etude d’electrification de la cite gobir

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

------------------------------------------------------------------

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]

ETUDE D’ELECTRIFICATION DE LA CITE GOBIR AU NIGER

Yacouba Chaoulani Adamou Promotion[2018/2019]

i

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



ii

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.



iii

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



iv

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



v

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



vi

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



vii

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 16:VALEUR DES COURANTS DE LIGNE PAR ZONE ...................................................................... 50

TABLEAU 17:VALEUR DE COURANT ADMISSIBLE PAR SECTION DE CONDUCTEUR ..................................... 50



viii

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



1

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



2

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



3

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.



4

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



5

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




Figure 2: présentation de la zone d’étude



6

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



7

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.



8

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



9

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



10

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).



11

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]



12

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]



13

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



14

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]



15

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



16

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)



17

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



18

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 :



19

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



20

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.



21

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



22

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.



23

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



24

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



25

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



26

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



27

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.


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



28

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



29


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



30

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




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.



31

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.



32

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



33

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



34

→ 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%



35

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



36

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



37

Calcul dans l'hypothèse B

= 15 oc

= 180 Pa (1 Pa = N/m²)


= = 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


𝟐𝟒𝑻𝒊𝟐 – 𝒕𝒊 + 𝛼E (𝜽𝒇 - 𝜽𝒊)

B = 𝐚𝐞


𝟐𝟒


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



38

Calcul de (pour le deuxième canton → = 86,99 m)


= 25 oc

= 580 Pa (1 Pa = N/m²)


= = 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


𝟐𝟒𝑻𝒊𝟐 – 𝒕𝒊 + 𝛼E(𝜽𝒇 - 𝜽𝒊)

B = 𝐚𝐞


𝟐𝟒


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



39


= 15 oc

= 180 Pa (1 Pa = N/m²)


= = 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



B = 𝐚𝐞


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)


= 25 oc



40

= 580 Pa (1 Pa = N/m²)


= = on a alors :

𝑚𝑓 = √(58×0,00945)2+(0,00273×54,6)²

0,00273×54,6 = 3,81


( +A) = B → tf = √B

(tf+A)

Avec : A = 𝐚𝐞



B = 𝐚𝐞


𝟐𝟒


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


= 15 oc

= 180 Pa (1 Pa = N/m²)




41

= = on a alors :

𝑚𝑓 = √(18×0,00945)2+(0,00273×54,6)²

0,00273×54,6 = 1,52


( +A) = B → tf = √B

(tf+A)

Avec : A = 𝐚𝐞



B = 𝐚𝐞


𝟐𝟒


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



42

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


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


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



Données :

f = 0,94 m ; 𝑡𝐵= 8, 43 daN.




43

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


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



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



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



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





44

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 :


Données :


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


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 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



FA = FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x ((86 +80)/2) x 3 =136,47daN



45

→ FA = 136,47daN



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



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 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


FA = FVA = 58 x D. n (a1 + a2)/2 =58 x 9, 45.10-3x 80 x 3 =131,54daN

→ FA = 131,54daN



Données



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



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



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



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 N°14, 15(portée égale)

Données

f = 0, 94 m


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



47



FA= FVA = 58 x D. n ×3 =58 x 9, 45.10-3x 80 x 3 =131,54daN

→ FA = 131,54daN



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



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


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



48

H = (6 + 0,80 + 0.5) x 10/9 = 8,41 m soit 11 m


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



49

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 :



6 325 1950

Puissance foisonnée (kW) 780

Puissance apparente (kVA) 866,6


→Zone 3 :



6 230 1380

Puissance foisonnée (kW) 552



→Zone 4 :



6 323 1938

Puissance foisonnée (kW) 775,2





50

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



8 = 156,36 A

Ce courant sera évacué par un câble aluminium torsadé de 50mm2.



51

c. pour la zone 3

885,27



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



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 :




→ 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



52

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 :




→ P = 29×6×0,40= 70 kW


sera alors :

M=P×L= 70×0,562 = 39,34 kW.km


→U%= 39,34

13,2 = 2,98%

Pour la Zone 4 :




→ P = 41×6×0,40= 99 kW


sera alors :

M=P×L= 99×0,527= 52,17 kW.km


→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.



53

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.



54

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



55

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 ».



i

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



ii

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



iii

Annexe 2: Devis ligne MT et souterraine


Construction de la ligne aérienne HTA et souterraine


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


TVA 19% 9 557 665

Montant TTC 59 861 166



iv

Annexe 3:Devis du réseau BT

Construction de la ligne BT aérienne


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


TVA 19% 164 864 840,6

Montant TTC 1 032 574 528



v

Annexe 4:IACM



vi

Annexe 5: Cellule MT



vii

Annexe 6: Transformateur



viii

Annexe 7: Tableau des moments électrique pour les chutes de tension MT



ix

Annexe 8: Tableau des moments électrique pour les chutes de tension BT



x

Annexe 9: Plan de masse de la zone d’étude



xi

Annexe 10:Plan zone_1



xii

Annexe 11: Plan zone_2



xiii

Annexe 12: Plan zone_3



xiv

Annexe 13:Plan zone_4

etude d’electrification de la cite gobir

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