posés en fond de caniveau, entre l’emplacement des transformateurs et lebâtiment existant destiné à abrité les nouvelles cellules 30 kV.

Ces câbles isolés auront pour caractéristiques :

Table 3-14 : Caractéristiques des câbles isolés 30 kV

Description Unité ValeursType Câble unipolaire isoléTension Nominale Uo/U 18 / 33 kVNature du conducteur AluminiumSection âme [mm²] 95 ou 150 à confirmer

IsolementSynthétique, sec, en polyéthylèneréticulé

Ecrans semi-conducteurs sur âme et enveloppeisolante

Extrudés

Ecran métallique sur chaque conducteur Double bande isolante en aluminiumGaine extérieure PVC

3. AUXILIAIRES DES POSTES HT

3.1. Auxiliaires du poste de Lom Pangar

3.1.1. Auxiliaires en courant alternatif

Les auxiliaires à courant alternatif du poste HT seront alimenté par des boucles issues dutableau 400 V CA situé dans le local MT / BT du bâtiment technique du poste.


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Ce tableau est alimenté par deux arrivées depuis le tableau général des auxiliaires CA usine(plan PL-20-204), dont l’une secourue issue du tableau des auxiliaires essentiels, et l’autreissue du tableau des auxiliaires non essentiels.

Le tableau des auxiliaires de poste sera dimensionné pour l’alimentation des bouclessuivantes :

- Armoire des transformateurs principaux (TR1 et TR2 indépendamment)

- Moteurs des équipements de sectionnement, interruption des travées (travées Ligne,TR1 et TR2 indépendamment)

- Armoire des protections et du contrôle-commande des travées (deux (2) bouclesredondantes alimentant l’ensemble des armoires)

- Résistance de chauffage et éclairage des armoires électriques des équipements

- Eclairage et prises de courant du bâtiment technique

- Eclairage extérieur du poste

- Climatisation du bâtiment technique (deux (2) boucles redondantes)

- Prises de courant pour le traitement d’huile des transformateurs

- Réserves (deux (2) réserves seront équipées).

Chaque départ de boucle et chacune des deux arrivées sera protégée par un disjoncteur BT.

Les mesures suivantes seront prises sur les arrivées et le tableau 400 V CA :

Table 3-15 : Mesures sur le tableau des auxiliaires 400 V CA

Description Comptage / Contrôle Unité Valeurs

Transformateur de tension arrivées :

Trois (3) transformateurs par arrivée [V // V]

400 / √3 // 100 / √3

Cl : 0,530 VA

Transformateur de courant arrivées :Trois (3) transformateurs par arrivée

Puissance active

Puissance réactive

Courant[A / A]

160 / 5Cl : 130 VA

Transformateurs de tension tableau Tension [V // V]400 / √3 // 100 / √3Cl : 0,530 VA


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3.1.2. Auxiliaires en courant continu

Les services auxiliaires à courant continu du poste HT nécessiteront :

- une tension 48 volts pour l'alimentation des commandes, des signalisations et decertains circuits de puissance (petits moteurs, etc.),

- une tension 48 volts pour l'alimentation des installations de télécommunication et detéléphonie.

Le tableau 48 Vcc pour l’alimentation des commandes, signalisations et petits circuits depuissance des tranches du poste ainsi que le tableau 48 Vcc pour l’alimentation desinstallations de télécommunication et de téléphonie (48T) sont situés dans la salle MT/BT du

bâtiment technique du poste.

Le tableau 48 Vcc de tranches est alimenté par deux boucles issues du tableau général desauxiliaires 48 Vcc situé dans l’usine (voir plan PL-20-205 et PL-20-206) et une batterielocalisée dans une salle dédiée du bâtiment technique. Les caractéristiques de la batterieseront :

- type nickel-cadmium, stationnaire,

- 38 éléments d'une capacité de 250 Ah,

- tension de floating entre 47 et 128 volts,- montées sur chantier en bois dur traité, recouvert de peinture anti acide.

Une résistance mobile de décharge pourra être branchée sur un départ spécifique pourréaliser la décharge de la batterie.

La tension normalisée pour l’alimentation des auxiliaires de poste est de 48 Vcc, avec deslimites de variation de 42 à 58 Vcc.

Le tableau 48 Vcc des télécommunications est alimenté depuis le tableau des auxiliaires CAgénéraux par l’intermédiaire de deux chargeurs 48 V, 100 A.

Tous les départs 48 Vcc sont protégés par des disjoncteurs miniatures. Les mesures(courant, tension, puissance) sont renvoyées vers le superviseur.


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AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE DE LOM PANGAR Doc. n°10 108-RP-700-A (Provisoire)AVANT-PROJET DETAILLE DES POSTES ET DE LA LIGNE DE TRANSPORT

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APD_Postes B Et LP Et Ligne BLP_ Volume 1 Memoire_10108-RP-700-A-provisoire