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RÉPUBLIQUE DU CAMEROUN
ELECTRICITY DEVELOPMENT CORPORATION
AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE
HYDROELECTRIQUE
DE LOM PANGAR
AVANT-PROJET DETAILLE
DES POSTES ET DE LA LIGNE DE TRANSPORT
VOLUME 1 : MEMOIRE
10108-RP-700-A
Octobre 2010
RÉPUBLIQUE DU CAMEROUN
ELECTRICITY DEVELOPMENT CORPORATION
AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE
HYDROELECTRIQUE
DE LOM PANGAR
AVANT-PROJET DETAILLE
DES POSTES ET DE LA LIGNE DE TRANSPORT
VOLUME 1 : MEMOIRE
PROVISOIRE
1010810108-RPRP-700
A
11/10/2010
Première émission
Rév.
Date
Sujet de la révision
A. Wiart
E. Debeire
C. Daux
C. Daux
Rédaction
Contrôle
Approbation
AMENAGEMENT HYDROELECTRIQUE DE LOM PANGAR
AVANT-PROJET DETAILLE DES POSTES ET DE LA LIGNE DE TRANSPORT
VOLUME 1 : MEMOIRE
Doc. n°10 108-RP-700-A (Provisoire)
Sommaire général
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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
10108-RP-700-A-provisoire.doc
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Sommaire général
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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
COYNE ET BELLIER
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Chapitre 1
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Chapitre 1
AVANT-PROPOS
COYNE ET BELLIER
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Chapitre 1
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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
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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 Lom
Pangar, 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 et
environnementales dimensionnantes, ainsi que les caractéristiques techniques
communes des appareillages.
-
Chapitre 3 : Postes à Haute Tension présentant la constitution, les caractéristiques et
les exigences techniques pour l’aménagement des postes à haute tension.
-
Chapitre 4 : Ligne à Haute Tension présentant la constitution, les caractéristiques et
les 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 annuelle
d’environ 30 GWh par an.
La centrale de Bertoua représente 80 % de cette offre (cf. tableau ci-dessous) et alimente un
petit réseau 30 kV interurbain.
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Chapitre 1
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Table 1-1 : Offre d’énergie électrique sur le Réseau Interconnecté Est du Cameroun
Capacité
Pinst
Centrale
Bertoua
Bétaré-Oya
Garoua-Boulaï
Lomié
Yokadouma
Mouloundou
TOTAL
[kW]
6 400
158
366
440
1 040
200
7 934
Production
annuelle
Ea
[kWh]
24 872 164
238 858
681 333
320 272
1 759 618
220 797
28 093 042
Charge
maximale
Pmax
[kW]
5 500
76
326
106
490
83
/
Sur une population estimée actuellement à 848 820 habitants environs, près de 320 000
habitants seulement vivent dans les zones couvertes par le réseau de AES-SONEL, soit un
taux de couverture de 37,7 %. La ville de Bertoua compte à elle seule près de 200 000
habitants.
AES-SONEL ne compte que 14 572 abonnés BT dans les localités alimentées et 18
abonnés 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
Moyenne tension
Basse tension
TOTAL
1999-2000
[MWh]
4 613
12 921
17 534
2000-2001
[MWh]
2 318
12 253
14 571
2002
[MWh]
2 185
14 545
16 730
2003
[MWh]
2 233
14 835
17 068
La province de l’Est compte environ 15 000 abonnés, pour 850 000 habitants. Le taux
d’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 une
puissance installée (Diesel) d’environ 40 MW.
Ces éléments indiquent l’existence d’une demande significative intimement liée à l’offre du
réseau.
Après l’examen des différents scénarios, l’option retenue est la construction d’une centrale
hydroélectrique en pied de barrage de LOM PANGAR et l’équipement d’un poste source
90/30 kV à Bertoua desservant le réseau Est.
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Chapitre 1
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La centrale en pied de barrage de LOM PANGAR, prévue pour être réalisée en deux phases
successives à la suite de la construction du barrage, sera équipée à terme de 4 groupes de
7,5 MW.
A la suite de cet aménagement, les réseaux de distribution existants devront être étendus et
renforcés pour reprendre de nouveaux abonnés. Un certain nombre d’auto-producteurs
pourront 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 usines
hydroélectriques 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 une
usine de pied de capacité compatible avec la demande en Electricité du Réseau
interconnecté Est a été étudiée.
Le Maitre d’Ouvrage a donné son accord pour que ce barrage soit équipé d’une usine de
pied d’une puissance de l’ordre de 30 MW produite par 4 groupes Francis. Deux groupes
seront installés immédiatement et les deux autres dans une phase ultérieure.
L’électricité produite sera évacuée vers le poste de Bertoua par une ligne électrique de
90 kV.
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Chapitre 2
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Chapitre 2
DONNEES TECHNIQUES COMMUNES
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Chapitre 2
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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
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CHAPITRE 2
1. NORMES ET CRITERES DE REFERENCE
Les caractéristiques essentielles des Ouvrages Electriques doivent être établies suivant les
Règles de l’Art et en conformité avec les normes internationales et françaises en vigueur
dans 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 dispositions
constructives.
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 œuvre
sont définis dans le présent volume de l’Avant Projet Détaillé. A défaut les aménagements
seront conçus et réalisés en conformité avec les spécifications techniques citées et les
pratiques 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 conditions
climatiques à retenir. Ces conditions sont prépondérantes pour la conception des ouvrages
et notamment pour les études de sélection des conducteurs, des supports et de leurs
fondations.
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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 degré
d'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 dans
leur évaluation des conditions de terrain et des périodes les plus propices à la construction
des ouvrages.
2.1.1.
Températures
L'évaluation des températures est faite en tenant compte des caractéristiques de
températures de la zone régionale située dans le triangle Lom Pangar – Belabo – Bertoua,
sur base des informations publiées par le Centre de Météorologie Nationale du Cameroun
consistant 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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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 2
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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 la
saison 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 plein
milieu de la saison sèche ;
-
les écarts de température sont peu importants, faible amplitude thermique (3° d’écart
dans les moyennes) caractéristique d'un climat à caractère équatorial.
Les informations recueillies permettent d'établir, moyennant certaines considérations, les
températures 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 aériens
qui sont situés, dans le cas d'une ligne de tension 90 kV, à des hauteurs variant entre 10 et
20 m du sol. A ces altitudes, la température de l'air est différente de celle que l'on peut
mesurer sous abri ou au niveau du sol. Elle doit en principe se situer entre les valeurs
mesurées sous abri et au niveau du sol.
La température maximum de l'air à prendre en considération peut donc être définie comme
la moyenne arithmétique des maxima absolus.
La température minimum de l'air à prendre en considération peut être définie comme le
minimum 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 fait
que l'on ne dispose que des moyennes mensuelles des minima et des maxima et que des
écarts 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 et
au niveau du sol.
La Table 2-1 indique les grandeurs calculées :
Table 2-1 : Températures dans la région de Bertoua
Température minimale
Température moyenne
Température maximale
COYNE ET BELLIER
18 °C
24 °C
36 °C
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VOLUME 1 : MEMOIRE
2.1.2.
Chapitre 2
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Vents
La région de Lom Pangar et Bertoua est caractérisée par des vents dominants présentant la
direction SE-SO.
Les séries historiques des vitesses des vents sur la période a permis d'établir la Table 2-2
qui donne les moyennes mensuelles des vitesses des vents :
Table 2-2 : Vitesse des vents dans la région de Bertoua (moyennes mensuelles)
J
7,5
F
7,1
M
7,0
A
6,6
M
7,3
Vitesse des vents
[m/s]
J
J
6,5
7,0
A
6,5
S
5,6
O
5,5
N
5,4
D
6,8
La vitesse moyenne des vents est de 6,6 m/s. On peut cependant rencontrer des périodes
avec 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 qui
correspond 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 jour
en 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 4,6
heures de soleil par jour.
2.1.4.
Niveau kéraunique
Le niveau kéraunique correspond au nombre de jours orageux par année en un lieu
d'observation donné. Le jour orageux étant défini comme le jour pendant lequel un coup de
tonnerre 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 tiré
du niveau kéraunique (Nk) par la relation :
NS =
NK
7
COYNE ET BELLIER
Relation 2-1
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 2
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On constate que le niveau kéraunique de la région de Bertoua évolue entre 80 et 100 sur la
période 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 par
année.
2.1.5.
Taux d’humidité relative
Les informations recueillies montrent que le taux d'humidité relative moyen annuel de la
région est de 69 % et que le taux d’humidité relative moyen mensuel peut varier de 60 % en
décembre 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 mm
et 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.).
COYNE ET BELLIER
Octobre 2010
VOLUME 1 : MEMOIRE
2.1.8.
Chapitre 2
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Conditions climatiques retenues
Les conditions climatiques retenues pour la conception et le calcul des ouvrages sont
caractérisées 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 ses
éventuelles interconnections futures, l’isolement des équipements du réseau haute tension
sera de conception identique à l’isolement des équipements existants de caractéristiques
similaires. Il sera accordé une attention particulière à la coordination des isolements sur
l’ensemble des réseaux interconnectés.
COYNE ET BELLIER
Octobre 2010
VOLUME 1 : MEMOIRE
3.1.
Chapitre 2
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Coordination des isolements et dispositions constructives
La région de Lom Pangar et Bertoua est très orageuse. Les équipements sont donc soumis
à des contraintes de surtensions atmosphériques importantes. Il sera fait emploi d’éclateurs
ou de parafoudre à oxyde de zinc de manière couplée.
Pour les puissances et niveau de tension considérés, la protection par parafoudre n’est
économiquement intéressante que pour les transformateurs. Ceux-ci sont donc protégés par
des parafoudres placés au plus près des équipements :
-
Directement à l’aval des bornes HT des transformateurs de groupe, montés sur la cuve
des transformateurs ;
-
En tête de travée de ligne, en amont des équipements, montés sur supports
indépendants.
Les jeux de barres et les matériels des travées sont protégés par des éclateurs équipant les
chaînes d’isolateurs aux arrivée et départ de la ligne.
Les éclateurs seront installés en amont des parafoudres afin d’assurer un premier écrêtage
des surtensions venant des câbles de ligne, la surtension étant alors réduite à un niveau non
sévère par le parafoudre immédiatement à l’aval.
Les chaînes d’isolateurs des supports (pylônes et portiques) sont doublées pour les parties
suivantes :
-
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 construction
des équipements du réseau haute tension (90 kV) sont donnés dans la Table 2-3.
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 2
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Table 2-3 : Coordination des isolements et dispositions constructives
Paramètre
Caractérisation
Symbole
Unité
Valeurs
Tension
stator
6,3
12
Valeurs
Valeurs
90 kV
30 kV
90
123
30
36
28
230
70
32
265
80
75
550
170
85
630
195
Moyen
Moyen
Moyen
[mm/kV]
20
20
20
mm
240
2460
720
mm
120
920
330
mm
mm
120
> 300
1 060
1 060
380
> 300
mm
1 000
1 000
1 000
mm
3 000
3 250
3 000
mm
3 000
5 000
3 000
mm
3 000
3 000
3 000
[…]
Tension nominale
Tension la plus élevée
Tension de tenue
assignée normalisée
Courte durée à
fréquence industrielle
(1 min, à sec et sous
pluie)
Choc de foudre
(1,2/50 µs, à sec)
Niveau pollution
Ligne de fuite
spécifique minimale
Composée
Composée, Ueff
Un
Um
[kV]
[kV]
Uti
[kV]
Simple
Ueff valeur
commune
Ueff sur distance
sectionnement
Ucrête valeur
commune
Ucrête sur distance
sectionnement
Selon CEI 60 185
Selon CEI 60 185,
sur Um
Utf
[kV]
Distances d’isolement
minimales dans l’air
Phase-Terre
Phase-Phase
Distance minimale
d’approche
Distance des
conducteurs au sol
Distances de travail
minimales (zone
opérateur)
Intérieure /
Extérieure
Intérieure
Extérieure
DMA
Accès à
l’équipement
Travail
COYNE ET BELLIER
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VOLUME 1 : MEMOIRE
3.2.
Chapitre 2
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Caractéristiques des équipements haute tension
Basé sur les schémas unifilaires présentés dans le cahier de plans, les équipements des
réseaux MT et HT ont les caractéristiques nominales suivantes, présentées dans la Table
2-4.
Toutes les caractéristiques demandées dans les normes CEI en vigueur seront à définir et
devront être assignées par les contractants.
Table 2-4 : Caractéristiques des équipements
Paramètre
Fréquence nominale
Tension nominale
Tension de tenue
assignée normalisée
Courte durée à
fréquence industrielle
(1 min, à sec et sous
pluie)
Choc de foudre
(1,2/50 µs, à sec)
Courants nominaux
calculés
Jeux de barres
Travées lignes
Travées
transformateurs
Courants de défaut
Courant de courte
durée admissible
Valeur crête du Ik
Caractérisation
Composée
Composée, Ueff
Symbole Unité
fn
Un
Um
Valeurs
Valeurs
Valeurs
Equipements
Equipements Equipements
[…] à la tension
à 90 kV
à 30 kV
stator
[Hz]
50
50
50
[kV]
6,3
90
30
[kV]
12
123
36
Uti
[kV]
Simple
Ueff valeur
commune
Ueff sur distance
sectionnement
Ucrête valeur
commune
Ucrête sur distance
sectionnement
Utf
[kV]
Eclateurs
230
70
32
265
80
75
550
170
85
630
195
Valeur normalisée
Minimum
Minimum
In
In
[A]
[A]
4 000
Sans objet
250
250
A définir
Sans objet
Minimum
In
[A]
1 650
125
400
Ieff minimum
Ik
[kA]
20
12,5
12,5
Icrête minimum
Ip
[kA]
Utcrête
[kV]
Valeur normalisée
Niveau de protection
Parafoudre
28
Niveau de
protection (max)
Ecartement
[mm]
COYNE ET BELLIER
50
31,5
31,5
A vérifier et garantir lors de l’étude de
coordination des isolements
45
270
100
Amorçage avant parafoudre
Octobre 2010
VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 3
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Chapitre 3
POSTES A HAUTE TENSION
COYNE ET BELLIER
Octobre 2010
VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 3
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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
COYNE ET BELLIER
Octobre 2010
VOLUME 1 : MEMOIRE
3.2.1.
3.2.2.
3.2.3.
4.
Chapitre 3
Page 32/196
Auxiliaires en courant alternatif............................................................... 54
Auxiliaires en courant continu................................................................. 54
Alimentation des auxiliaires .................................................................... 55
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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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 3
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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’aménagement
au Réseau Interconnecté Est (poste de Bertoua) (voir schéma du réseau interconnecté LT20-301).
Il est situé en extérieur à la cote +656 m, sur une plateforme prévue à cet effet en rive
gauche du fleuve.
Il regroupe les équipements pour le raccordement de l’aménagement au Réseau
Interconnecté Est, à partir des transformateurs principaux, ainsi que les équipements basse
tension (BT) nécessaires à son fonctionnement et son exploitation. A cet effet, un bâtiment
technique 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 et
départs en 6,3 kV (voir schéma PL-20-201) est également localisé dans le bâtiment
technique du poste.
Les plans PL-20-101, PL-20-102 et PL-20-111, et les schémas PL-20-201, PL-20-202 et PL20-203, montrent la disposition générale, les plans de configuration des travées et les
schémas 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 têtebêche.
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 3
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Les conducteurs de liaisons entre les différents appareils de la travée sont fait d’un
conducteur 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 qui
protège 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 des
châssis-supports métalliques constitués de profilés d’acier IPN galvanisé, un circuit de terre
fait d’un maillage de fils de cuivre soudés et enterré à fond de fouille, une piste lourde de
manutention du matériel et de caniveaux de câblage basse tension et courant faible et d’une
clôture 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 LOM
PANGAR au Réseau Interconnecté Est.
Actuellement ce poste comprend des cellules 30 kV alimentée par la centrale thermique. Ces
installations sont en bâtiment. La Figure 3-1 présente l’implantation des équipements actuels
au poste de Bertoua.
Figure 3-1 : Centrale thermique de Bertoua – Implantation des équipements
Piste vers
Deng-Deng
Emplacement du futur poste 90kV
NORD
Bâtiments
administratifs
Bâtiments
techniques
Salle des
machines
Départs 30kV
Cuves à fuel
Bertoua à 4km
Départ 15kV
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Chapitre 3
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Le nouveau poste de Bertoua sera construit à proximité immédiate de ces installations. Le
poste sera de type extérieur, et il comprendra les équipements de la travée 90 kV d’arrivée
de 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 les
travées repérées « transformateurs 90 kV » et « arrivée ligne 90 kV » seront implantées têtebêche.
Les travées 30 kV seront en cellule, installées dans la salle des cellules existante. Un
bâtiment technique sera construit dans le poste afin d’abriter les équipements BT et les
locaux d’exploitation.
Les conducteurs de liaisons entre les différents appareils de la travée sont fait d’un
conducteur 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 qui
protège 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 des
châssis-supports métalliques constitués de profilés d’acier IPN galvanisé, un circuit de terre
fait d’un maillage de fils de cuivre soudés et enterré à fond de fouille, une piste lourde de
manutention du matériel et de caniveaux de câblage basse tension et courant faible et d’une
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 sur
le Réseau Interconnecté Est. Ils seront construits selon les dispositions constructives
décrites dans le présent APD, et dans les Spécifications attendues dans une phase
ultérieure d’études.
Malgré le phasage des travaux d’aménagement du site, le poste de Lom Pangar est prévu
d’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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Chapitre 3
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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 kV
issue de l’aménagement de LOM PANGAR et permettre la transmission de la puissance
produite sur le Réseau Interconnecté Est. Il est donc nécessaire de passer par une
transformation 90 / 30 kV pour atteindre le niveau de tension d’exploitation actuelle du
Réseau Interconnecté Est.
La limite de fourniture au poste de Bertoua se situe donc au raccordement des sorties des
nouveaux transformateurs de puissance 90 / 30 kV sur le jeu de barres 30 kV existant dans
la 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 de
l’appareillage à haute tension dans les travées types de Ligne et de Transformateur pour les
postes 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’un
sectionneur de mise à la terre,
-
Trois (3) transformateurs de courant,
-
Un (1) disjoncteur tripolaire, à commande tripolaire, à coupure dans le SF6 et commande
mécanique à accumulation d'énergie par ressort,
-
Un (1) sectionneur d’isolement tripolaire à ouverture centrale 90 kV.
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 3
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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 réenclenchement
monophasé, à coupure dans le SF6 et commande mécanique à accumulation d'énergie
par 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 équipé
de 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 de
terre 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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-
Chapitre 3
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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 même
conducteur que celui courant en ligne, à savoir un conducteur unique, Almélec homogène de
calibre 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 savoir
un 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 et
des châssis-supports métalliques constitués de profilés d’acier IPN galvanisé (différents de
charpentes et châssis composés de treillis métalliques), un circuit de terre fait d’un maillage
de fils de cuivre soudés et enterré à fond de fouille, une piste lourde de manutention du
matériel et de caniveaux de câblage basse tension et courant faible et si nécessaire d’une
2. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES DES EQUIPEMENTS
Les caractéristiques générales pour les équipements sont données à la section 3 du
Chapitre 2.
Les caractéristiques particulières des postes extérieurs et de leurs principaux composants
sont les suivantes :
COYNE ET BELLIER
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VOLUME 1 : MEMOIRE
2.1.
2.1.1.
Chapitre 3
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Transformateurs de puissance
Transformateurs principaux au poste de Lom Pangar
Les deux (2) transformateurs principaux de l’aménagement de Lom Pangar auront les
caractéristiques suivantes :
Table 3-1 : Caractéristiques des transformateurs principaux
Unité
Type
Installation
Nombre de phases
Fréquence
Capacité nominale
Tension primaire
Tension secondaire
(hors charge)
[Hz]
[MVA]
[kV]
[kV]
Régulation de tension
Couplage
Régime du neutre
Type de
refroidissement
Rendement
Niveau de bruit
(moyen)
Sorties primaires
Sorties secondaires
Type de montage
Huile diélectrique
[HT / MT]
Transformateur à enroulements immergés dans l’huile
diélectrique
Extérieur
3
50
18,4
6,3
90
Par régleur hors tension au secondaire :
+/- 4 x 2,5% (9 positions)
YNd (indice horaire à définir par une étude de coordination sur le
réseau interconnecté)
Secondaire raccordé à la terre
ONAN - ONAF
Supérieur à 99% à capacité nominale
Inférieur à 85 dB
Bornes embrochables pour câbles isolés
Par traversées isolantes de type extérieur
Installation sur rails avec sabots de fixation anti-sismique
Shell Diala « C » ou équivalent disponible au Cameroun
Les transformateurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI
60 076 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des transformateurs.
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VOLUME 1 : MEMOIRE
2.1.2.
Chapitre 3
Page 40/196
Transformateurs abaisseurs au poste de Bertoua
Les deux (2) transformateurs de puissance au poste de Bertoua auront les caractéristiques
suivantes :
Table 3-2 : Caractéristiques des transformateurs au poste de Bertoua
Unité
Type
Installation
Nombre de phases
Fréquence
Capacité nominale
Tension primaire
Tension secondaire
(hors charge)
Régulation de tension
Couplage
Régime du neutre
Type de
refroidissement
Rendement
Niveau de bruit
(moyen)
Sorties primaires
Sorties secondaires
Type de montage
Huile diélectrique
[Hz]
[MVA]
[kV]
[kV]
Transformateur à enroulements immergés dans l’huile diélectrique
Extérieur
3
50
18,4
90
30
Par régleur en charge au primaire :
+/- 4 x 2,5% (9 positions)
YNyn (indice horaire à définir par une étude de coordination sur le
réseau interconnecté)
Neutres primaire et secondaire raccordés à la terre
ONAN - ONAF
Supérieur à 99% à capacité nominale
Inférieur à 85 dB
Par traversées isolantes de type extérieur
Bornes embrochables pour câbles isolés
Installation sur rails avec sabots de fixation anti-sismique
Shell Diala « C » ou équivalent disponible au Cameroun
Les transformateurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI
60 076 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 caractéristiques
générales citées à la section 3 du Chapitre 2 et les caractéristiques particulières données en
suivant.
Tous les équipements seront conçus en conformité avec les normes citées au Chapitre 2.
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VOLUME 1 : MEMOIRE
2.2.1.
Chapitre 3
Page 41/196
Sectionneurs
La liaison entre chaque disjoncteur et le jeu de barres se fera par l'intermédiaire d'un
sectionneur de barres tripolaire à commande électrique et manuelle en secours.
La liaison entre chaque disjoncteur et départ ligne ou transformateur se fera par
l'intermédiaire d'un sectionneur tripolaire à commande électrique et manuelle en secours
muni d’un couteau de terre pour permettre la consignation de la ligne ou des
transformateurs.
Table 3-3 : Caractéristiques des sectionneurs 90 kV
Description
Sectionneur de barres
Type
Installation
Courant assigné en service continu
Sectionneur de mise à la terre
Verrouillage
Type de commande
Montage
Sectionneur de ligne et transformateur
Type
Installation
Verrouillage
Type de commande
Montage
Tension du moteur de manœuvres
Nombre prévisionnel de manœuvres
Service entre deux entretiens
Portage de barres omnibus
Unité
[A]
[A]
[Vcc]
An
Valeurs
3 * 1 Sectionneur unipolaire
Extérieure
630
Non
Oui
Motorisée avec manivelle de secours
Sur châssis support fourni
Extérieure
630
Oui
Oui
48
250
5 ou 5 000 manœuvres
Non requis
Les sectionneurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI
62 271 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 62 271
et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des disjoncteurs.
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Chapitre 3
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Table 3-4 : Caractéristiques des disjoncteurs 90 kV
Description
Disjoncteurs travée ligne
Type
Classe
Coupure
Pouvoir de coupure
Pouvoir de coupure en discordance de phase
Pouvoir de coupure ligne à vide
Pouvoir de fermeture en court-circuit
Taux de composante continue
Tension transitoire de rétablissement
Durée totale de coupure
Séquence de manœuvre
Normale
Sans alimentation auxiliaire
Temps de court-circuit
Verrouillage
Type de commande
Unité
[A]
[kA]
[kA]
[A]
[kA]
[%]
[kV]
[s]
[s]
Nombre de circuit de commande indépendants
Montage
Valeurs
Tripolaire
Extérieur
Dans gaz SF6
630
12,5 minimum
16 minimum
A compléter
171
A compléter
O-0,3 s-FO-3 min-FO
O-FO
1 s (3 s maximum)
Oui avec sectionneur d’isolement
Unipolaire, à accumulation d’énergie, motorisée
avec manivelle de secours
2 en déclenchement
1 en enclenchement
Disjoncteur travée transformateur
Type
Classe
Coupure
Pouvoir de coupure
Normale
Verrouillage
Type de commande
[A]
[kA]
[kA]
[A]
[kA]
[%]
[kV]
[s]
[s]
Montage
Niveau d’isolement circuits auxiliaires
Nombre de contacts auxiliaires de réserve
Portage de barres omnibus
[Vcc]
[V]
An
Tripolaire
Extérieur
Dans gaz SF6
630
12,5 minimum
16 minimum
A compléter
171
A compléter
O-0,3 s-FO-3 min-FO
O-FO
1 (3 maximum)
Tripolaire, à accumulation d’énergie, motorisée avec
manivelle de secours
2 en déclenchement
1 en enclenchement
48
1 000 minimum
10 contacts NF et 10 contacts NO par pôle pour
répétition de position fermée
répétition de position ouverte
250
Non requis
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2.2.3.
Chapitre 3
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Transformateurs de courant
A l’exception de ceux prévus dans les cellules 30 kV, les transformateurs de courant sont de
type extérieur, à bain d’huile et installés en jeu triphasé optimisé selon leurs caractéristiques
intrinsèques. Les réducteurs de mesure unipolaires sont des transformateurs magnétiques
conventionnels.
Les fonctions peuvent être regroupées dans un seul transformateur à noyaux multiples, dans
la limite de 4 enroulement par transformateur maximum. Les noyaux seront couplés en
étoile.
Chaque protection de distance ou différentielle aura un enroulement dédié, séparé de
l’enroulement remplissant les autres fonctions de protection. Un même enroulement ne
pourra 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
Côté travées lignes 90 kV
Protection ligne
Mesure et comptage ligne
Protection différentielle de barres
Côté travées transformateurs 90 kV
Protection différentielle transformateur
Protection transformateur
Rapport de
transformation
[A/A]
Puissance
Classes de
précision
[VA]
250 / 1
250 / 1
250 / 1
30
10
30
X (selon BS)
0,2
10P
125 / 1
125 / 1
125 / 1
30
30
30
X (selon BS)
X (selon BS)
5P15
Les transformateurs de courant seront dimensionnés pour supporter un courant permanent
supérieur à 1,2*In sans surchauffe.
Les transformateurs de courant seront en conformité avec les normes CEI, notamment la
norme CEI 60 044 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des
transformateurs de mesure.
2.2.4.
Transformateurs de tension
A l’exception de ceux prévus dans les cellules 30 kV, les transformateurs de tension sont de
type extérieur, à bain d’huile et installés en jeu triphasé optimisé selon leurs caractéristiques
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Chapitre 3
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intrinsèques. Les réducteurs de mesure unipolaires sont des transformateurs magnétiques
conventionnels.
étoile.
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
Fonction
Travées lignes 90 kV
Protection ligne
Mesure et comptage ligne
Jeu de barres 90 kV
Protection
Mesure et comptage
Rapport de
transformation
[V//V]
Puissance
Classes de
précision
[VA]
90 000 / √3 // 100 / √3
90 000 / √3 // 100 / √3
50
50
0,5
0,5
90 000 / √3 // 100 / √3
90 000 / √3 // 100 / √3
50
50
0,5
0,5
Les transformateurs de tension seront conçus pour supporter une tension en continu
supérieure 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 la
2.2.5.
Circuits bouchon
Les circuits bouchons seront placés en tête de travée arrivée ligne sur le transformateur de
tension de la phase médiane.
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Chapitre 3
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Ils auront les caractéristiques suivantes :
Table 3-7 : Caractéristiques des circuits bouchons
Description
Inductance nominale de la bobine principale
Impédance minimale de blocage des signaux entre 40 et 500 kHz
Impédance
[mH]
0,2
600
Les circuits bouchons seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI
60 353 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 installés
sur les cuves des transformateurs et raccordés aux bornes par barres rigides.
Les autres équipements des postes sont également protégés contre les surtensions par des
parafoudres placés entre les phases et la terre en tête de travée de ligne 90 kV, en amont de
tous les équipements. Ils seront installés indifféremment sur des supports isolants
indépendants 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 être
réalisée avec soin. A cet effet, les caractéristiques données dans le présent document
devront être vérifiées lors des études de conception.
Les caractéristiques des parafoudres sont les suivantes :
Table 3-8 : Caractéristiques des parafoudres 90 kV
Description
Type
Mise à la terre
Tension assignée
Tension du réseau
Ligne de fuite minimale
Courant nominal de décharge
Tension résiduelle
Compteur de décharge
Montage
Unité
[kV]
[kV]
Valeurs
Parafoudre à résistance variable, à oxyde de zinc
Directe
< 90
90
123
A définir
A définir
A définir
Oui
Extérieur
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 3
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Les parafoudres seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI 60 099
et 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 semirigides fixés sur les plages de raccordement, ou, lorsque cela s’avère nécessaire, de
connecteurs rigides tubulaires.
Ces connecteurs rigides seront notamment choisis pour le raccordement des sectionneurs
de barres, passant sous ce dernier à une distance suffisante pour respecter l’isolement. Ces
connexion 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 pour
tenir les échauffements et les contraintes électrodynamiques dues au courant de court-circuit
compte tenu des distances entre phases et des portées entre supports.
Pour les franchissement de voies de circulation, on utilisera les câbles tendus entre les
portiques situés de part et d’autre des travées. Les descentes des câbles de phase seront
alors réalisées à l’aide de câbles souples identiques aux câbles tendus, et raccordés aux
équipements 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 de
les prémunir contre les coups de foudres directs. Ces câbles seront identiques aux câbles de
garde 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
Connexions souples et semi-rigides
Composition
Alliage
Section
Connexions en tubes
Composition
Alliage
Diamètre extérieur
Epaisseur
Unité
Valeurs
[mm²]
Conducteurs homogènes en alliage d’aluminium
Almélec
> 366 à confirmer
[mm]
[mm]
Conducteurs tubulaires en alliage d’aluminium
AGS
50 à confirmer
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VOLUME 1 : MEMOIRE
2.2.8.
Chapitre 3
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Isolateurs
Les équipements haute tension seront montés sur des supports isolants de type colonnes
rigides. Les dimensions de ces supports permettront d’obtenir les lignes de fuites et
distances 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 chaînes
d’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 Bertoua
seront en cellules, installées à côté des cellules existantes.
Ces équipements auront les caractéristiques générales citées au Chapitre 2 et les
caractéristiques particulières données en suivant.
Note : les nouvelles cellules 30 kV seront conçues pour pouvoir se raccorder au jeu de
barres 30 kV existant, si cela s’avère possible compte-tenu des caractéristiques des cellules
existantes. A cet effet, et avant tout, une vérification de l’état général des installations et de
leurs caractéristiques nominales sera faite pour valider la faisabilité de ce schéma de
raccordement. Les caractéristiques données ci-après seront adaptées en fonction des
données ainsi vérifiées.
Tous les équipements seront conçus en conformité avec les normes citées au Chapitre 2.
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2.3.1.
Chapitre 3
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Sectionneurs
Table 3-10 : Caractéristiques des sectionneurs 30 kV
Sectionneur de barres
Type
Installation
Verrouillage
Type de commande
Indicateur de position
Sectionneur de transformateur
Type
Installation
Verrouillage
Type de commande
[A]
[A]
[Vcc]
An
En cellule
630
Non
Oui
Visible facilement depuis l’accès opérateur
Extérieure
630
Oui
Oui
48
250
Les sectionneurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI
62 271 et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des sectionneurs.
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2.3.2.
Chapitre 3
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Disjoncteurs de puissance
Table 3-11 : Caractéristiques des disjoncteurs 30 kV
Disjoncteur travée transformateur
Type
Classe
Coupure
Pouvoir de coupure
[A]
[kA]
[kA]
Normale
Verrouillage
[A]
[kA]
[%]
[kV]
[s]
[s]
Type de commande
Niveau d’isolement circuits auxiliaires
[Vcc]
[V]
Nombre de contacts auxiliaires de réserve
An
Tripolaire
Extérieur
Dans gaz SF6
630
12,5 minimum
16 minimum (à vérifier avec le Icc total calculé à
Bertoua)
A compléter
62
A compléter
O-0,3 s-FO-3 min-FO
O-FO
1 (3 maximum)
Tripolaire, à accumulation d’énergie, motorisée
avec manivelle de secours
2 en déclenchement
1 en enclenchement
48
1 000 minimum
répétition de position fermée
répétition de position ouverte
250
Les disjoncteurs seront en conformité avec les normes CEI, notamment la norme CEI 62 271
et les normes afférentes pour les éléments constitutifs des disjoncteurs.
2.3.3.
Transformateurs de courant
étoile.
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Chapitre 3
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Chaque protection de distance ou différentielle aura un enroulement dédié, séparé de
l’enroulement remplissant les autres fonctions de protection. Un même enroulement ne
pourra 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
Fonction
Côté travées transformateurs 30 kV
Protection différentielle transformateur
Protection transformateur
Mesure et comptage
Rapport de
transformation
[A/A]
400 / 1
400 / 1
400 / 1
400 / 1
Classes de
précision
Puissance
[VA]
30
30
30
10
X (selon BS)
X (selon BS)
5P15
0,2
Les transformateurs de courant seront dimensionnés pour supporter un courant permanent
supérieur à 1,2*In sans surchauffe.
Les transformateurs de courant seront en conformité avec les normes CEI, notamment la
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 avec
les besoins de mesure après l’ajout des nouvelles cellules 30 kV.
Les caractéristiques souhaitées des transformations de mesure de tension sont les
suivantes :
Table 3-13 : Caractéristiques des transformateurs de tension
Fonction
Jeu de barres 30 kV
Protection
Mesure et comptage
Rapport de
transformation
[V//V]
30 000 / √3 // 100 / √3
30 000 / √3 // 100 / √3
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Puissance
Classes de
précision
[VA]
50
50
0,5
0,5
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Les transformateurs de tension seront conçus pour supporter une tension en continu
supérieure 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 la
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 de
câbles isolés posés en fond de caniveau, entre l’emplacement des transformateurs et le
bâtiment 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
Type
Tension Nominale Uo/U
Nature du conducteur
Section âme
Unité
[mm²]
Isolement
Ecrans semi-conducteurs sur âme et enveloppe
isolante
Ecran métallique sur chaque conducteur
Gaine extérieure
Valeurs
Câble unipolaire isolé
18 / 33 kV
Aluminium
95 ou 150 à confirmer
Synthétique, sec, en polyéthylène
réticulé
Extrudés
Double bande isolante en aluminium
PVC
3. AUXILIAIRES DES POSTES HT
3.1.
3.1.1.
Auxiliaires du poste de Lom Pangar
Auxiliaires en courant alternatif
Les auxiliaires à courant alternatif du poste HT seront alimenté par des boucles issues du
tableau 400 V CA situé dans le local MT / BT du bâtiment technique du poste.
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Chapitre 3
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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’autre
issue du tableau des auxiliaires non essentiels.
Le tableau des auxiliaires de poste sera dimensionné pour l’alimentation des boucles
suivantes :
-
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) boucles
redondantes 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
Transformateur de tension arrivées :
Trois (3) transformateurs par arrivée
Comptage / Contrôle
Puissance active
Unité
[V // V]
Puissance réactive
Transformateur de courant arrivées :
Trois (3) transformateurs par arrivée
Courant
Transformateurs de tension tableau
Tension
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[A / A]
[V // V]
Valeurs
400 / √3 // 100 / √3
Cl : 0,5
30 VA
160 / 5
Cl : 1
30 VA
400 / √3 // 100 / √3
Cl : 0,5
30 VA
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VOLUME 1 : MEMOIRE
3.1.2.
Chapitre 3
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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 de
certains circuits de puissance (petits moteurs, etc.),
-
une tension 48 volts pour l'alimentation des installations de télécommunication et de
téléphonie.
Le tableau 48 Vcc pour l’alimentation des commandes, signalisations et petits circuits de
puissance des tranches du poste ainsi que le tableau 48 Vcc pour l’alimentation des
installations 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 des
auxiliaires 48 Vcc situé dans l’usine (voir plan PL-20-205 et PL-20-206) et une batterie
localisée dans une salle dédiée du bâtiment technique. Les caractéristiques de la batterie
seront :
-
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 pour
réaliser la décharge de la batterie.
La tension normalisée pour l’alimentation des auxiliaires de poste est de 48 Vcc, avec des
limites de variation de 42 à 58 Vcc.
Le tableau 48 Vcc des télécommunications est alimenté depuis le tableau des auxiliaires CA
généraux 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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3.2.
Chapitre 3
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Auxiliaires au poste de Bertoua
3.2.1.
Auxiliaires en courant alternatif
Les auxiliaires alternatifs du poste de Bertoua seront alimentés depuis deux tableaux
contigus regroupant les départs vers les auxiliaires essentiels, et les départs vers les
auxiliaires nono essentiels :
-
-
Les départs suivants seront affectés aux auxiliaires essentiels :
.
circuits d'éclairage de secours,
.
circuits prises de courant,
.
redresseurs, onduleurs et chargeurs principaux batteries 48 Vcc et 48T Vcc,
.
air comprimé pour extraction CO2,
.
jeu de barres "non-essentiel",
.
départs en réserve,
Les départs suivants seront affectés aux auxiliaires non-essentiels (non-essentiels car
présentant un intérêt secondaire en cours d'exploitation) :
.
circuits d'éclairage dits "de travail",
.
climatiseurs salle de commande,
.
climatiseurs individuels (une boucle),
.
ventilateurs,
.
départs en réserve.
3.2.2.
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 de
certains circuits de puissance (électrovannes, petits moteurs, etc.),
-
une tension 48 volts pour l'alimentation des installations de télécommunication et de
téléphonie.
Les deux tableaux 48 Vcc seront alimentés depuis le tableau des auxiliaires CA du poste par
des départs spécifiques (2 * 2 départs) alimentant des redresseurs CA / CC.
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Chapitre 3
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Deux (2) redresseurs et une (1) batterie seront installés pour l’alimentation de chacun de ces
deux tableaux des services auxiliaires à courant continu.
Les caractéristiques des batteries seront :
-
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.
Les redresseurs seront prévus pour une marche normale en régime de floating comprise
entre 47 et 48 Vcc avec commutation pour charge d'égalisation à 55,1 Vcc. Par ailleurs
chaque redresseur, grâce à un commutateur de choix "automatique manuel" pourra :
-
en position automatique maintenir une tension constante en fournissant le courant
d'entretien de la batterie et le courant absorbé par l'installation, fournir avec l'aide de la
batterie les pointes de courant supérieures au débit nominal, reprendre son régime de
marche antérieure après une absence de tension alternative inférieure à 3 minutes,
fonctionner au régime de charge d'égalisation si cette absence est supérieure à
3 minutes, puis repasser automatiquement à son régime de marche en batterie flottante,
-
en position "manuelle" permettre de régler la tension entre 43,2 et 55,1 volts pour un
courant inférieur ou égal à In (défaillance du régulateur).
La distribution à courant continu sera installée dans deux armoires séparées, comprenant
chacune un jeu de barres desservant les départs vers les auxiliaires. Une résistance mobile
de décharge pourra être branchée sur un départ spécifique pour réaliser la décharge de la
batterie.
3.2.3.
Alimentation des auxiliaires
Il sera vérifié que les auxiliaires alternatif et continus peuvent être alimentés soit :
-
Par deux boucles redondantes par tableau, depuis les tableaux généraux des auxiliaires
de l’usine thermique actuelle ;
-
Par deux boucles redondantes par tableau, depuis un tableau général BT installé dans
le bâtiment technique et alimenté par un transformateur 30 / 0,4 kV situé dans une salle
dédiée du nouveau bâtiment technique et alimenté par câbles unipolaires isolés depuis
une cellule 30 kV installée dans la salle des cellules existantes.
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Chapitre 3
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4. PROTECTION ET CONTROLE-COMMANDE DES POSTES HT
Note : Le système général de protection et de contrôle-commande de l’aménagement de
Lom Pangar est décrit dans le Chapitre dédié de l’APD de l’Usine.
4.1.
Protection électriques
Les protections électriques ont pour but de limiter l’amplitude et la durée des défauts causés
en ligne ou sur les transformateurs de puissance. Elles seront fiables afin d’éviter les
interruptions de fourniture consécutives à une immobilisation prolongée pour réparation ou
arrêt intempestif.
La plupart des protections électriques des transformateurs de puissance seront doublées
afin d’assurer une fiabilité élevée de chacun des systèmes de protection.
Également, pour un même défaut, plusieurs types de protections seront activés et assureront
ainsi une sécurité supplémentaire.
Enfin, les zones d’action des protections différentielles et de distances se recouvreront afin
de garantir la protection sur la totalité du système électrique.
La protection des équipements électrique, et en particulier des transformateurs de
puissance, est assurée par les disjoncteurs (voir section 2.2.2) permettant d’ouvrir le circuit
en charge sur un ordre de déclenchement. La mise hors tension des équipements est
ensuite assurée par les sectionneurs, munis de couteaux de terre ou complétés par des tiges
de mise à la terre, pour permettre la consignation des matériels et les travaux.
Les automates de protection de tranche reçoivent et traitent les informations reçues par les
transformateurs de courant et de tension dédiés aux protections des équipements à
protéger. Ces automates remplissent des fonctions de calcul et d’interface. Ils sont
communicants entre eux et avec l’automate centralisé de poste.
Les fonctions de protection assurées sont les suivantes :
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4.1.1.
Chapitre 3
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Protection des transformateurs de puissance
Table 3-16 : Protection des transformateurs de puissance
Fonction
Description
Protection contre les surtensions
Protection contre les surcharges
Protection contre les défauts internes
Assurée par les parafoudres et éclateurs
Surintensité primaire / secondaire / neutre
Température d’huile
Surcharge thermique
Buchholz
Différentielle transformateur
Niveau huile
Désignation
ANSI
/
50 / 51 / 51NT
26
49
63B
87T
71
Référence
64REF
Défaut neutre
Maximum champ U/F
51N
60
Déclenchement avec auto maintien
86
Non-ouverture disjoncteur
62
Protection contre les défauts à la
terre
Protection champ
Contrôle du fonctionnement du
disjoncteur de transformateur
4.1.2.
Protection des jeux de barres
Table 3-17 : Protection des jeux de barres
Fonction
Protection contre les courts-circuits
Contrôle du synchronisme
Description
Différentielle de barres
U/F
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Désignation
ANSI
87T
25S
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4.1.3.
Chapitre 3
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Protection des lignes et câbles isolés HT
Table 3-18 : Protection des lignes et câbles
Fonction
Protection contre les surtensions
Contrôle de tension
Protection contre les surcharges
Protection contre les courts-circuits et
défauts terre
Contrôle du fonctionnement
disjoncteur de ligne
Antipompage
Gestion des schémas téléaction
Description
Assurée par les parafoudres et éclateurs
Maximum de tension
Minimum de tension
Maximum de courant
Maximum de courant temporisé
Protection de distance
Désignation
ANSI
/
59
27
50
51N
21
Terre directionnelle
Non-ouverture du disjoncteur
67N
62
Déclenchement avec auto maintien
Contrôle de synchronisme
Réenclencheur
86
25
79
78
85
(pour le contrôle-commande)
5. SYSTEME DE CONTROLE-COMMANDE
5.1.1.
Description générale
Le poste de Lom Pangar, sera normalement exploité à distance depuis le poste opérateur de
la salle de commande de l’usine. La commande locale et la visualisation des alarmes et
schémas synoptiques devra être possible depuis un poste opérateur situé dans le bâtiment
technique, notamment pour les essais de mise en service et les opérations de maintenance.
Le poste de Bertoua sera normalement exploité depuis une salle de commande situé dans le
bâtiment technique.
Pour chaque poste une commande locale sera possible depuis chaque automate de tranche
(travée), situés dans le local électrique du bâtiment technique.
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Chapitre 3
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Ce local regroupera les armoires suivantes :
-
Tranche transformateur principal N°1 : une (1) ar moire protection et une (1) armoire
mesure et contrôle-commande
-
Tranche transformateur principal N°2 : une (1) ar moire protection et une (1) armoire
mesure et contrôle-commande
-
Tranche départ ligne 90 kV : une (1) armoire protection et une (1) armoire mesure et
contrôle-commande
-
Tranche générale : une (1) armoire protection et une (1) armoire mesure et contrôlecommande, placées en interface entre les armoires de tranche et le réseau à fibre
optique général.
5.1.2.
Information des agents
L’information des agents d’exploitation sera assurée par des affichages donnant les
informations issues de l’automate central (tranche générale) du poste.
Des écrans seront situés dans les salles de commande, soit un affichage dans la salle du
bâtiment technique et un affichage dans la salle de commande de l’usine.
Les informations suivantes seront affichées :
-
Les informations de défaut
-
Les signalisations
-
Les états de certains équipements
-
Certaines valeurs en code numérique.
Des imprimantes situées dans chacune des salles de commande permettront l’édition des
rapports d’exploitation.
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5.1.3.
Chapitre 3
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Appareillage de contrôle et de commande
Le contrôle commande du poste sera réalisé principalement l'aide des équipements
suivants :
-
Un tableau synoptique situé dans la salle de commande de l’usine, et permettant de
commander à distance les équipements du poste
-
Un panneau réservé à la colonne de synchronisation
-
Un panneau réservé au départ 90 kV, situé dans la salle de commande de l’usine, avec
les enregistreurs fréquence et tension, les TPL et TL de commande, les indicateurs de
tension, intensité, puissances active et réactive
-
Un tableau réservé aux auxiliaires alternatifs de puissance, situé dans la salle MT/BT du
bâtiment technique du poste
-
Un tableau réservé aux auxiliaires courant continu du poste, situé dans la salle MT/BT
du bâtiment technique du poste
-
Une horloge permettant la synchronisation horaire des équipements
-
Une imprimante posée sur chaque pupitre de commande (une dans chaque salle de
commande)
-
Un automate d'information (voir plus haut).
-
Divers châssis de relayage sur lesquels seront disposés les interrupteurs et disjoncteurs
de tranche, les relais de protection divers (départ / arrivée 90 kV, tableau MT, etc.), les
transformateurs de recalage de tension, l'oscilloperturbographe, l'horloge mère et les
boîtiers d'alimentation spéciaux.
6. TELETRANSMISSION ET TELEPHONIE
Il sera installé :
-
un système de télétransmission de données par voie HF utilisant la ligne 90 kV
-
un réseau téléphonique
-
un réseau de report de signalisations
-
un interphone.
Le système de télétransmission et téléphonie est décrit par le détail dans le Chapitre dédié
de l’APD de l’Usine.
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Un réseau à fibres optiques sera installé afin de permettre la communication entre les
automates de protection et contrôle-commande du poste et de l’usine. Ce réseau sera formé
de deux boucles redondantes reliant les automates généraux du poste et ceux de l’usine.
Les automates de tranche seront desservis depuis ces boucles par des dérivations en
antenne redondantes.
7. ECLAIRAGE, VENTILATION ET CONDITIONNEMENT D’AIR, PROTECTION
INCENDIE
7.1.
Eclairage
7.1.1.
Eclairage extérieur du poste
L’éclairage des nouvelles travées sera assuré par l’installation d’appareils adaptés :
-
Double tube fluorescent dans luminaires de type extérieur à fixer sur charpentes de
poste pour éclairage normal
-
Lampe halogène 1 500 W pour éclairage de travail
Une partie de l’éclairage normal sera alimenté par une alimentation de secours.
7.1.2.
Eclairage de l’extension du bâtiment de commande
Le bâtiment technique du poste sera éclairé avec des appareils d’éclairage de type intérieur,
et le cas échéant de type extérieur pour les aires ouvertes. Un éclairage de secours de type
blocs autonomes sera installé de façon à assurer l’évacuation du personnel si besoin était.
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7.2.
Chapitre 3
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Conditionnement d’air et ventilation du bâtiment
Les locaux techniques du bâtiment seront conditionnés comme suit :
Table 3-19 : Système de ventilation et conditionnement d’air
Local
Salle de commande
Salle des batteries
Salle MT/BT et auxiliaires
Salle des armoires protection et CC
Locaux sanitaires
Bureaux
Archives
Conditionnement d’air
X
X
X
X
Ventilation
X
X
X
Le système de conditionnement d’air sera de type split avec compresseur séparé de l’unité
de soufflage.
7.3.
Protection incendie
La protection incendie du bâtiment sera assurée par des extincteurs à poudre disposés dans
les salles de commande, salle des armoires (local électrique) et dans le couloir.
La protection incendie des transformateurs de puissance sera assuré par un système
d’extinction adapté équipant chaque emplacement de transformateur, ainsi que par les murs
coupe-feu dimensionnés en conséquence.
8. CHARPENTES ET PARTIES METALLIQUES
8.1.
Charpentes, portiques et supports d’appareillages
Les charpentes métalliques seront constituées de profilés standard du commerce soudées et
galvanisés à chaud après fabrication. Les éléments seront assemblés entre eux par boulons.
Les portiques seront à poteau à deux membrures, scellées par crosses d’ancrage sur les
massifs de fondation. On évitera les jonctions soudées en tête de portiques sans prévoir des
aérations (Nids potentiels d’abeilles).
Les supports d’appareillages seront également scellés dans les massifs.
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Octobre 2010
VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 3
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Toutes les parties métalliques seront dimensionnées pour respecter les distances
d’isolement et de sécurité définies par les normes en vigueur (voir Chapitre 2). Elles seront
mises à la terre par l’intermédiaire de tresses en cuivre.
8.2.
Autres parties métalliques
Toutes les ferrures supports des appareils traversées, isolateurs, etc., seront en acier
galvanisé à chaud.
8.2.1.
Caillebotis
Un caillebotis servant de plancher, constitué de profilés en acier galvanisé, arrangé en un
ensemble soudé, dessiné pour être fixé sur des fondations en béton dans le poste extérieur,
et conçu pour supporter le poids d'un opérateur et de son outillage, sera fourni avec chaque
armoire de disjoncteur. Il sera mis à la terre.
Les dimensions du caillebotis doivent être suffisantes pour permettre à l’opérateur d’évoluer
en conditions de sécurité maximum.
Les parties de l’équipement mises à la terre seront reliées afin de permettre la continuité de
la liaison de mise à la terre.
8.2.2.
Supports de câbles isolés
Les câbles isolés connectant les transformateurs de puissance aux cellules MT seront
raccordés sur les bornes MT par l’intermédiaire de boîtes à câbles. Ils seront donc amenés à
hauteur de raccordement à l’aide de supports treillis métalliques conçus pour supporter le
poids de ces câbles et réduire leur rayon de courbure.
Ces structures supports permettront également de fixer les câbles afin d’éviter leur
glissement.
8.3.
Description détaillée
Les parties métalliques équipant les travées des postes 90 kV sont définies ci-après.
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 3
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Arrivée ou départ 90 kV : dans l’ordre depuis le support d’ancrage de la ligne :
-
Trois (3) supports simples pour parafoudres
-
Un (1) portique couvrant la largeur de deux travées
-
Trois (3) supports simples pour transformateur de tension avec condensateur de
couplage, dont un avec ferrures supports des coffrets HF et grillage de protection. Ces
équipements seront installé sous le portique
-
Un (1) support pour sectionneur de ligne
-
Trois (3) supports simples pour transformateurs de courants
-
Un (1) support pour disjoncteur de ligne
-
Un (1) support pour sectionneur de barres
-
Un support pour barres omnibus 90 kV
Travée transformateur, côté 90 kV : dans l’ordre depuis le transformateur
-
Un (1) portique (par transformateur)
-
Trois ferrures supports pour parafoudres, montées sur la cuve du transformateur
-
Un (1) support pour sectionneur d’isolement
-
Trois (3) supports simples pour transformateurs de courants
-
Un (1) support pour disjoncteur de transformateur
-
Un (1) support pour sectionneur de barres
-
Le support pour barres omnibus mentionné précédemment.
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Chapitre 4
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Chapitre 4
LIGNE A HAUTE TENSION
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Chapitre 4
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CHAPITRE 4
SOMMAIRE
1.
INTRODUCTION ............................................................................................................... 70
2.
TRACE DE LA LIGNE ........................................................................................................ 70
2.1. Etude préliminaire ................................................................................................ 70
2.2. Tracé retenu ........................................................................................................ 71
2.3. Statistiques de la ligne ......................................................................................... 72
3.
CABLES ET CONDUCTEURS DE GARDE ............................................................................. 74
3.1. Câbles conducteurs ............................................................................................. 74
3.2. Câble de garde .................................................................................................... 74
3.3. Caractéristiques ................................................................................................... 75
3.3.1. Matériaux ............................................................................................... 75
3.3.2. Graissage............................................................................................... 75
3.3.3. Câble de phase ...................................................................................... 75
3.3.4. Câble de garde PHLOX 94..................................................................... 77
4.
TEMPERATURES MAXIMALES DES CABLES ........................................................................ 78
5.
CALCUL DES TENSIONS ET FLECHES DES CABLES ............................................................. 79
5.1. Paramètres climatiques de référence................................................................... 80
5.2. Considérations des normes de référence............................................................. 80
5.2.1. Norme VDE0210 .................................................................................... 80
5.2.2. Recommandations de l'arrêté Technique Français ................................. 81
5.3. Définition des EDS (Every Day Stress) ................................................................ 81
5.4. Hypothèses de calcul des tensions et flèches ...................................................... 82
5.4.1. Hypothèses de calcul suivant les normes ............................................... 82
5.4.2. Hypothèses retenues pour le projet ........................................................ 84
5.5. Tensions et flèches du câble de phase ................................................................ 85
5.6. Tensions et flèches du câble de garde................................................................. 85
5.7. Tenue mécanique des câbles conducteur et de garde ......................................... 86
6.
PERTES PAR EFFET COURONNE ....................................................................................... 86
7.
NIVEAUX PERTURBATEURS .............................................................................................. 87
8.
ISOLATEURS ................................................................................................................... 87
8.1. Conditions d'exploitation ...................................................................................... 87
COYNE ET BELLIER
Octobre 2010
VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 4
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8.2. Conditions climatiques et d'environnement .......................................................... 88
8.3. Conditions électriques.......................................................................................... 88
8.4. Conditions mécaniques d'exploitation .................................................................. 89
8.5. Efforts agissant sur les chaînes d'isolateurs......................................................... 90
8.6. Caractéristiques électromécaniques .................................................................... 90
8.7. Composition des chaînes..................................................................................... 91
9.
ACCESSOIRES DES CHAINES D’ISOLATEURS ET DES CABLES ............................................. 93
9.1. Liste des traversées importantes ......................................................................... 93
9.2. Chaînes d’isolateurs à utiliser .............................................................................. 93
9.3. Caractéristiques générales .................................................................................. 94
9.4. Accessoires des chaînes de suspension.............................................................. 95
9.4.1. Chaînes de suspension simple............................................................... 95
9.4.2. Chaînes de suspension doubles............................................................. 97
9.5. Accessoires des chaînes d'ancrage ..................................................................... 98
9.5.1. Chape tourillon ....................................................................................... 98
9.5.2. Tendeur d'ancrage ................................................................................. 99
9.6. Accessoires du câble de phase............................................................................ 99
9.6.1. Pince de suspension .............................................................................. 99
9.6.2. Pince d'ancrage.................................................................................... 100
9.6.3. Manchons de raccordement et de réparation ....................................... 101
9.6.4. Dispositifs de protection contre les vibrations ....................................... 101
9.7. Accessoires du câble de garde .......................................................................... 102
10. PYLONES ..................................................................................................................... 103
10.1. Familles de pylônes ........................................................................................... 103
10.2. Composition d’une famille de pylônes ................................................................ 103
10.3. Caractéristiques géométriques – Recherche de la silhouette............................ 104
10.4. Définition d'une famille de supports.................................................................... 104
10.4.1. Pylône d'alignement (désignation A) .................................................... 104
10.4.2. Pylône d'ancrage d'alignement (désignation B) / Anti-cascade............. 104
10.4.3. Pylône d'ancrage d'angle (désignation C) ............................................ 105
10.4.4. Désignation des pylônes ...................................................................... 105
10.5. Portées caractéristiques..................................................................................... 106
10.6. Rappel de conception sur le dimensionnement des pylônes .............................. 108
10.6.1. Hypothèse de rupture d’un conducteur ou d’un câble de garde............ 109
10.6.2. Hypothèse pour la construction ou l’entretien de l’ouvrage................... 109
10.6.3. Dissymétrie des charges ...................................................................... 110
10.6.4. Haubanage d’un câble (réparation d’un câble) ..................................... 111
10.6.5. Haubanage de la totalité des câbles..................................................... 111
10.7. Calcul des pylônes métalliques .......................................................................... 111
COYNE ET BELLIER
Octobre 2010
VOLUME 1 : MEMOIRE
10.7.1.
10.7.2.
10.7.3.
10.7.4.
10.7.5.
10.7.6.
10.7.7.
Chapitre 4
Page 68/196
Méthodes de calculs............................................................................. 111
Vent sur le pylône................................................................................. 112
Contraintes admissibles ....................................................................... 112
Calculs des distances de sécurité......................................................... 112
Hauteurs par rapport au sol .................................................................. 117
Positions des câbles de garde.............................................................. 117
Silhouettes des pylônes........................................................................ 119
10.8. Définition des efforts agissant sur les structures ................................................ 119
10.8.1. Forces verticales .................................................................................. 120
10.8.2. Forces horizontales .............................................................................. 120
10.8.3. Hypothèses du calcul statique .............................................................. 122
10.8.4. Montage des supports .......................................................................... 128
10.9. Hypothèses du calcul des membrures et treillis.................................................. 128
10.9.1. Généralités........................................................................................... 128
10.9.2. Cornières.............................................................................................. 129
10.9.3. Boulons de charpente........................................................................... 130
10.9.4. Réalisation des cornières ..................................................................... 130
10.9.5. Réalisation des assemblages ............................................................... 131
10.10.
Points d’accrochage des câbles.............................................................. 131
10.11.
Embases ................................................................................................ 132
10.12.
Pieds dénivelés ...................................................................................... 132
10.13.
Echelons d’escalade............................................................................... 132
11. DISTANCES DE SECURITE .............................................................................................. 132
11.1. Distances minimales à observer par rapport à des ouvrages voisins ................. 132
11.2. Distances à respecter par rapport à la masse .................................................... 133
11.3. Distance entre câbles supportés par une même file de pylônes......................... 134
11.4. Hauteurs de surplomb au-dessus du sol et des voies de circulation................... 134
11.4.1. Distances aux constructions – Traversées des lignes
aériennes ............................................................................................. 134
11.4.2. Hauteur au-dessus du sol et des voies de circulation à
température maximale et vent nul........................................................ 135
11.4.3. Distances aux constructions ................................................................. 135
11.4.4. Traversées des chemins de fer ............................................................ 136
11.4.5. Traversées de lignes aériennes (lignes de télécommunication,
autres lignes électriques, caténaires) ................................................... 136
11.4.6. Traversées des cours d’eau et plans d’eau non navigables.................. 137
11.4.7. Traversées des cours d’eau et plans d’eau (navigables ou
non) avec bateaux de plaisir à voile...................................................... 137
12. ACCESSOIRES DES PYLONES ......................................................................................... 138
12.1. Sphères de balisage aérien................................................................................ 138
12.2. Peintures pour balisage aérien........................................................................... 139
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Chapitre 4
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12.3. Peinture au zinc ................................................................................................. 139
12.4. Plaques signalétiques ........................................................................................ 139
12.4.1. Plaques de numérotation et de danger................................................. 140
12.4.2. Plaque de repérage par hélicoptère ..................................................... 140
12.5. Blocs bifilaires.................................................................................................... 140
12.6. Graisse de contact ............................................................................................. 141
13. MISE A TERRE DES PYLONES ......................................................................................... 141
13.1. Généralités ........................................................................................................ 141
13.2. Résistance de contact et de propagation ........................................................... 142
13.3. Impédance propre de la prise ............................................................................ 144
13.4. Résistance de mise à la terre d'un pylône.......................................................... 145
13.5. Amélioration des prises de terre......................................................................... 146
13.6. Mise à la terre du câble de garde....................................................................... 147
13.7. Mesures de la résistance des terres de chaque pylône...................................... 147
14. PROTECTION MECANIQUE DES PYLONES ........................................................................ 148
15. FONDATIONS ................................................................................................................ 148
15.1. Types de terrains et fondations .......................................................................... 148
15.2. Exécution des fondations ................................................................................... 149
15.2.1. Fouilles................................................................................................. 150
15.2.2. Matériaux ............................................................................................. 150
15.2.3. Confection des massifs ........................................................................ 151
15.2.4. Finition ................................................................................................. 151
16. MISE EN ŒUVRE ........................................................................................................... 152
16.1. Choix des paramètres de réglage et tableaux de pose ...................................... 152
16.2. Compensation de l’allongement inélastique ....................................................... 153
16.3. Vibration des conducteurs.................................................................................. 153
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Chapitre 4
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CHAPITRE 4
1. INTRODUCTION
L'actualisation des études préliminaires relatives aux études de faisabilité de cette
connexion, constituant la première ossature du réseau de sous-transmission d’énergie à
haute tension desservant la région est du Cameroun, a précisé certaines grandeurs et
caractéristiques de la nouvelle ligne en conducteurs nus aériens.
La ligne d’évacuation d’énergie sera de tension nominale 90 kV et reliera le futur poste 90 kV
d’évacuation d’énergie de la centrale de Lom Pangar au nouveau poste 90 kV à construire
en bordure des installations existantes de la centrale diesel de Bertoua.
Elle sera construite à l'aide de pylônes en treillis métalliques présentant un armement du
type "triangle" à un terne. Les conducteurs de phase seront en almélec et présenteront une
section nominale de 366 mm². La ligne sera équipée d’un câble de garde en almélec/acier
ayant une section totale de 94 mm². Les chaînes d'isolateurs seront équipées d’éléments en
verre trempé.
Ces précisions sont considérées dans le présent document comme des hypothèses de base
et ne feront donc pas l'objet d'une justification sauf en ce qui concerne le nombre d'isolateurs
par chaîne de suspension et d'ancrage.
Ces informations de base sont complétées par des données et précisions recueillies auprès
d’AES-SONEL.
2. TRACE DE LA LIGNE
2.1.
Etude préliminaire
Le tracé de la ligne Lom Pangar – Bertoua a fait l’objet d’une mission de reconnaissance
effectué par Coyne et Bellier en novembre 2006.
A la suite de cette mission de reconnaissances et de l’analyse des données recueillies
auprès d’AES-SONEL, le Bureau d’Etudes avait recommandé le tracé Lom Pangar – Deng
Deng – Bélabo – Bertoua.
COYNE ET BELLIER
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 4
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Ce tracé, au départ de la centrale hydroélectrique, longeant à peu près la voie ferrée et
passant par Belabo, puis empruntant le layon de la ligne 30 kV existante parallèle à la route
vers Mbaw et terminant à Bertoua, comptabilisait environ 140 km de nouvelle ligne, soit
environ 500 pylônes dont 25 points d’angle.
Ce tracé présentait l’avantage de profiter de l’état des configurations actuelles des voies
d’accès et des layons de lignes existantes pouvant être utilisés afin de limiter l’impact sur la
flore et la faune, et faciliter la construction par les disponibilités existantes d’acheminement
des hommes et des matériels.
L’aspect topologique du nouveau réseau avait été également pris en compte puisqu’il
permettait le futur raccordement de Bélabo en tant que consommateur ou producteur
d’énergie.
Toutefois, ce tracé présentait une longueur totale supérieure de 33% au tracé Lom Pangar –
Deng Deng – Bertoua qui a finalement été retenu par le MINEE.
2.2.
Tracé retenu
La ligne 90 kV qui alimentera le poste de Bertoua à partir de l’aménagement hydro-électrique
de Lom Pangar suit la piste jusqu’à Deng-Deng et longe la piste forestière en axe Nord-Sud
jusqu’à Bertoua ; l’arrivée sur le poste de la centrale diesel de Bertoua se fait par le nord.
L'orientation moyenne de la ligne est pratiquement nord-sud. Sa latitude moyenne (moyenne
arithmétique des latitudes) est de 5 ° Nord.
Le tracé a une longueur de 105 km, nécessitant la mise en place d’environ 375 pylônes dont
58 points d’angle avec de nombreuses pistes d’accès.
La ligne évolue à des altitudes comprises entre :
-
640 m au poste de Lom Pangar ;
-
695 m à Deng-Deng ;
-
660 m à Massa ;
-
692 m à Manbaya ;
-
659 m à Viali ;
-
647 m à Nola Mbéten ;
-
665 m à Bertoua.
COYNE ET BELLIER
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VOLUME 1 : MEMOIRE
2.3.
Chapitre 4
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Statistiques de la ligne
Le tableau suivant donne la longueur des cantons et le nombre de pylônes d’angle / arrêt
définis pour le tracé de la ligne 90 kV.
Table 3-1 : Statistiques pour la ligne 90 kV (1/2)
Type pylône
N°
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
Angle
N° Canton
Longueur
canton
[°]
33,44
89,45
7,91
24
33,6
40,85
49,4
15,64
71,43
42,06
23,26
23,67
10,07
10
23,24
68,75
82,93
31,75
26,76
60,05
43,53
16,87
34,12
36,61
13,52
45,44
75,3
35,16
8,63
8,6
35,7
27,47
14,6
19,16
73,06
COYNE ET BELLIER
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
801,5
1200,88
3822,99
2134,58
1787,43
2182,12
3078,58
1575,51
2540,62
1027,36
1281,92
254,51
2331,52
391,48
1236,29
1465,41
776,72
1364,43
858,05
2008,34
1964,3
2594,35
2870,35
2312,09
1063,05
1884,32
2585,41
2633,9
2130,1
2982,51
2440,11
1378,1
1260,95
824,8
1928,19
523,67
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Table 3-1 : Statistiques pour la ligne 90 kV (2/2)
Type pylône
N°
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
TOTAL
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
Angle
N° Canton
[°]
77,03
16,78
51
32,45
41,63
19,12
21,37
31,54
16,64
25,54
19,32
37,74
76,58
32,61
9,6
44,34
32,71
35,18
54,67
53,86
50,22
29
20,68
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
Longueur
canton
1419,75
1277,08
2131,17
3500,58
1844,33
2381,42
1483,49
1365,49
2380
2555,1
2162,45
2397
576,13
425,67
2017,1
1109,84
1641,65
1088,39
1000,73
1173,68
1843,69
4184,4
2002,76
105 458,34
Longueur de la ligne : 105,45 km
Les pylônes PA0 et PA59 étant les pylônes d’arrêt de ligne en sortie de postes ; la ligne
comporte 60 pylônes qui ne sont pas en alignement dont 58 sont des pylônes d’angle définis
dans le tableau suivant :
Angle de ligne
Nombre de pylônes
70°< A
7
60° < A < 70°
2
30° < A < 60°
24
5° < A < 30°
25
TOTAL
58
Moyenne des tronçons de ligne : 1780m
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L'accessibilité à la ligne se fera au travers de pistes d’inspection à construire dans la forêt et
quelquefois en milieu marécageux, car bien que la plupart des points d'angles se trouvent
près de la piste forestière sinueuse, la ligne s’en éloigne dans ses tronçons rectilignes.
Le tracé de la ligne est montré sur le plan LT-20-101.
3. CABLES ET CONDUCTEURS DE GARDE
La ligne à haute tension à courant alternatif en conducteurs nus aériens sera de type
triphasée à un seul terne supportée sur des pylônes à charpente métallique à armement en
triangle.
3.1.
Câbles conducteurs
En règle générale, la section des conducteurs est déterminée par :
-
L'optimisation des conditions électriques résultantes de chute de tension et des pertes
d'énergie en ligne.
Ces dernières, en effet, prennent en compte les suivants :
.
les courants de fuite des isolateurs,
.
le courant de charge,
.
les pertes Joule.
L'effet couronne n’est pas pris en compte puisque sa valeur est non significative à la
tension nominale 90kV.
-
L'optimisation de la résistance mécanique des conducteurs liée aux conditions de
portées entre supports.
D'une façon générale, le coefficient de sécurité, c'est à dire le rapport entre la tension de
rupture et la tension la plus grande des fils, ne doit pas être inférieur à trois (3) dans les
cas les plus défavorables de conditions climatiques.
3.2.
Câble de garde
Le choix de la section du câble de garde se fait sur les mêmes critères mécaniques que le
câble conducteur. En outre, la tenue thermique du câble de garde soumis aux conditions de
décharge de la foudre doit être assurée.
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 4
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Les efforts maximaux sur les portiques des postes d’extrémité ne devront pas dépasser les
valeurs suivantes :
-
300 daN par câble de garde,
-
500 daN par phase pour le tronçon 90 kV.
3.3.
3.3.1.
Caractéristiques
Matériaux
Les câbles conducteurs et de garde seront constitués de fils d'aluminium-magnésiumsilicium (almélec) traités thermiquement contenant approximativement 0,5 % de magnésium
et approximativement 0,5 % de silicium. La composition chimique de l'alliage assurera une
résistivité électrique à 20 °C ne dépassant pas 0,0 328 Ω.mm²/m.
Les fils d'acier constituant l'âme du câble de garde seront en acier présentant une charge de
rupture minimum de 150 daN/mm². Les fils d'acier seront galvanisés par un procédé à chaud
ou procédé électrolytique assurant un recouvrement uniforme de zinc correspondant à au
moins 180 gr/m².
3.3.2.
Graissage
Les câbles conducteurs almélec ne seront pas graissés, c'est à dire que ni la couche
extérieure ni les couches intérieures de ces câbles ne seront graissées.
L'âme d'acier du câble de garde sera légèrement graissée pour protéger l'acier contre
l'oxydation. La graisse employée sera une graisse pour pays tropicaux présentant un point
de goutte voisin de 180 °C. Cette graisse sera chim iquement stable et neutre vis à vis de
l'almélec et de l'acier.
3.3.3.
Câble de phase
Le conducteur de phase sera constitué d'un seul câble ASTER 366 en E-AlMgSi. Le tableau
suivant précise les caractéristiques constructives, mécaniques et électriques auxquelles
devra répondre le câble. Ces caractéristiques seront conformes à la norme française NF C
34 -125.
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Chapitre 4
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Les valeurs précisées pour le câble de phase nécessitent les remarques suivantes :
-
le poids moyen du câble almélec est calculé en considérant un poids spécifique de
l'almélec égal à 2,7 daN/dm³;
-
la valeur du module d'élasticité indiquée correspond à une valeur finale, c'est à dire
après que les phénomènes de fluage se soient stabilisés. Selon la norme VDE0210, ce
processus de fluage est pratiquement terminé 2 à 3 ans après le tirage des câbles. Les
valeurs indiquées qui peuvent être considérées comme étant exactes à ± 3 000 N/mm²
près, et s'appliquent à des conducteurs qui sont soumis à une tension comprise entre
15 % et 50 % de la charge de rupture;
-
la résistance ohmique en courant continu à 20 °C tient compte de l'augmentation de
longueur des brins élémentaires due au torsadage.
Table 4-1 : Caractéristiques du câble de phase ASTER 366
CARACTERISTIQUES
Section nominale
Section effective almélec
Nombre de fils almélec
Diamètre des fils almélec
Poids moyen non graissé
Module d'élasticité final
Coefficient de dilatation linéaire
Charge de rupture calculée
Tension unitaire de rupture
Résistance ohmique en CC à 20 °C
UNITES
VALEURS
mm²
mm²
mm
mm
daN/m
daN/mm²
10-6/°C
daN
daN/mm²
Ω/km
366
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24,85
37
3,55
1,009
6 000
23,0
11 785
32,2
0,0905
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VOLUME 1 : MEMOIRE
3.3.4.
Chapitre 4
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Câble de garde PHLOX 94
Table 4-2 : Caractéristiques du câble de garde PHLOX 94
CARACTERISTIQUES
Section nominale
Section effective almélec
Nombre de fils almélec
Diamètre des fils almélec
Section effective acier
Nombre de fils d'acier
Diamètre des fils d'acier
Section totale
Poids moyen non graissé
Module d'élasticité final
Coefficient de dilatation linéaire
Charge de rupture calculée
Tension unitaire de rupture
Résistance ohmique en CC à 20°C
Fibre optique (OPGW) monomode selon
CEI 60 794-4-1
UNITES
VALEURS
mm²
mm²
mm
mm²
mm
mm²
mm
daN/m
daN/mm²
10-6/°C
daN
daN/mm²
Ω/km
94
51,95
15
2,10
42,12
19
1,68
94,07
12,60
0,481
11 600
14,7
8 035
85,5
0,642
paires
12
Le câble de garde sera muni, sur toute sa longueur, en son centre d’un câble à 12 fibres
optiques (OPGW) ayant les caractéristiques ci-dessous :
Nombre de brins :
-
1 brin en acier de 2,60 mm de diamètre ;
-
9 brins en acier de 2,5 mm de diamètre ;
-
1 tube en acier 2,10/2,50 mm de diamètre contenant 12 fibres optiques ;
-
8 brins en alliage d’aluminium de 2,50 mm de diamètre.
-
Everyday stress : ~ 16 % de la tension unitaire de rupture
-
Rayon de courbure minimum : 189 mm.
Le fournisseur de ce câble devra
jonctions des fibres optiques ainsi
nécessaires à ces jonctions. Il sera
raccordement aux équipements de
d’arrivée des lignes.
définir la méthode qu’il propose afin de réaliser les
que tous les accessoires, équipements et outillages
responsable de tous les matériels nécessaires pour le
télécommunications prévus aux postes de départ et
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Chapitre 4
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4. TEMPERATURES MAXIMALES DES CABLES
La température d'un câble conducteur recouvre une notion très imprécise. Sans faire
intervenir l'échauffement dû au passage du courant, la température d'un câble varie avec le
rayonnement du soleil et les effets de réfraction thermique du sol ainsi que par les effets de
refroidissement dus au vent.
Au même instant, elle peut être différente de près de 10 °C en différents points d'un même
câble sur une longueur de l'ordre du kilomètre. D'autre part, de nombreuses expériences
réalisées montrent que l'inertie calorifique d'un câble conducteur est faible. Un nuage qui
passe devant le soleil crée rapidement une variation de température suffisante pour entrainer
aussitôt, une variation de la tension mécanique correspondante.
L'estimation de la température d'un câble est cependant nécessaire pour le calcul des
tensions mécaniques auxquelles seront soumis les câbles.
La température d'un câble est estimée en fonction des grandeurs suivantes :
-
caractéristiques du câble, section totale, diamètre et aspect de surface ;
-
situation géographique de la ligne, altitude moyenne, latitude moyenne, orientation
moyenne de la ligne par rapport à la direction du nord géographique ;
-
conditions climatiques de la région, températures, degré de pollution de l'air.
La température des câbles a été calculée en considérant les valeurs suivantes :
-
état de surface :
.
brillant :
α ≈ ε ≈ 0,1
.
légèrement oxydé :
α ≈ ε ≈ 0,5
.
fortement oxydé :
α ≈ ε ≈ 0,9.
Un état de surface brillant correspond à un câble neuf. Un câble fortement oxydé se
caractérise par une surface foncée mat.
-
air pur non pollué correspondant à la période de saison des pluies où les températures
mesurées sont maximales ;
-
température maximale à l'altitude moyenne du câble de 55 °C ;
-
vitesse du vent comprise entre 0,1 et 0,6 m/s ;
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Chapitre 4
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-
situation géographique de la ligne telle que précisée conduit à considérer un
rayonnement solaire correspondant à une puissance de 1040 W/m² en air pur non
pollué ;
-
courant maximum de 214 A correspondant à une puissance de 28,3 MW dont le transit
en ligne provoque une chute de tension de l'ordre de 10 %.
Les résultats de calcul de la température du câble ASTER 366 montrent que dans les
conditions les plus défavorables, c.à.d. :
-
Intensité de courant :
214 A
-
Etat de surface :
α ≈ ε ≈ 0,9
-
Vitesse de vent :
0,1 m/s
-
Température ambiante :
36°C
la température du câble ASTER 366 peut atteindre 44 °C, soit une élévation de 8 °C.
D'une manière générale, l'oxydation de la surface extérieure du câble provoque une
augmentation de la température. Le câble tend vers un corps noir.
Compte tenu de ce qui a été dit précédemment en ce qui concerne l'inertie calorifique et la
possibilité de températures momentanées supérieures à 36 ° C, il est recommandé de retenir
une température maximale de 55 °C pour le câble ASTER 366.
Le calcul des températures du câble de garde PHLOX 94 dans les mêmes conditions que
celles précisées ci-dessus (α ≈ ε ≈ 0,9 cas le plus défavorable) montre que la température du
câble de garde est de l'ordre de 40 °C lorsque le câble de phase présente une température
de 44 °C, soit une différence de 4 °C. En l'absence de courant dans le câble de phase, la
différence de température est de 8 °C environ.
5. CALCUL DES TENSIONS ET FLECHES DES CABLES
Le calcul des dimensions caractéristiques et le calcul de la statique des supports dépendent
de nombreux paramètres dont certains, tels que les tensions maximales dans les câbles,
sont fonction de conditions qui sont dérivées de paramètres climatiques de référence de la
région.
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5.1.
Chapitre 4
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Paramètres climatiques de référence
Dans le cadre de la conception des lignes aériennes, les conditions climatiques pour
lesquelles sont conçus les ouvrages sont caractérisées par des températures et une ou
plusieurs forces des vents.
En ce qui concerne les températures des conducteurs, on distingue :
-
la température minimale de référence :
18 °C
-
la température moyenne de référence :
25 °C
-
la température maximale de référence :
55 °C
En ce qui concerne l'action du vent sur les ouvrages, câbles et structures des supports,
celle-ci est fonction des normes ou recommandations prises en considération, notamment en
ce qui concerne la corrélation "températures, vitesses des vents".
Si l'on considère la norme VDE0210, le vent de force maximum est considéré comme
agissant à la température minimale de référence de la région.
Si l'on considère les recommandations de l'Arrêté Technique Français en ce qui concerne la
construction des lignes aériennes, la force du vent à prendre en considération pour le calcul
des ouvrages est fonction des températures de référence (températures minimales et
moyennes de référence).
5.2.
Considérations des normes de référence
5.2.1.
Norme VDE0210
La norme préconise les recommandations suivantes :
-
le vent de force maximum est considéré comme agissant à la température minimale de
référence de la région ;
-
la pression dynamique qu'exerce le vent sur les ouvrages dépend de la hauteur de ces
ouvrages par rapport au sol. Pour des hauteurs au dessus du sol inférieures ou égales à
40 m, la pression dynamique du vent sur les câbles aériens, indépendamment du
coefficient de trainée, est égale à 53 daN/m². Ce qui correspond à une vitesse des vents
égale à 29,1 m/s.
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5.2.2.
Chapitre 4
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Recommandations de l'arrêté Technique Français
L'arrêté préconise les recommandations suivantes :
-
A la température moyenne de référence de la région, le vent exerce sur les câbles d'une
portée (sur la surface diamétrale ou celle d'une section méridienne) une pression égale
à 48 daN/m² ce qui correspond, à une vitesse des vents égale à 27,7 m/s.
-
A la température minimale de référence de la région, le vent exerce sur les conducteurs
d'une portée une pression dynamique de 18 daN/m² ce qui correspond, à une vitesse
des vents égale à 17 m/s.
Compte tenu des informations disponibles auprès de l'Institut Météorologique Nationale du
Cameroun, il n'est pas possible d'établir de corrélation entre la température et la vitesse des
vents. Il est donc proposé d'examiner les deux recommandations et de retenir la plus
contraignante.
5.3.
Définition des EDS (Every Day Stress)
Le calcul des tensions et flèches des câbles de phase et de garde est basé sur la notion
d'EDS (Every Day Stress) d'un câble qui est, par définition, la composante horizontale de la
tension de traction dans le câble qui se produit sans charge due au vent, pour la moyenne
annuelle des températures, lorsque la majorité des phénomènes de relaxation sont
pratiquement stabilisés.
L'EDS d'un câble s'exprime, suivant les différentes recommandations existantes, en
pourcentage de la charge de rupture du câble. Elle est en général comprise entre 15 et 25 %
de la charge de rupture du câble suivant la protection de celui-ci contre les vibrations
d'origine éolienne.
Le choix de l'EDS doit tenir compte des phénomènes de vibration des câbles qui sont
d'autant plus importants que la tension interne des câbles est grande.
L'EDS du câble de phase ASTER 366 est fixée à 18,6 % de la charge de rupture calculée,
soit 6,0 daN/mm² (18,6 %*32,2 daN/mm²). Les résultats du calcul montrent que cette valeur
de l'EDS conduit à un paramètre de l'ordre de 1 600 à 1 750 (moyenne 1 675) pour des
portées comprises entre 250 et 350 m. lorsque le câble est soumis aux plus fortes
contraintes.
La tension EDS du câble de garde est également choisie pour être dans la fourchette 15 –
25 % de la charge de rupture. Cependant, la tension appliquée au câble de garde doit être
telle qu'elle conduit à une réduction de la flèche par rapport à celle du câble conducteur de
l'ordre de 10 à 15 % de manière à obtenir une protection convenable en prévision des coups
de foudre directs.
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Comme la flèche d'un câble en milieu de portée est pratiquement inversement
proportionnelle au paramètre du câble, ce critère conduit à prendre pour le câble de garde
un paramètre 10 à 20 % supérieur à celui du câble de phase.
Le paramètre du câble de phase sous les plus fortes contraintes étant de 1750 m (portée :
350 m), le paramètre du câble de garde soumis aux mêmes conditions sera pris égal à un
minimum de 1900 m. Cela conduit à une tension EDS pour le câble de garde de 13 daN/mm²
soit 15 % de la charge de rupture calculée.
On vérifiera dans le paragraphe suivant que cette tension EDS permet, quelles que soient
les hypothèses retenues d'obtenir un rapport minimum tel que :
F conducteur de phase / F
câble de garde
≈ 1,1
Les conditions EDS des câbles sont donc :
35 °C (moyenne annuelle + échauffement)
-
Température EDS :
-
Tension EDS du câble de phase : 6,0 daN/mm²
-
Tension EDS du câble de garde :
5.4.
(18 % charge de rupture)
13,0 daN/mm² (15 % charge de rupture).
Hypothèses de calcul des tensions et flèches
Les hypothèses de calcul diffèrent suivant les recommandations auxquelles on se réfère.
5.4.1.
Hypothèses de calcul suivant les normes
Selon les recommandations VDE 0210 les tensions et flèches sont calculées dans les
hypothèses suivantes :
Table 4-3 : Hypothèses de calcul suivant VDE 0210
HYPOTHESES
1
2
3
4
TEMPERATURES
[°C]
28
12
12
75
PRESSION DYNAMIQUE DU VENT
[daN/m²]
0
0
53
0
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où :
-
l'hypothèse No. 1 correspond aux conditions EDS.
-
l'hypothèse No. 2 correspond à la température minimale de la région et sans vent.
-
l'hypothèse No. 3 correspond à la température minimale de la région avec vent
maximum.
-
l'hypothèse No. 4 correspond à la température maximale du câble sans vent.
La force du vent sur les câbles est déterminée en appliquant à la pression dynamique un
coefficient de pression dynamique c fonction du diamètre du câble comme précisé ci-après :
-
φ < 12,5 mm :
c = 1,2
-
12,5 mm < φ < 15,8 mm :
c = 1,1
-
φ > 15,8 mm :
c = 1,0
La force due au vent sur les conducteurs est calculée en supposant qu'il agit
perpendiculairement à la surface qu'il atteint. Cette surface étant fonction du diamètre, la
force due au vent par unité de longueur de conducteur W s'écrit:
W = c.q.φ
Relation 4-1
q représentant la pression dynamique.
La force totale exercée par le vent sur un conducteur d'une portée de longueur L ou dans
deux portées adjacentes de moyenne arithmétique L est :
-
WL = c.q. φ.L
pour L ≤ 200 m
-
WL = c.q. φ.(80 + 0,6*L)
pour L > 200 m
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Selon les recommandations de l’Arrêté Technique Français, les tensions et flèches sont
calculées dans les hypothèses suivantes :
Table 4-4 : Hypothèses de calcul suivant l’Arrêté Technique Français
HYPOTHESES
TEMPERATURES
[°C]
[daN/m²]
1
2
3
4
5
28
28
12
75
28
0
48
18
0
72
où :
-
-
l'hypothèse No. 2 correspond à la température moyenne de la région avec vent
maximum.
-
l'hypothèse No. 3 correspond à la température minimale de la région avec vent réduit.
-
l'hypothèse No. 4 correspond à la température maximale du câble sans vent.
-
l'hypothèse No. 5 s'applique uniquement à des portées exceptionnelles correspondant à
des sites particulièrement exposés tels que traversées de vallées.
5.4.2.
Hypothèses retenues pour le projet
Compte tenu des conditions climatiques prédominantes dans la région, les hypothèses
indiquées dans le tableau suivant seront retenues pour obtenir les tensions et flèches des
conducteurs de phase et câble de garde pour des portées comprises entre 250 et 350 m, la
portée moyenne des lignes 90 kV étant généralement comprise entre ces deux valeurs.
Table 4-5 : Hypothèses de calcul retenues
HYPOTHESES
TEMPERATURES
[°C]
[daN/m²]
1
2
3
4
5
28
24
18
55
28
0
48
18
0
72
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où :
-
-
l'hypothèse No. 2 correspond à la température moyenne de la région avec vent
maximum.
-
l'hypothèse No. 3 correspond à la température minimum de la région avec vent réduit.
-
l'hypothèse No. 4 correspond à la température maximum du câble sans vent.
-
l'hypothèse No. 5 s'applique uniquement à des portées exceptionnelles correspondant à
des sites particulièrement exposés tels que traversées de vallées.
Les valeurs suivantes des tensions dans les câbles, calculées sur les hypothèses ci-dessus,
seront retenues pour le calcul des ouvrages.
Table 4-6 : Résultats des calculs
HYPOTHESES
1
2
3
4
5
5.5.
PORTEES
CONDUCTEUR DE PHASE
CABLE DE GARDE
[m]
250
350
250
350
250
350
250
350
250
350
[daN/mm²]
5,9
6,0
7,8
8,2
7,0
6,9
4,6
5,0
8,9
9,7
[daN/mm²]
12,9
12,9
16,5
17,6
14,6
14,5
10,6
11,3
18,7
20,6
Tensions et flèches du câble de phase
Les tensions et flèches du câble de phase sont données sur des graphiques en annexe pour
des portées comprises entre 250 et 350 m.
Pour des portées comprises entre 250 et 350 m, la flèche maximum à la température
maximale du conducteur de phase varie entre 4,6 m et 8,3 m.
5.6.
Tensions et flèches du câble de garde
Les tensions et flèches du câble de garde PHLOX 94 sont calculées dans les mêmes
hypothèses que celles retenues pour le câble de phase.
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Les tensions et flèches du câble de garde sont données sur des graphiques en annexe.
Il est montré que le choix d'une tension EDS du câble de garde à 13 daN/mm² permet
d'obtenir dans toutes les hypothèses un rapport des flèches des câbles supérieur à 1,1.
On notera que les valeurs relatives qui peuvent se situer en dessous de ce critère dans le
cas de portées particulières ne présentent pas d’effet négatif. En effet, comme il a été
précisé précédemment, le câble de garde présente toujours une température inférieure à
celle du câble de phase.
5.7.
Tenue mécanique des câbles conducteur et de garde
Les coefficients de sécurité des câbles sont calculés par rapport à la tension maximum
admissible qui est définie dans les normes. Selon VDE0210, la tension maximum admissible
pour les câbles almélec est de 14 daN/mm² et de 27 daN/mm² pour le câble PHLOX 94 qui
présente un rapport almélec/acier de 1/4.
Le choix des tensions EDS pour les câbles ASTER 366 et PHLOX 94 conduit pour les
hypothèses de calcul retenues à des coefficients de sécurité effectifs supérieurs à 3 pour le
câble de phase et pour le câble de garde.
On montre que le coefficient théorique dans les cas exceptionnels (1,75) n’est atteint que
pour des portées dépassant 650 m. De telles portées ne sont pas prévisibles sur la ligne
future à construire.
6. PERTES PAR EFFET COURONNE
Les conducteurs actifs des lignes aériennes à haute tension sont le siège de phénomènes
liés à l'apparition d'une conductivité de l'air dans leur environnement immédiat. C'est
l'importance du champ électrique à proximité du conducteur qui est à l'origine de l'ionisation
de l’air, en particulier au voisinage des régions à forte courbure. Une des conséquences les
plus importantes est l'apparition d'un courant de fuite vu comme tel par le conducteur. Donc
par l'existence de pertes.
Pour les dimensions (diamètre) des câbles utilisés sur les lignes de transport d'énergie,
l'effet couronne prend l'aspect de gaine lumineuse qui lui donne son nom et que l'on observe
sur des fils minces de très faible diamètre pour se discrétiser en lueurs localisées désignées
sous le nom général d'aigrettes.
L'apparition de ces aigrettes ou décharges partielles qui sont à l'origine d'un bruit
parfaitement audible est grandement favorisée par les irrégularités de surface des
conducteurs telles que le toronage, les éraflures, les dépôts de poussières.
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Toutes ces aspérités de nature diverses créent un renforcement local du champ électrique et
ont pour conséquence une réduction du niveau de la tension d'apparition des aigrettes.
L'influence du brouillard et de la pluie qui modifie l'état de surface du conducteur en y
déposant des gouttes d'eau est encore plus importante. Le niveau des pertes par effet
couronne et des perturb²ations dépend donc fortement du temps, qu’il soit sec ou pluvieux.
Pour les conducteurs de la ligne 90 kV à construire, et par temps sec, les pertes sont de
l'ordre de 0,04 kW/km et par phase. Elles sont donc négligeables.
Par temps pluvieux, les pertes peuvent varier entre 0,4 et 0,8 kW/km et par phase.
7. NIVEAUX PERTURBATEURS
L'effet couronne des conducteurs est générateur de perturbations radioélectriques dont
l'intensité est fonction de celle du champ à la surface du conducteur. Il existe également
d'autres sources perturbatrices qui ont leur siège aux chaînes d'isolateurs. Les isolateurs et
accessoires des chaînes sont spécifiés de manière à minimiser ces perturbations.
La prédétermination des niveaux perturbateurs peut être réalisée à l'aide de méthodes
analytiques ou à l'aide de méthodes empiriques.
L'estimation des niveaux perturbateurs est réalisée dans le présent document suivant la
méthode CIGRE proposée par le groupe de travail 36-01.
La méthode recommandée par la CIGRE donne une estimation du niveau perturbateur le
plus probable, en dB/µV/m, CISPR, par beau temps sec (conducteurs secs vieillis et
moyennement pollués, soit un état de surface moyen) à une distance horizontale de 15 m du
conducteur extérieur, à une hauteur de 2 m au dessus du sol et à une fréquence de mesure
de 0,5 MHz.
8. ISOLATEURS
8.1.
Conditions d'exploitation
Les chaînes d'isolateurs des lignes aériennes sont soumises en permanence à la tension
entre phase et terre du réseau ou à la tension composée dans le cas d'un incident
monophasé survenant sur une ligne à neutre isolé.
Il faut que ces tensions puissent être tenues en permanence par les isolements même dans
l'état le plus défavorable déterminé dans chaque cas par les conditions atmosphériques et
l'environnement local.
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Les lignes sont équipées avec des isolateurs en verre trempé à capot et tige. Ces isolateurs
devront répondre aux normes CEI 383, CEI 60305, CEI 60120 et UTE C 66 330.
Les isolateurs seront du type U100BS CERAVER dans le cas général et F16 du même
fournisseur dans certains cas particuliers. La préférence du Maître d’Ouvrage ira vers
l’adoption d’un type unique d’isolateurs pour toutes les chaînes (avec adoption de chaînes
doubles dans des cas particuliers).
8.2.
Conditions climatiques et d'environnement
Les conditions climatiques sous lesquelles la ligne à haute tension sera exploitée ont été
précisées au chapitre correspondant.
En ce qui concerne l'environnement local, celui-ci se caractérise par une pollution
pratiquement nulle. L’éventualité de feux de forêt ou feux de brousse pouvant charger l'air de
suie n’est pas retenue. La région peut donc être considérée comme non polluée.
8.3.
Conditions électriques
Outre la tension maximale d'exploitation de la ligne, un isolateur ou une chaîne est soumis à
des surtensions de courtes durées provoquées par des manœuvres effectuées sur le
réseau, qui peuvent atteindre des amplitudes plusieurs fois supérieures à la tension de crête
normale.
Une chaîne d'isolateurs est également soumise à des surtensions d'origine atmosphérique.
Les coups de foudre atteignant la ligne, pylônes, conducteurs soumettent les isolements à
des ondes de surtension à montées assez rapides pour occasionner la perforation de
certains isolateurs et d'amplitudes suffisantes pour provoquer un contournement.
Le Tableau suivant résume les niveaux d'isolement de la ligne choisis en conformité avec la
publication 71-1/1976, Tableau III, de la CEI.
Table 4-7 : Niveaux d'isolement de la ligne
NIVEAUX D'ISOLEMENT
Tension nominale
90 kVeff
Tension la plus élevée du réseau
100 kVeff
Tension nominale de tenue de courte durée à fréquence industrielle
140 kVeff
Tension nominale de tenue aux chocs de foudre
325 kVcrête
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8.4.
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Conditions mécaniques d'exploitation
Les contraintes mécaniques sont appliquées aux isolateurs essentiellement par les
conducteurs. Elles sont continuellement variables car elles dépendent des caractéristiques
des vents (vitesse, direction par rapport à la ligne), de la quantité de dépôt éventuel
supportée par les câbles et même dans le cas des angles et surtout des ancrages, de la
tension mécanique des conducteurs, qui dépend de leur température.
La charge mécanique pour laquelle les isolateurs sont dimensionnés est une charge
maximale correspondant aux conditions les plus sévères résultant des hypothèses de calcul
des tensions et flèches des câbles (cf. chapitre correspondant).
L'effort mécanique que doit pouvoir supporter un isolateur à capot et tige doit être au moins
égal à 3,3 fois la composante des forces extérieures horizontales et verticales susceptibles
d'agir simultanément sur les isolateurs.
Pour les isolateurs des chaînes de suspension et d'ancrage, les forces susceptibles d'agir
simultanément sont :
W force horizontale appliquée à la chaîne et résultant de l'action du vent sur les
conducteurs de deux portées adjacentes;
C
force du vent sur la chaîne;
G
force verticale appliquée à la chaîne par les conducteurs de deux portées adjacentes;
Q
poids propre de la chaîne;
T
traction maximum des conducteurs (uniquement pour les chaînes d'ancrage);
A
effet d'angle, c'est à dire, la force horizontale résultant de la traction des conducteurs de
deux portées adjacentes et de l'angle de déflexion de la ligne. A se calcule par la
relation :
A = 2.T. sin(
α
2
)
Relation 4-2
où α représente l'angle de déflexion de la ligne (uniquement pour les chaînes de
suspension d'angle)
Pour une chaîne de suspension, la force résultante est donnée par la relation :
2
2
F s = (W + C + A) + (G + Q)
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Relation 4-3
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Chapitre 4
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Pour une chaîne d'ancrage, la force résultante est donnée par la relation
Fa = (
W
G
+ C)2 + ( + Q)2 + T 2
2
2
Relation 4-4
Seule la plus grande de ces forces est à prendre en considération.
8.5.
Efforts agissant sur les chaînes d'isolateurs
Les efforts maximum sur une chaîne de suspension et une chaîne d'ancrage équipées
d’isolateurs U100 sont les suivants :
Table 4-8 : Charges maximum ( daN )
Suspension simple
Suspension double
Ancrage simple
Ancrage double
3 000
6 000
3 000
6 000
L'effort de rupture électromécanique des isolateurs à capot et tige doit être égal au moins à
3,3 fois les forces extérieures horizontales et verticales susceptibles d'agir simultanément
sur les chaînes. L'effort de rupture électromécanique des isolateurs doit donc être égal ou
supérieur à 100 kN.
8.6.
Caractéristiques électromécaniques
Les isolateurs utilisés sont des isolateurs en verre trempé du type capot et tige. Le tableau
suivant résume les caractéristiques mécaniques et électriques des isolateurs qui sont
retenus pour constituer les chaînes d'isolateurs. Ces caractéristiques sont tirées de la
publication No. 305/1978 de la CEI.
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Table 4-9 : Caractéristiques électromécaniques
CARACTERISTIQUES
UNITES
VALEURS
-
U100
Effort de rupture électromécanique
kN
100
Diamètre nominal maximal de la partie isolante
mm
288
Pas nominal
mm
127
Ligne de fuite nominale minimale
mm
300
Ligne de fuite annoncée
mm
318
-
16
Poids approximatif
Tension de tenue à fréquence industrielle (1 minute)
- à sec
- sous pluie
daN
3,6
kV
kV
75
45
Tension de tenue aux ondes de choc 1,2/50 µs à sec
kV
110
Tension minimum de perforation
kV
130
Désignation CEI
Norme d'assemblage suivant publication 120 de la CEI
Caractéristiques des isolateurs U100
Le schéma de l'isolateur U100 est donné en Annexe.
8.7.
Composition des chaînes
Il est admis que le niveau de pollution est négligeable, la dissipation de suie lors des feux de
forêt n’est pas retenue : on considèrera une longueur de ligne de fuite par tension phase terre comprise entre 2,5 et 3,0 cm / kVeff (cf. Tableau No. II de l'Annexe E de la publication
CEI 71-2 1976 - coordination de l'isolement).
Une valeur moyenne de 2,8 cm / kVeff a été retenue.
Le nombre total d'isolateurs devant composer une chaîne de suspension se déduit de la
relation suivante:
Ni =
U as L fp
.
3 L fi
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Relation 4-5
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Chapitre 4
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avec :
Uas tension assignée de la ligne,
Lfp longueur de ligne de fuite compte tenu du degré de pollution retenu,
Lfi
longueur de la ligne de fuite nominale de l'isolateur retenu.
Si on admet une ligne de fuite Lfi de 318 mm, moyenne entre les lignes de fuite nominale et
annoncée pour les isolateurs U100, le nombre d'isolateurs devant constituer la chaîne est
égal à:
Ni =
100 2,8
.
= 5,3 = 6
3 318
Relation 4-6
Le tableau suivant résume les caractéristiques électriques d'une telle chaîne en conformité
avec la publication No. 383/1983 de la CEI.
Table 4-10 : Tensions d'isolement des chaînes de suspension
DESIGNATION
Type d’isolateurs
Nombre d’éléments
Tension de tenue
à fréquence industrielle
- à sec
- sous pluie
Tension de tenue
aux ondes de choc, à sec
(onde pleine (1,2/50 µs)
CHAINES D’ISOLATEURS
sans cornes de protection
avec cornes de protection
U100
(*)
6
(*)
300 kVeff
210 kVeff
460 kVcrête
(*)
(*)
(*) Non applicable
Les chaînes d’isolateurs de suspension seront constituées de 6 isolateurs.
Les chaînes d'ancrage comporteront un élément capot et tige supplémentaires de manière à
augmenter leur niveau d’isolement et favoriser ainsi l'amorçage des surtensions éventuelles
sur les autres chaînes de suspension en ligne moins chargées mécaniquement.
Les chaînes d'ancrage seront donc constituées de 7 isolateurs U100 BS.
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Chapitre 4
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9. ACCESSOIRES DES CHAINES D’ISOLATEURS ET DES CABLES
9.1.
Liste des traversées importantes
A titre de sécurité, les supports encadrant des portées de traversées ou de surplomb des
obstacles suivants, doivent être équipés de chaînes doubles.
Traversées :
-
d’autoroutes
-
des routes importantes indiquées sur la carte des routes à gros trafic telle que de la
route principale allant de Lom Pangar à Bertoua ou d’autres routes rurales à gros trafic.
Surplombs :
-
des maisons, des usines et en règle générale de tous les bâtiments
-
des zones de rassemblement de foules (emplacement des marchés, terrains de fêtes)
9.2.
Chaînes d’isolateurs à utiliser
Lorsqu’une chaîne simple ne suffit pas pour supporter la tension mécanique, cette chaîne
peut être remplacée par :
-
une chaîne du type double en V ;
-
une chaîne double du type double en A comportant deux pinces de suspension ;
-
une chaîne double du type normal comportant un palonnier inférieur et une seule pince
de suspension.
Lorsqu’une chaîne double est nécessaire pour supporter la tension mécanique (angle
souple, par exemple) il faut utiliser une chaîne qui comporte un palonnier inférieur et une
seule pince de suspension de façon que la charge mécanique puisse se répartir
correctement sur les deux files d’isolateurs.
Les chaînes d’ancrage peuvent être simples ou doubles suivant les efforts engendrés et les
cas rencontrés.
Les accessoires des chaînes d'isolateurs et des câbles de phase et de garde doivent
respecter certaines conditions mécaniques et constructives précisées ci-après.
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9.3.
Chapitre 4
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Caractéristiques générales
Toutes les pièces entrant dans la composition des chaînes doivent appartenir à la norme
d'assemblage des isolateurs.
Tous les accessoires soumis à des efforts de traction en permanence doivent présenter une
charge de rupture nominale qui doit être au moins équivalente à celle des isolateurs. Le
coefficient de sécurité des pièces d'assemblage des chaînes et des dispositifs de
suspension et d'ancrage doit être au moins égal à :
-
pour les pièces en acier :
3,3
-
pour les pièces en fonte malléable et en acier fondu :
4,0
-
pour les pièces en alliage de fusion :
5,0
-
pour les pièces en alliage de corroyage :
3,3
Les pièces de suspension des câbles doivent pouvoir absorber les charges maxima
auxquelles elles sont soumises avec un coefficient de sécurité au moins égal à 2,5.
Les pièces d'ancrage et les raccords des conducteurs sous tension mécanique doivent
pouvoir supporter 2,5 la traction maximale des conducteurs ou 85 % de la force de rupture
des conducteurs, selon la plus faible des deux valeurs.
Les accessoires de conducteurs destinés au passage du courant ne doivent pas, pour le
courant maximal admissible en service permanent, atteindre des températures supérieures à
celles des conducteurs et doivent supporter les courants de court-circuit à prévoir.
Les pièces d'assemblage d'isolateurs doivent également résister aux contraintes de courtcircuit à prévoir.
Tous les accessoires doivent être parfaitement usinés et leurs surfaces ne doivent pas
présenter d'aspérités ou de pointes de manière à réduire au maximum les pertes par effet
couronne et les perturbations radioélectriques.
Tous les accessoires d'une chaîne d'isolation doivent être conçus de manière à ce que le
niveau de perturbation radioélectrique mesuré sur une chaîne complète soit en accord avec
les modalités indiquées dans la recommandation CEI 437, et ne dépasse pas 200 µV à la
fréquence de 1 MHz et sous une tension d'essai de 155 kV.
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9.4.
Chapitre 4
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Accessoires des chaînes de suspension
Deux types de chaînes de suspension sont prévus pour l'habillage des supports. Ce sont:
-
la chaîne de suspension simple, employée en alignement et dans les petits angles
souples;
-
la chaîne de suspension double utilisée dans certaines traversées importantes telles que
croisements de route, etc.
9.4.1.
Chaînes de suspension simple
Le schéma d'une chaine de suspension simple est donné dans l'Annexe. Les principaux
éléments constitutifs de la chaîne, exception faite des isolateurs, sont :
-
la chape tourillon ;
-
l'œillet à rotule chantourné ;
-
les cornes de protection supérieures ;
-
les raquettes de protection inférieures ;
-
le ball-socket.
9.4.1.1.
Chape tourillon
La chape tourillon constitue l'organe de liaison entre la charpente du pylône et la chaîne
proprement dite. Avec sa double articulation, elle permet d'éviter les flexions qui
apparaissent dans un étrier en cas d'effort longitudinal (rupture d'un conducteur, tension
différentielle entre deux portées).
L'utilisation des chapes tourillon permet en outre d'assurer une continuité électrique
satisfaisante, condition indispensable dans une zone à niveau kéraunique élevé.
La chape tourillon permet une articulation dans deux directions perpendiculaires. L'axe
horizontal de la chape tourillon est orienté perpendiculairement à l'axe de la ligne. L'œillet de
suspension fixé au plus petit axe de la chape oscille dans le plan de celle-ci.
9.4.1.2.
Œillet à rotule chantourné
L'œillet à rotule fait la liaison entre la chape tourillon et le capot du premier isolateur de la
chaîne. L'œillet est muni d'un dispositif permettant de fixer les cornes de protection
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Chapitre 4
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supérieures qui sont placées dans le plan du conducteur. Ce dispositif est tel qu'il interdit
toute rotation des cornes dans un plan vertical.
9.4.1.3.
Cornes de protection supérieures et raquettes de protection inférieures
L’installation de ce dispositif n’est pas prévue sur les lignes 90kV.
Néanmoins, la présentation ci-dessous est donnée uniquement à titre indicatif afin d’orienter
éventuellement les mesures permettant de réduire les effets persistant de la foudre, si
besoin était.
Pour éviter la détérioration des conducteurs et des isolateurs par des arcs électriques, les
chaînes peuvent être équipées à chaque extrémité de pièces de garde. Ces pièces sont
constituées, côté masse par des cornes, et côté conducteur par des raquettes qui présentent
l'avantage d'avoir un encombrement réduit dans le sens transversal.
Ces pièces de garde sont conçues et dimensionnées pour présenter les caractéristiques
suivantes:
-
une résistance mécanique minimale pour supporter les efforts électrodynamiques dus
aux courants de court-circuit;
-
une forme et une section du point d'attache de l'arc pour continuer à assurer sa fonction
après 3 court-circuits d'une seconde;
-
une distance minimale entre ce point d'attache de l'arc et les jupes des isolateurs pour
éviter les détériorations du verre trempé par effet thermique, distance au moins égale au
diamètre de la jupe de l'isolateur;
-
des dimensions fonction des courants de court-circuit et des courants de foudre à
écouler et principalement une section minimale de 500 mm² pour les tiges formant les
cornes et les raquettes (tige massive d'un diamètre minimum de 25 mm).
Les tiges ou électrodes seront en acier et non en aluminium qui fond beaucoup plus vite et
dont les projections lors de la décharge peuvent polluer les éléments de la chaîne. Le
dispositif de fixation de la pièce de garde à la chaîne sera réalisé de telle manière qu'il
enraye tout phénomène de soudure pouvant être provoqué par l'échauffement.
9.4.1.4.
Ball-socket
Le ball-socket constitue la pièce de liaison principale entre l'isolateur inférieur de la chaîne et
la pince de suspension. Le ball-socket accroché au téton du dernier isolateur est verrouillé
par une goupille, comme les isolateurs. Il est muni d'un dispositif permettant de fixer les
raquettes inférieures.
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9.4.2.
Chapitre 4
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Chaînes de suspension doubles
Le schéma de la chaîne de suspension double est donné dans l'Annexe. Les deux chaînes
sont situées dans un plan parallèle au conducteur pour augmenter la mobilité dans le sens
transversal de la ligne.
Les principaux éléments constitutifs de la chaîne de suspension double, exception faite des
isolateurs, sont :
-
la chape tourillon;
-
l'œillet double chantourné;
-
les palonniers supérieur et inférieur;
-
les œillets à rotule;
-
les pièces de garde supérieure et inférieure;
-
les ball socket.
Certains éléments sont identiques à ceux utilisés dans la composition d'une chaîne simple
tels que chape tourillon.
9.4.2.1.
Œillet double chantourné
L'œillet double chantourné constitue la pièce de liaison entre la chape tourillon et le
palonnier supérieur.
9.4.2.2.
Palonniers
Les palonniers supérieur et inférieur maintiennent un écartement convenable entre les deux
chaînes d'isolateurs et assurent la liaison entre chape tourillon et pince de suspension par
l'intermédiaire des pièces de liaison correspondantes.
Le palonnier est constitué de deux plats en acier connectés entre eux. Ce dispositif offre une
résistance à la flexion plus grande et permet des pièces de liaison droites qui présentent une
charge de rupture plus grande que les pièces à fourche.
9.4.2.3.
Œillets à rotule
Les deux œillets à rotule font la liaison entre le palonnier supérieur et les capots des
premiers isolateurs des deux chaînes. Ils sont munis d'un dispositif permettant de fixer sur
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Chapitre 4
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chacun une demi-corne. Ce dispositif devra présenter les mêmes caractéristiques que celles
décrites précédemment (œillet à rotule des chaînes simples).
9.4.2.4.
Ball socket
Les ball socket qui sont les pièces de liaison entre le palonnier inférieur et les tétons des
derniers isolateurs des deux chaînes seront munis d'un dispositif permettant la fixation d'une
demi-raquette.
9.5.
Accessoires des chaînes d'ancrage
Pour des raisons de sécurité, il est proposé d'utiliser systématiquement des chaînes à deux
files d'isolateurs situées dans un plan horizontal et comportant deux palonniers triangulaires,
l'un du côté de la fixation à la charpente et l'autre du côté du manchon d'ancrage du câble.
L'adoption de chaînes à deux files d'isolateurs se justifie également par le fait que
l'expérience a montré que les chaînes à une seule file d'isolateurs sont instables en rotation
en présence d'un arc de puissance.
Le schéma d’une chaîne d'ancrage est donné dans l'Annexe. Les principaux éléments
constitutifs de la chaîne, exception faite des isolateurs, sont:
-
la chape tourillon ;
-
la rallonge ;
-
le tendeur d'ancrage ;
-
les palonniers supérieur et inférieur ;
-
les œillets à rotule chantournés ;
-
les ball-socket chantournés ;
-
l'œillet double chantourné.
La plupart des pièces constitutives sont identiques à celles utilisées dans les chaînes de
suspension. Celles présentant des caractéristiques particulières sont décrites ci-après.
9.5.1.
Chape tourillon
La chape tourillon des chaînes d'ancrage est fixée au pylône avec l'axe vertical, c'est-à-dire
le plus long, disposé verticalement de manière à ne pas soumettre l'ensemble à un moment
de flexion dû à la traction des conducteurs.
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Avec cette disposition, l'axe principal, et par conséquent les cornières d'attache sur le
pylône, ne sont soumis qu'à un moment de flexion résultant du poids des conducteurs.
La rallonge est intercalée entre la chape tourillon et l'œillet du tendeur d'ancrage. Elle
augmente la mobilité de la chaîne et éloigne la partie supérieure de celle-ci de la console du
pylône dans le cas d'angles de déflexion importants. Elle facilite également les reprises
d'efforts lors des opérations de montage et d'entretien.
9.5.2.
Tendeur d'ancrage
Le tendeur d'ancrage est utilisé en conjonction avec les pinces d'ancrage du type "manchons
comprimés". Pour la commodité du réglage, ils doivent permettre un rattrapage de l'ordre de
200 mm.
9.6.
Accessoires du câble de phase
Les matériels des conducteurs de phase des lignes aériennes regroupent les accessoires
suivants:
-
pinces de suspension ;
-
pinces d'ancrage ;
-
manchons de raccordement et de réparation ;
-
dispositifs de protection contre les vibrations.
9.6.1.
Pince de suspension
Lorsqu'une pince de suspension est chargée par le poids du câble qu'elle supporte, sa
mobilité autour de son axe de suspension à la chaîne est pratiquement nulle. Ce qui revient
à dire que son articulation ne joue aucun rôle. Le câble doit donc être considéré comme
encastré dans la pince de part et d'autre de celle-ci.
Dans ces conditions, les contraintes de flexion qui prennent naissance sous l'effet des
vibrations du câble peuvent devenir considérables et il est nécessaire que la construction de
la pince réponde à certains critères pour minimiser les effets néfastes de la flexion alternée
sur les brins élémentaires du conducteur.
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La pince de suspension possède:
-
un axe horizontal autour duquel elle peut pivoter facilement; cet axe de rotation se
trouve pratiquement à la hauteur du câble dans la pince de manière à éviter un moment
de flexion supplémentaire par l'intermédiaire des biellettes de suspension qui forment la
lanterne de la pince;
-
un poids réduit et un faible moment d'inertie pour qu'elle puisse le plus possible, suivre
les mouvements du conducteur; le corps de la pince sera donc en alliage d'aluminium
qui présente comme avantage supplémentaire de ne pas être le siège de pertes par
induction magnétique;
-
une fréquence propre différente de celle du conducteur pour éviter tout phénomène de
résonance ;
-
une forme propre telle que tout martèlement entre conducteur et pince soit impossible
(pas d'arêtes vives aux extrémités de la gorge, pas de faible rayon de courbure);
-
des sabots de serrage de longueur réduite de part et d'autre de son axe de façon à
laisser libre sur le grand rayon de la gorge un espace suffisant pour permettre des
déplacements angulaires du câble de chaque côté des sabots
9.6.2.
Pince d'ancrage
Il proposé d'utiliser pour l'ancrage des câbles de phase des manchons comprimés. Ces
manchons sont soumis en permanence à l'effort de traction transmis par le câble. Leur
résistance mécanique doit être telle que les câbles se rompent aux essais en dehors des
manchons et sans glissement.
Chaque manchon sera dimensionné de telle sorte que sa résistance ohmique soit inférieure
à celle du câble et n'entraine pas en régime permanent un échauffement anormal
susceptible d'altérer les caractéristiques du métal.
Ces manchons d'ancrage sont munis d'une plage de dérivation sur laquelle vient se fixer par
pression, à l'aide de 4 boulons au minimum, une cosse de dérivation elle-même constituée
par une plage et un manchon à compression.
La plage de dérivation du manchon, la cosse et son manchon doivent tenir, sans glissement
ni rupture, un effort au moins égal à 25 % de la charge nominale du câble de phase.
Les plages de dérivation ne doivent en aucun cas servir de point d'attache pour une
connexion tendue.
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9.6.3.
Chapitre 4
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Manchons de raccordement et de réparation
Les manchons de raccordement sont utilisés pour effectuer la connexion entre deux
conducteurs d'une même phase. Ils doivent présenter les mêmes caractéristiques
mécaniques et électriques que les manchons à compression utilisés dans les pinces
d'ancrage.
Les manchons de réparation sont utilisés lorsqu'un câble présente des défauts ou des
ruptures de brins qui lui confèrent à cet endroit une résistance mécanique moindre et une
résistance électrique plus grande.
Les manchons de réparation seront constitués de fils préformés en alliage d'aluminium
présentant une très bonne adhérence au conducteur.
Les manchons de réparation du type spirale préformés peuvent être utilisés lorsque la
section totale des brins rompus ne dépasse pas 25 % de la section totale du câble
conducteur. Dans le cas contraire, il est nécessaire d'utiliser des manchons de
raccordement.
9.6.4.
Dispositifs de protection contre les vibrations
Le phénomène de vibration des conducteurs est une propriété des cordes vibrantes. La
fréquence des vibrations est fonction, notamment, de la masse linéique du câble, de sa
tension, de la portée entre supports.
En général, les vibrations des conducteurs s'observent le plus souvent généralement en
plaine où les portées sont à peu près égales et en présence d'une légère brise transversale
soufflant régulièrement. En général, le vent soufflant en tempête agit par rafales localisées
dans l'espace et le temps et est rarement la cause de vibrations importantes. Il aurait plutôt
tendance à les étouffer en fonction de son irrégularité.
Ces vibrations se propagent le long des câbles et soumettent ceux-ci au droit des pinces de
suspension à des flexions locales alternées qui intéressent toujours les mêmes brins. En
l'absence de dispositifs amortissant ces vibrations, celles-ci peuvent conduire à une
détérioration des brins au niveau des sabots de serrage.
Les dispositions prises dans la conception des pinces de suspension peuvent jouer un rôle
favorable en limitant l'importance des flexions locales.
Les vibrations peuvent également être réduites en installant des amortisseurs "stock-bridge".
Ceux-ci sont constitués par deux masselottes à chaque extrémité d'une tige flexible. Celle-ci
est rendue solidaire d'un bloc de fixation disposé sur le câble. La période de vibration des
masselottes est choisie différente de celle du câble afin de provoquer l’amortissement des
vibrations.
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Chapitre 4
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Il est proposé d'installer de tels amortisseurs sur les câbles au niveau des pinces de
suspension. Le nombre, la position par rapport à la pince de suspension, les caractéristiques
du stock-bridge (masse, fréquence de résonance) devront être calculées par le fabricant.
9.7.
Accessoires du câble de garde
Les accessoires des câbles de garde sont semblables à ceux des câbles de phase.
Cependant, les câbles de garde étant susceptibles d'écouler fréquemment des courants de
foudre de valeur élevée, la liaison à la masse du support doit présenter un maximum de
sécurité.
A cet effet, on prévoira pour chaque câble de garde et sur chaque pylône les dispositifs
suivants :
-
-
sur les pylônes d’ancrage :
.
mise à la masse de la bretelle de continuité électrique par un bloc de terre en acier
galvanisé fixé solidement par deux (2) boulons au moins à la charpente au dessous
du niveau des ancrages :
.
installation d’une bretelle de doublement shuntant les deux ancrages et fixée à la
charpente sur la partie supérieure du pylône par un bloc identique au précédent.
Cette bretelle est fixée à la ligne de part et d’autre à 30 cm au minimum devant le
manchon d’ancrage par une coquille de dérivation.
sur les pylônes de suspension :
.
afin d'éviter des détériorations de la pince de suspension et de ses accessoires par
des courants de foudre ou des courants de court-circuit, celle-ci est shuntée par une
bretelle de doublement (comme ci-dessus pour les pylônes d'ancrage).
Cette bretelle doit être très détendue de manière à ne pas entraver le balancement
de la pince de suspension. Elle est fixée au câble de garde de part et d'autre de la
pince, par une coquille de dérivation, à la masse du pylône par un bloc de terre ;
.
dans le but d'assurer une bonne continuité électrique, les bretelles de mise à la
masse sont constituées par une tresse souple ayant une conductibilité au moins
équivalente à celle du câble de garde.
Les pinces de suspension des câbles de garde seront associées à une garniture de câble
(armor-rod) permettant d'utiliser des pinces plus robustes, réalisées pour une section
supérieure.
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10. PYLONES
Les supports de la ligne d'interconnexion seront réalisés en acier galvanisé. Ils sont à quatre
pieds séparés, du type treillis boulonné avec disposition des conducteurs en triangle.
10.1. Familles de pylônes
Les types de pylônes utilisés doivent être homogènes. L’Entrepreneur devra étudier un choix
de supports qui lui permet, à de rare exceptions près, de traiter tous les cas d’implantation
avec des solutions normalisées.
Dans la mesure du possible, on s’efforcera d’utiliser une même partie des structures à
plusieurs fins ; c’est ainsi que certains pylônes pourront avoir en commun une même partie
de la charpente.
Une seule série d’embase universelle sera prévue pour les pylônes en cornières. Tous les
pylônes dont le tronçon de base comporte des membrures de même section, sont munis de
joints de pied identiques pouvant se raccorder à la même embase. Ces embases
universelles sont également utilisables pour les pylônes en alliage léger.
10.2. Composition d’une famille de pylônes
Dans la composition d’une famille de pylônes pour une tension électrique donnée, le nombre
maximal de types de supports (une famille) ne devra pas dépasser 5 pour une section de
conducteurs, et une tension électrique donnée.
A titre indicatif, les possibilités principales de chacun des supports constituant une famille
sont indiquées ci-après.
Type A :
pylône d’alignement pouvant supporter la portée courante avec câble de garde
pour un angle souple jusqu’à 5 degrés
Type B :
pylônes d’ancrage pouvant supporter, avec câble de garde, la portée courante et
un angle de 30 degrés; ce pylône sert également d’arrêt de ligne et d’anticascade
Type C :
pylône d’ancrage pouvant supporter, avec câble de garde, la portée courante et
un angle de 60 degrés
Type D :
pylône le plus résistant d’une famille, établi pour des utilisations particulières
(portées exceptionnelles, angles très fermés, etc).
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Chapitre 4
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10.3. Caractéristiques géométriques – Recherche de la silhouette
En solution de base, le pylône de portée courante sera du type à treillis métallique, à 4 pieds
auto stables.
Les supports 90 kV seront à armement triangle avec un câble de garde.
10.4. Définition d'une famille de supports
Les différents types de pylônes retenus pour la réalisation de la ligne sont:
-
le support de suspension;
-
le support d'ancrage d'alignement;
-
le support d'ancrage d'angle ou fin de ligne;
Au vu de la longueur totale de la ligne et de la configuration de l’ensemble des cantons de
ligne, il n’est pas prévu de support de transposition (en rééquilibrage des impédances) et il
n’est pas prévu de pylône anti-cascade, la longueur de chaque canton ne justifiant pas la
mise en place de tel dispositif.
10.4.1. Pylône d'alignement (désignation A)
Il sert uniquement à supporter la ligne et n'est utilisé que dans des sections rectilignes ou
pour des angles de déflexion de ligne inférieurs ou égaux à 5 degrés.
Il est conçu pour permettre des variations de hauteur du fût de + 3m, + 6m par rapport à sa
hauteur normale A+0. Ces variations sont codifiées sous les désignations respectives A+3,
A+6,).
10.4.2. Pylône d'ancrage d'alignement (désignation B) / Anti-cascade
Il sert à créer un point de fixation pour chaque section de ligne et n'est utilisé que dans les
sections rectilignes ou pour des angles de déflexion de ligne inférieurs ou égaux à 30
degrés.
En règle générale, les points de fixation des sections sont implantés à intervalles de 10
portées afin de limiter les dommages des installations en cas d'incident mécanique éventuel.
Il est conçu pour permettre des variations de hauteur du fût de + 3m par rapport à sa hauteur
normale (désignation B+3).
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Les supports B seront également utilisés comme pylône d'arrêt de fin de ligne.
Il supporte donc unilatéralement la totalité de la traction des câbles.
10.4.3. Pylône d'ancrage d'angle (désignation C)
Il sert à créer un point de fixation de la ligne et à supporter en outre l'angle de déflexion de la
ligne.
De manière à réduire le nombre de types de pylônes d'ancrage d'angle en fonction de l'angle
de déflexion maximum qu'ils peuvent supporter, une classe de supports est définie et
précisée dans le tableau suivant.
Table 4-11 : Définition des supports d'ancrage d'angles
CLASSE
DESIGNATION
ANGLE MAX [ grades ]
1
C30
30
2
C60
60
Les pylônes d'ancrage d'angle sont conçus pour permettre des variations de hauteur du fût
de + 3 m par rapport à leurs hauteurs normales.
10.4.4. Désignation des pylônes
Le tableau suivant résume les différents types de pylônes ainsi que leurs caractéristiques
déjà spécifiées.
Table 4-12 : Famille des supports
DESIGNATION DES SUPPORTS
UTILISATION
ANGLE DE DEFLEXION DE LIGNE [degrés]
A ( +0, +3 )
suspension
0 - 5
B (+0, + 3)
ancrage
d'alignement
0 - 30
C (+0, +3)
ancrage d'angle
30 - 60
D (+0, +3)
ancrage spéciaux
> 60
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10.5. Portées caractéristiques
Chaque type de pylône est caractérisé par un ensemble de portées appelées "portées
caractéristiques" dont les valeurs interviennent non seulement dans le calcul des distances
entre phases, distances à la masse, hauteur par rapport au sol, mais également dans le
calcul des efforts agissant sur les structures.
Ces portées caractéristiques sont:
-
la portée normale
La portée normale est la distance horizontale la plus économique séparant deux pylônes
consécutifs. Elle est à la base de la détermination de la hauteur du point d'attache au
dessus du sol du conducteur le plus bas. Elle conditionne donc principalement la
hauteur normale du support.
-
la portée maximum
La portée maximum est la distance horizontale maximum pouvant séparer deux pylônes
consécutifs. Elle est à la base de la détermination des dimensions caractéristiques de
l'armement du support et principalement des distances entre câbles conducteur et de
garde.
-
la portée vent
Elle sert principalement à déterminer l'effort horizontal agissant sur la structure du
pylône au niveau du point d'accrochage d'une chaîne de suspension ou des chaînes
d'ancrage.
Pour les supports d'ancrage, la portée vent est la distance sur laquelle le vent est censé
agir perpendiculairement au câble. Elle est égale à la moyenne arithmétique des portées
adjacentes d'un support.
Pour les pylônes de suspension, elle peut être indépendante ou fonction de l'angle de
déflexion de la ligne.
Lorsqu'elle est définie indépendamment de l'angle de déflexion de la ligne, elle est égale
à la moyenne des portées adjacentes pour un angle de déflexion (a) égal à 0.
Lorsqu'elle est définie en tenant compte de l'angle de déflexion de la ligne, elle est
variable en fonction de l'angle α suivant la relation ci-dessous.
T.sin(
α
2
Pv = Pv ( α = 0) - 2.
c.q.d
)
Relation 4-7
Compte tenu des angles du tracé, il est recommandé de retenir la deuxième définition
de la portée vent.
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-
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la portée poids
La portée poids est la distance horizontale séparant les points où les tangentes aux
chaînettes représentant les conducteurs de deux portées adjacentes sont horizontales.
La portée poids représente donc, exprimée en mètres de câble, la charge verticale que
les câbles de deux portées adjacentes appliquent à l'extrémité de la console à laquelle
ils sont fixés.
La portée poids intervient dans le calcul statique des structures mais est surtout utilisée
en corrélation avec la portée vent pour estimer l'angle de balancement des chaînes de
suspension perpendiculairement à la ligne sous l'action du vent.
Table 4-13 : Portées caractéristiques des supports retenus
TYPES DE SUPPORTS
ANGLE
MAXI
PORTEES CARACTERISTIQUES [m](*)
degrés
normale
maximum
vent
poids
A
5
300
400
340
450
B
30
300
400
340
450
C
60
300
400
340
450
D
>60
ns
ns
ns
ns
Note : (*) valeurs à confirmer / Ns : non spécifié
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10.6. Rappel de conception sur le dimensionnement des pylônes
Les lignes aériennes doivent obligatoirement supporter les charges des hypothèses A dans
les conditions ci-après :
-
Effort maximal admissible dans les câbles, isolateur et pièces d’armement ; le tiers de la
charge de rupture.
-
Contrainte maximale admissible dans les éléments des pylônes métalliques compte tenu
du flambage s’il y a lieu : le tiers de la contrainte de rupture moyenne à l’extension.
-
Limite d’élasticité minimale garantie : le coefficient de sécurité sera au moins égal à
1,80.
-
Coefficient de stabilité des massifs de fondations pour les efforts d’arrachement ou les
moments de renversement égal à 1,5 (le coefficient de stabilité doit être rapporté à la
moyenne des efforts que l’on peut espérer pour une implantation particulière compte
tenu des caractéristiques réelles du terrain).
-
Effort de compression au fond de la fouille inférieur à la pression admissible pouvant
être supportée par le terrain.
Cas particulier des supports de traversée de chemin de fer qui sont susceptibles d’engager,
en cas de chute, le gabarit cinématique de la voie.
Un calcul supplémentaire des supports de traversée de voie ferrée doit être effectué, dans
l’hypothèse de la rupture d’un ou de plusieurs conducteurs, lorsque les supports peuvent
engager en cas de chute le gabarit cinématique des véhicules circulant sur la voie.
La somme des sections des câbles rompus, qui doit être prise en compte dans le calcul, doit
être supérieure ou égale à 400 mm², c’est-à-dire qu’il faut envisager la rupture de deux
câbles les lignes étant équipées avec des conducteurs simples de 366 mm².
Dans l’hypothèse A précédente :
-
Les contraintes unitaires, compte tenu s’il y a lieu du flambage, doivent être inférieures à
1/1,75 fois celles de la rupture.
-
Le coefficient de stabilité des fondations doit être supérieur à 1.
-
Un support est censé engager le gabarit de la voie, lorsque la plus petite distance entre
le gabarit proprement dit et le pied du support est inférieur à sa hauteur hors sol.
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10.6.1. Hypothèse de rupture d’un conducteur ou d’un câble de garde
Cette hypothèse définit pour tous les supports une résistance minimale à la torsion
nécessaire pour résister à la rupture d’un conducteur ou d’un câble de garde ou d’un
manchon de jonction ou d’ancrage.
Cette hypothèse consiste à appliquer à chaque point d’accrochage l’effort statique qui y
apparaîtrait à + 25° C sous le vent de l’hypothèse A ; dans le cas de la rupture dans une
portée adjacente du câble qui y est fixé. Cette application est faite à chaque point
d’accrochage le cas le plus défavorable étant seul retenu.
Pour les pylônes équipés de chaînes de suspension, l’effort est déterminé en tenant compte
de la détente résultant de l’inclinaison de la chaîne, la valeur maximale de cet effort étant
toutefois limités à 3000 daN.
Dans le cas particulier de pylône 90 kV équipés de consoles rabattables, c’est l’effort
provoquant le rabattement qui sera pris en compte.
Les conditions à respecter sont les suivantes :
-
Les contraintes unitaires majorées de 1,1 des éléments de l’ouvrage doivent rester
inférieures à la valeur moyenne de la limite élastique
-
Le coefficient de stabilité des massifs de fondation des pylônes et haubans doit rester
supérieur à 1,1
-
Les chaînes d’isolateurs : coefficient de sécurité égal à 2.
On tient compte de cette hypothèse pour l’utilisation la plus courante c’est-à-dire :
-
Câbles et paramètres usuels, pour la famille de pylônes considérée
-
Portée égale au ¼ du paramètre
-
Angle usuel pour le type de pylône
10.6.2. Hypothèse pour la construction ou l’entretien de l’ouvrage
Au cours des travaux de construction ou d’entretien les pylônes doivent supporter des efforts
exceptionnels, variables suivant les modes opérations utilisés.
Il est nécessaire de définir par des hypothèses appropriées, les efforts qui doivent être pris
en compte au moment de l’étude d’un type de support.
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Les modes opératoires à mettre en œuvre sur les chantiers doivent être établis de façon que
ces efforts ne soient pas dépassés.
Les hypothèses pour la construction ou l’entretien de l’ouvrage sont vérifiées pour les
conditions normales d’utilisation, c’est-à-dire :
-
Conducteurs et paramètres usuels pour la famille de pylône
-
Portée égale au ¼ du paramètre de réglage
-
Angle usuel pour le type de pylône
Les conditions à respecter sont les suivantes :
-
Dissymétrie des charges
-
haubanage d’un câble ou de la totalité des câbles
La contrainte maximale admissible dans les éléments des pylônes métalliques, compte tenu
du flambage s’il y a lieu, doit être inférieure au tiers (1/3) de la contrainte de rupture
moyenne à la traction.
La contrainte maximale admissible dans les barres, autre que les membrures sont égale à la
valeur minimale de la limite élastique du métal divisée par 1,2.
10.6.3. Dissymétrie des charges
Les conditions météorologiques sont les conditions normales de travail :
-
températures de 28 °C
-
absence de vent
Les charges appliquées aux pylônes sont les suivantes :
-
dissymétrie des charges sur un pylône d’alignement (ou décrochage d’un ou de
plusieurs conducteurs).
-
pour les pylônes nappe horizontale ou nappe voûte, on suppose qu’un ou deux
conducteurs n’ont pas été mis en place ou sont décrochés. Le cas le plus défavorable
est retenu.
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10.6.4. Haubanage d’un câble (réparation d’un câble)
On suppose qu’un câble (conducteur ou câble de garde) est retenu par un hauban ancré au
sol.
Les conditions particulières du haubanage sont les suivantes.
La détente admise correspond à une inclinaison de 10° de la chaîne de suspension d’un
conducteur ; elle est supposée nulle pour un câble de garde.
La pente du hauban est égale à :
-
1/3 pour le type le plus léger de la série angle du hauban avec le sol (= 18°)
-
1/2 pour les autres types (ß =37°)
La dénivellation de la portée précédant le haubanage est égale à :
-
+ 0,05 pour le type le plus léger de la série
-
+ 0,10 pour les autres types de la série
La dénivellation de la portée succédant au haubanage est nulle.
10.6.5. Haubanage de la totalité des câbles
On suppose que tous les câbles supportés par le pylône sont retenus par des haubans
ancrés au sol.
Les conditions sont les mêmes que précédemment. Cependant, la pente du hauban est
égale à 1/3 dans tous les cas (ß = 18 °).
10.7. Calcul des pylônes métalliques
10.7.1. Méthodes de calculs
En s’appuyant sur ASCE, le contractant fournira des notes de calcul des divers types de
supports indiquant en détail les méthodes de calcul utilisées en présentant des courbes de
contraintes critiques de flambement pour les diverses natures de barres présentées dans les
structures.
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Ces notes seront établies sous forme unitaire, c’est-à-dire en indiquant les efforts
apparaissant dans toutes les barres calculables, pour un effort de 1 000 kgf appliqué
successivement suivant les 3 directions principales au point d’accrochage du conducteur et
du câble de garde.
Elles seront accompagnées de notes justificatives montrant que sous les cas de charge
correspondant aux points d’implantation les plus contraignants des supports, les diverses
barres du pylône subissent un effort inférieur à l’effort maximal admissible.
Tous les calculs des pylônes comporteront le schéma des forces appliquées, le calcul de la
poussée du vent sur le pylône, la numérotation des éléments du pylône, et pour chaque
élément, la section prévue, la charge maximale de travail, l’hypothèse de calcul qui prévaut,
la longueur libre, le rayon d’inertie du profilé, la sollicitation critique, la sollicitation de travail.
10.7.2. Vent sur le pylône
La pression du vent pour les pylônes en treillis doit être prise entière sur la première face
frappée, et réduit pour la face arrière ; le coefficient de réduction à appliquer est le rapport
de la surface des vides de la première face à sa surface totale.
10.7.3. Contraintes admissibles
Les contraintes admissibles sont déterminées en fonction des coefficients de sécurité
indiqués dans les différentes hypothèses.
10.7.4. Calculs des distances de sécurité
Indépendamment de caractéristiques telles que largeur au niveau du sol, pentes des
montants d'angle du fût, hauteur des consoles au niveau du fût, dimensions qui résultent
essentiellement de l'expérience et des contraintes du calcul statique, un support est défini
par des dimensions caractéristiques qui sont:
-
les distances entre phases;
-
les distances entre phase et câble de garde corrélées avec la position de ce dernier
pour assurer une protection efficace du conducteur de phase contre les coups de foudre
direct;
-
les distances à la masse;
-
la hauteur par rapport au sol du point de fixation des chaînes de suspension et
d'ancrage.
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10.7.4.1. Distances entre phases
La distance entres phases en milieu de portée doit au moins être égale ou supérieure à la
valeur minimale calculée par la relation suivante :
d c = k. f + l k + S am
Relation 4-8
Dans cette formule, les différents paramètres ont les significations suivantes:
f
flèche médiane maximum d'une portée [m]
lk
longueur d'une chaîne d'isolateurs de suspension [m]
k
terme qui dépend du coefficient de surcharge du conducteur pour un vent correspondant
à une pression dynamique de 24 daN/m². k s'écrit pour un conducteur de diamètre
extérieur D exprimé en m :
p 2 + (24. Dcond )2
k = 0,6.
p cond
Relation 4-9
Sam terme qui dépend de la tension de la ligne et qui est fonction de la probabilité d'une
surtension et de la présence simultanée d'une personne ou d'un objet au voisinage de la
ligne. Si Uc représente la tension composée de la ligne (tension entre phases) exprimée
en kV, Sam exprimé en mètres s'écrit :
.
Sam = 0,0025.Uc
pour une probabilité de voisinage faible
.
Sam = 0,0050.Uc
pour une probabilité de voisinage moyenne
.
Sam = 0,0075.Uc
pour une probabilité de voisinage forte
Dans le cas de la distance entre phases en milieu de portée, Sam est calculée pour une
probabilité de voisinage faible.
Les distances entre phases au niveau du pylône sont fonction de l'angle de déflexion
maximum qu'il peut supporter suivant la relation :
dp=
dc
cos(
α
2
)
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Relation 4-10
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Les distances entre phases pour les différents supports retenus se calculent ainsi en prenant
en compte la longueur de chaîne de suspension et un coefficient k égal à 0,67 ainsi qu’une
valeur au terme Sam.
10.7.4.2. Distances entre conducteurs et câbles de garde
Lorsqu’ils sont installés, les câbles de garde doivent protéger efficacement les conducteurs
et chaînes d’armement contre les coups de foudre ; les chevalets doivent être correctement
disposés et dimensionnés en conséquence.
Les conducteurs sont considérés comme normalement protégés, lorsqu’ils sont disposés à
l’intérieur d’une zone délimitée par plusieurs arcs de cercle.
Au niveau des (ou du) câbles de garde, les tangentes aux arcs de cercle font avec la
verticale un angle appelé « angle de protection extérieur ». Cet angle de protection extérieur
doit être égal, au plus :
-
à 30 degrés pour les pylônes de suspensions,
-
à 35 degrés pour les pylônes d’ancrage.
Les distances entre conducteurs et câbles de garde sont calculées par les mêmes formules
que celles présentées au paragraphe précédent, mais en remplaçant la distance de tension
Sam par (Sam / √3).
Le paramètre du câble de garde étant supérieur à celui des conducteurs, la flèche médiane à
prendre en compte dans la formule est celle des conducteurs.
Les distances au pylône sont calculées sans tenir compte de la différence de flèche entre les
deux câbles.
10.7.4.3. Distances à la masse
Pour déterminer la silhouette d’un pylône, le balancement des chaînes, dans les principaux
cas d’implantation, doit respecter les conditions géométriques en ce qui concerne :
-
les distances à la masse à + 55°C sans vert
-
les distances à la masse à + 28°C avec vent rédui t
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Les épures de balancement seront faites en prenant conventionnellement les types de
chaînes suivants :
Type des chaînes suivant la tension mécanique
Simple isolateurs U100 : 3000 daN maxi
Double isolateurs U100 : 6000 daN maxi
Les chaînes sont supposées munies de bretelles traversantes ; leur isolement est normal,
mais le balancement doit rester acceptable après l’adjonction d’un isolateur supplémentaire
en 90 kV.
Elles sont équipées des rallonges et des contrepoids qui sont nécessaires pour traiter
correctement les différents cas d’implantation.
Pour les pylônes d’ancrage (type 3 – 4 - 5) la silhouette doit permettre également
l’installation des bretelles de continuité électrique tout en conservant les distances à la
masse prescrites, pour les valeurs d’angle en ligne suivantes :
-
30 gr pour le type 3
-
-
Les distances entre phases doivent respecter les conditions fixées.
Lors d'un rapprochement à la masse consécutif aux oscillations dues au vent, un élément
sous tension doit présenter, par rapport à la masse, une distance minimum.
Une distance minimum doit également être assurée en dehors de toute hypothèse de vent.
Le tableau suivant donne les distances à respecter entre les conducteurs et les masses pour
les deux hypothèses.
Les distances précisées sont applicables à toutes les pièces sous tension, câbles, pinces,
bretelles, cornes ou anneaux de garde, contrepoids, etc.
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Table 4-14 : Distances à la masse sur les supports (valeurs minimales)
HYPOTHESE
DISTANCES A LA MASSE SUR LES SUPPORTS
28 °C sans vent
R1 = 1,10 m
28 °C avec vent réduit de 24 daN/m²
R2 = 0,8 m
La distance R1 correspond à la distance entre armatures de protection des chaînes
(anneaux de garde, bretelles, etc ...). Elle correspond également à la distance obtenue entre
une phase et la masse du pylône. La distance R2 correspond au rapprochement d'un
conducteur de phase à la masse d'un pylône consécutif aux oscillations dues au vent. Dans
l'épure de balancement des chaînes, c'est évidemment la distance R2 qui est prédominante.
L'angle de balancement d'une chaîne de suspension par rapport à la verticale αc se calcule
suivant la relation suivante.
α c = Arctg
W+
C
α
+ 2.T.sin( )
2
2
Q
G+
2
Relation 4-11
Les différents paramètres ont été définis dans le chapitre correspondant.
L'angle de balancement des chaînes de suspension, qui est essentiel pour la détermination
des longueurs des consoles extérieures, est calculé pour des chaînes simples et doubles.
Les chaînes doubles sont à deux files d'isolateurs formant un plan situé dans celui du
conducteur de phase. La portée poids prise en considération pour déterminer l'angle
maximum autorisé est égale à 0,9 fois la portée normale des supports de suspension.
Ce pourcentage résulte du fait que le terrain n'est jamais parfaitement plat et que par
conséquent la portée normale et la portée poids y correspondant ne sont jamais assurées à
100 %.
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Le tableau suivant donne les angles de balancement pour les deux types de chaînes. Les
détails des calculs sont donnés en Annexe.
ANGLE DE BALANCEMENT DES CHAINES
Chaînes simples
Chaînes doubles
38°
37°
On retiendra un angle de balancement maximum de 40°.
10.7.5. Hauteurs par rapport au sol
Les hauteurs par rapport au sol des consoles inférieures des différents types de supports
sont déterminées par la relation :
H = f max + l k + hs
Relation 4-12
Les différents paramètres ont les significations suivantes :
fmax flèche maximum dans la portée normale
lk
longueur de la chaîne de suspension
hs
distance de sécurité par rapport au sol
La distance de sécurité par rapport au sol dépend de la nature du terrain surplombé par la
ligne. Ces distances minimales sont précisées dans le paragraphe correspondant.
Selon les types de supports, les hauteurs sous consoles inférieures des pylônes sont
calculées pour une distance de sécurité par rapport au sol de 7,50 m (terrain ordinaire) et
pour une longueur de chaîne de suspension de 1,10 m.
10.7.6. Positions des câbles de garde
Le rôle essentiel du ou des câbles de garde est de protéger les conducteurs de ligne contre
les coups de foudre directs, capables de provoquer l'apparition d'ondes de tension à front
raide à l'origine de certains contournements de chaînes d'isolateurs.
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La position optimale des câbles de garde et l'angle de protection qui en résulte sont
déterminés à l'aide de la théorie du modèle électro géométrique.
Celui-ci indique que tout coup de foudre de courant de crête I est attiré par le premier objet
dont la distance à la tête du leader devient inférieure à une distance critique exprimée en m,
donnée par la relation suivante, I étant exprimé en kA.
r c = 6 ,7 . I
0 ,8
Relation 4-13
Il en résulte que si l'on veut protéger efficacement les conducteurs actifs d'une ligne, il faut
installer des câbles de garde de telle sorte que tout coup de foudre porteur d’un courant I
qui, s'il touchait un conducteur, provoquerait un amorçage, soit intercepté par un câble de
garde.
Θ0 = arcsin(1 -
H
rc
)- arcsin
C
2. r c
Relation 4-14
La théorie électro-géométrique montre que l'angle de protection optimum du câble de garde
protégeant un conducteur est donné par la relation
Les différents symboles ont les significations suivantes :
H
hauteur moyenne du conducteur de phase au dessus du sol. Cette hauteur est calculée
par la relation (terrain plat)
2
H = 1,1.( hcp - . f cond )
3
Relation 4-15
( hc p ) représente la hauteur d'accrochage du conducteur au pylône et ( fcond ) la flèche
médiane du conducteur de phase.
C
distance entre câble de garde et conducteur actif à hauteur moyenne. Compte tenu de la
valeur relativement faible de l'angle de protection, C vaut pratiquement la différence
entre les flèches des deux câbles (pour la même portée et la même température)
majorée de la distance minimum séparant le câble actif et le câble de garde.
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Le courant critique permettant de calculer la distance ( rc ) est donné par la relation :
I c = 2.
U choc foudre
Z
Relation 4-16
( U choc foudre ) représente la tension d'isolement de la ligne au choc de foudre et ( Z ) est
l'impédance d'onde du conducteur de phase.
Les valeurs obtenues pour les différents types de pylônes sont généralement présentées
sous forme de tableau. Ces calculs sont effectués pour la portée moyenne et pour la
température moyenne de la région. La distance critique d'amorçage est également à
indiquer.
Parmi les valeurs à indiquer, on notera la nécessité de calculer l’angle de protection que doit
assurer le câble de garde en milieu de portée. En second lieu doit apparaître la valeur de
l'angle de protection que doit assurer le câble de garde au niveau du pylône. Il est calculé
avec une valeur de C qui ne tient pas compte de la différence des flèches.
10.7.7. Silhouettes des pylônes
Les silhouettes des supports sont établies sur base des dimensions caractéristiques
calculées dans le présent chapitre.
Tous les supports sont de type "treillis à armement triangle“ et ont des fûts de section carrée.
Les silhouettes des pylônes et des têtes sont données dans le plan LT-20-201.
10.8. Définition des efforts agissant sur les structures
Les fûts des pylônes et leurs consoles sont calculés en fonction des forces verticales et
horizontales qui agissent simultanément sur leurs structures en conditions normales
d'exploitation et en conditions accidentelles.
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10.8.1. Forces verticales
Les forces verticales agissant sur les structures sont :
-
les poids propres des supports et des traverses;
-
les charges permanentes provenant des poids de l'équipement et des conducteurs des
portées intéressées;
-
les charges de montage.
La charge verticale appliquée à l'extrémité d'une console par les conducteurs de deux
portées adjacentes est calculée en fonction de la portée poids suivant la relation :
G = Pp . p
Relation 4-17
dans laquelle, ( Pp ) représente la portée poids exprimée en m et ( p ) le poids propre du
conducteur par m de longueur.
Le poids d'une chaîne simple d'isolateurs est estimé à 30 daN. Celui d'une chaîne double est
de l'ordre de 65 daN.
Les charges de montage sont appliquées aux barres horizontales et inclinées d'un angle
inférieur à 45 ° par rapport à l'horizontale et acc essibles au personnel. Il est admis une
charge de montage de 100 daN appliquée au centre de la barre, mais aucune autre charge.
Pour les traverses des pylônes d'alignement et d'angles faibles, la charge de montage est de
100 daN, appliquée à l'extrémité de la console. Pour les traverses des pylônes d'ancrage, la
charge de montage est de 300 daN, appliquée à l'extrémité de la console.
10.8.2. Forces horizontales
Les forces horizontales agissant sur les structures sont:
-
les efforts dus au vent sur les supports;
-
les efforts dus au vent sur les conducteurs et les chaînes d'isolateurs;
-
les forces horizontales dues à la traction des conducteurs (effet d'angle);
-
les forces horizontales dues à la rupture d'un conducteur.
Le calcul des efforts dus au vent suppose qu'il agit horizontalement et que son effort s'exerce
perpendiculairement à la surface qu'il atteint. Dans le cas de pylônes en treillis de section
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carrée ou rectangulaire, il n'est tenu compte que de la paroi du treillis qui fait face au vent.
On néglige la pression du vent sur les assemblages en treillis dont le plan est situé dans le
sens du vent.
La force du vent sur la structure du pylône est calculée en considérant une pression
dynamique uniforme égale à 70 daN/m² et suivant la relation :
W p = Cb .q. A
Relation 4-18
Les symboles ont les significations suivantes :
q
pression dynamique du vent [daN/m²]
Cb coefficient de pression dynamique des membrures égal à 2,8
A
totalité de la surface d'acier projetée, exprimée en m², d'une aire se présentant face au
vent
La force horizontale résultant de l'action du vent sur les conducteurs est calculée, pour les
pylônes de suspension, suivant la relation :
W c = C.q.φ . Pv
Pv ≤ 200 m
C.q.φ .(80 + 0,6. Pv ) Pv > 200 m
Relation 4-19
Pv étant la portée vent considérée. Le calcul tient donc compte d'un coefficient de rafale qui
s'écrit :
CR =
80 + 0,6. Pv
Relation 4-20
Pv
Pour les pylônes d'ancrage d'angle ou de suspension d'angle, la force résultante du vent sur
les conducteurs est calculée suivant la relation :
W c = C.q.φ . C R . Pv . cos(
α
2
)
Relation 4-21
On admet donc que le vent agit perpendiculairement à la direction matérialisée par la
bissectrice de l'angle de la ligne.
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Chapitre 4
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L'effet d'angle, c'est à dire la force horizontale résultant de la traction des conducteurs de
deux portées adjacentes et de l'angle de déflexion de la ligne est calculé suivant la relation :
W t = 2.T. sin(
α
2
)
Relation 4-22
dans laquelle T représente la tension totale maximum à laquelle le câble est soumis. Cette
force horizontale due à l'effet d'angle agit perpendiculairement à la direction de la bissectrice
de l'angle de la ligne.
T est calculé pour le conducteur de phase et pour le câble de garde.
La force horizontale qui apparaît lors de la rupture d'un conducteur est calculée en fonction
de la tension maximum T du câble. Cette force agit parallèlement à l'axe de la ligne pour les
supports d'alignement et parallèlement à la direction des conducteurs pour des pylônes
d'angle.
Pour les supports de suspension, la force horizontale apparaissant consécutivement à la
rupture d'un câble est égale à la moitié de la tension T. Cette réduction est admise compte
tenu de l'inclinaison de la chaîne de suspension vers la portée non accidentée.
Pour les pylônes d'ancrage, la force horizontale apparaissant consécutivement à la rupture
d'un câble est égale à la tension maximum T.
10.8.3. Hypothèses du calcul statique
Les supports sont calculés pour supporter, avec une certaine sécurité, des cas de charge
résultant d'une combinaison de charges horizontales et verticales agissant simultanément.
10.8.3.1. Pylônes de suspension et d'angle souple
Les structures des pylônes sont calculées pour les combinaisons de charges suivantes.
CS 1 - Charges normales
-
vent agissant perpendiculairement à la direction de la bissectrice de l'angle de la ligne (α
= 0) sur le pylône, isolateurs et conducteurs;
-
charges verticales provenant des conducteurs, isolateurs, traverses.
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-
vent agissant perpendiculairement à la direction de la bissectrice de l'angle maximum de
la ligne (α = α max) sur le pylône, isolateurs et conducteurs;
-
forces horizontales dues à l'effet d'angle pour a = amax;
-
-
vent agissant parallèlement à la direction de la bissectrice de l'angle de la ligne (α = 0)
sur le pylône et les isolateurs;
-
-
vent agissant parallèlement à la direction de la bissectrice de l'angle de la ligne (α =
αmax) sur le pylône et les isolateurs;
-
forces horizontales dues à l'effet d'angle pour α = αmax;
-
CS 5 - Charges accidentelles
-
force horizontale résultant de la rupture d'un câble de garde pour un angle α = 0;
-
pas de charge due au vent;
-
-
force horizontale résultant de la rupture d'un conducteur pour un angle α = 0;
-
-
charges verticales provenant des conducteurs, isolateurs, traverses.-
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-
force horizontale résultant de la rupture d'un câble de garde pour un angle α = αmax;
-
-
-
-
force horizontale résultant de la rupture d'un conducteur pour un angle α = αmax;
-
-
-
10.8.3.2. Pylônes d'ancrage
Les structures des pylônes sont calculées pour les combinaisons de charges suivantes :
CA 1 - Charges normales
-
= αmin) sur le pylône, isolateurs et conducteurs;
-
forces horizontales dues à l'effet d'angle pour α = αmin;
-
-
= αmin) sur le pylône, isolateurs et conducteurs;
-
-
force horizontale égale à 2/3 de la somme des tractions maximales unilatérales des
conducteurs, appliquée à mi-hauteur du fût et agissant parallèlement à la direction des
conducteurs d'une portée pour un angle α = αmin.
-
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CA 3 - Charges accidentelles
-
force horizontale résultant de la rupture d'un câble de garde pour un angle α = αmin;
-
-
-
-
force horizontale résultant de la rupture d'un conducteur pour un angle α = αmin;
-
-
-
-
= αmax) sur le pylône, isolateurs et conducteurs;
-
-
-
= αmax) sur le pylône, isolateurs et conducteurs;
-
-
force horizontale égale à 2/3 de la somme des tractions maximales unilatérales des
conducteurs, appliquée à mi-hauteur du fût et agissant parallèlement à la direction des
conducteurs d'une portée pour un angle α = αmax.
-
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-
-
-
-
-
-
-
-
charges verticales provenant des conducteurs, isolateurs, traverses
10.8.3.3. Pylônes d'ancrage et d'arrêt
Les structures des pylônes sont calculées pour les combinaisons de charges suivantes.
CF 1 - Charges normales
-
forces horizontales maximales dues à la traction des conducteurs et agissant
simultanément dans les deux portées adjacentes pour un angle de ligne α = αmin;
-
charges dues au vent agissant perpendiculairement à la direction de la bissectrice de
l'angle de ligne α = αmin;
-
-
forces horizontales maximales dues à la traction des conducteurs et agissant
simultanément dans les deux portées adjacentes pour un angle de ligne α = αmax;
-
charges dues au vent agissant perpendiculairement à la direction de la bissectrice de
l'angle de ligne α = αmax;
-
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-
forces horizontales résultant des tractions maximales unilatérales des conducteurs pour
un angle de ligne α = αmin;
-
vent agissant perpendiculairement à la direction de la bissectrice de l'angle de la ligne
sur le pylône, isolateurs, conducteurs;
-
-
forces horizontales résultant des tractions maximales unilatérales des conducteurs pour
un angle de ligne α = αmin;
-
vent agissant perpendiculairement à la direction de la bissectrice de l'angle de la ligne
sur le pylône, isolateurs, conducteurs;
-
CF 5 - Charges accidentelles
-
force horizontale résultant de la rupture d'un câble de garde pour un angle α = αmin;
-
-
-
-
-
-
-
-
force horizontale résultant de la rupture d'un conducteur pour un angle α = αmin;
-
-
-
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-
-
-
-
10.8.4. Montage des supports
On applique au milieu de toutes les barres, autres que les membrures, une force verticale de
100 daN correspondant au poids d’un monteur et de son petit outillage. Cette force s’ajoute
aux efforts normaux supportés par le pylône à + 28°C sans vent.
10.8.4.1. Hypothèse de vent extrême
La température à considérer est la température moyenne de la région, soit 25°C.
Le vent exerce les pressions suivantes selon les cas :
-
Eléments plans et supports
205 daN/m2
-
Eléments cylindriques des supports
123 daN/m2
-
Câbles de portée
82 daN/m2
La ligne doit supporter les charges ci-dessus dans les conditions suivantes :
10.8.4.2. Coefficient de sécurité
-
Support métallique ; (par rapport à la limite élastique) :
1,1
-
Stabilité des massifs :
1,1
-
Conducteur, isolateurs et chaînes :
2
10.9. Hypothèses du calcul des membrures et treillis
10.9.1. Généralités
La structure à inertie variable des fûts des pylônes est constituée des membrures et des
treillis.
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Les membrures disposées aux quatre angles de la section sont destinées à résister aux
moments fléchissants. Les treillis sont destinés à la transmission des efforts tranchants, bien
qu'une partie non négligeable de ceux-ci soit absorbée par les membrures.
Le choix des profilés constituant les membrures et profilés, de la boulonnerie et des
différentes pièces constituant les supports est orienté par les critères suivants:
-
recherche du poids minimum compatible avec les conditions de travail et de sécurité
imposées;
-
recherche de la simplicité de fabrication et de mise en œuvre par la réduction de la
variété de l'échantillonnage.
Les caractéristiques mécaniques minimales à considérer dans les calculs sont celles
spécifiées dans les normes AFNOR relatives aux aciers de construction, laminés, tôles,
articles de boulonnerie, etc...
10.9.2. Cornières
Deux qualités d'acier sont retenues pour la fabrication des cornières. Ce sont les aciers E 24
(A37) et E 36 (A52) qui présentent les caractéristiques suivantes.
Table 4-15 : Caractéristiques mécaniques des aciers de construction
CARACTERISTIQUES
Limite de rupture moyenne
[daN/cm²]
Limite d'élasticité [daN/cm²]
. moyenne
. minimale
ACIERS
E 24 (A 37)
E 36 (A 52)
3900
5600
2550
2350
3800
3550
Il sera fait usage de cornières amincies à ailes égales. L'usage de ce type de profilé apporte
une économie sensible sur le poids par rapport aux cornières au 1/10 ème et améliore la
tenue au flambement.
La minceur des cornières (rapport entre la largeur de l'aile et son épaisseur) sera limitée à
15 du fait de l'apparition de certains phénomènes au-delà de ce chiffre (flambement local et
flambement spatial).
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Les cornières utilisées présenteront les caractéristiques suivantes:
-
minceur comprise entre 11 et 15;
-
utilisation des aciers E 36 pour les barres principales de faible élancement telles que les
membrures;
-
utilisation des aciers E 24 pour les autres barres.
Les cornières utilisées se situeront dans la gamme des fabrications courantes dont les
dimensions sont fixées par les Euro normes, le plus petit échantillon étant la cornière
40x40x3.
10.9.3. Boulons de charpente
Les boulons de charpente présenteront les caractéristiques suivantes.
Table 4-16 : Caractéristiques mécaniques des boulons de charpente
BOULONS
CLASSE 4.6
CLASSE 8.8
CARACTERISTIQUES
Limite de rupture minimale en traction [daN/cm²]
Limite élastique minimale en traction [daN/cm²]
3900
2350
7840
6270
Les dispositions suivantes seront considérées:
-
la gamme des boulons utilisés sera aussi réduite que possible afin de simplifier les
opérations de montage;
-
il sera fait usage d'une seule nuance d'acier pour éviter les confusions sur le chantier
lors du montage;
-
le diamètre nominal minimal sera de 12 mm;
-
l'épaisseur des rondelles ne sera pas inférieure à 4 mm.
10.9.4. Réalisation des cornières
Les coupes des cornières aux points d’assemblage seront ébarbées pour éviter que toute
bavure empêche un contact parfait des fers entre eux.
Toutes les pliures de cornières seront faites à chaud. Lorsque les membrures se raccordent
bout à bout, le joint sera muni d’une éclisse à l’intérieur et d’une autre à l’extérieur.
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Les trous poinçonnés dans les laminés devront avoir, du côté de la découchure, un diamètre
sensiblement égal à celui situé de l’autre côté. Les dépouilles maximales tolérées seront les
suivantes :
-
0,5 mm pour les épaisseurs inférieures à 7 mm
-
0,6 mm pour les épaisseurs comprises entre 7 et 9 mm
-
0,8 mm pour les épaisseurs comprises entre 9 et 12 mm
Si au cours de la fabrication, les valeurs des dépouilles étaient supérieures à ces chiffres,
l’alésage des trous serait exigé.
10.9.5. Réalisation des assemblages
Les assemblages boulonnés ou soudés doivent être conçus de manière à réduire au
minimum les efforts secondaires. En particulier, les fibres neutres des barres aboutissant à
un même nœud doivent être concourantes.
Toutefois, il peut être admis de confondre l’axe neutre avec la ligne de trusquinage. Les
moments de flexion secondaire qui en résultant peuvent, le plus souvent, être négligés.
Dans certains cas il est cependant nécessaire d’en effectuer le calcul pour se rendre compte
de l’importance des contraintes supplémentaires qui s’ajoutent aux contraintes normales
existant déjà dans les barres.
Dans la détermination des pièces d’assemblage, on devra également tenir compte des
majorations de contraintes provoquées éventuellement par l’excentrement des efforts.
Dans tous les cas, il est nécessaire de s’assurer que les efforts dans les barres peuvent être
transmis par les assemblages et que la conception des nœuds permet effectivement le
fonctionnement du système dans les conditions prises en compte par le calcul.
10.10. Points d’accrochage des câbles
Les points d’accrochage des conducteurs et câbles de garde doivent permettre la fixation
des pièces de charpentes, à savoir :
-
Pour les pylônes de suspension : un étrier placé dans le plan vertical ou un palier de
fixation ;
-
Pour les pylônes d’ancrage : un étrier placé dans un plan horizontal ou une chape
tourillon ayant son axe charnière disposé horizontalement.
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Les points d’accrochage des conducteurs, sur les poutres des pylônes armés en nappe
horizontale ou quasi-nappe, doivent pouvoir être décalés littéralement pour faciliter
l’utilisation des pylônes dans les angles.
La constitution de la poutre doit être telle que les deux dispositions soient réalisables avec
les mêmes barres, sans modification de celles-ci.
10.11. Embases
Les pylônes doivent être équipés d’embases extraites d’une série unique et normalisée,
comportant autant d’embase que de sections de cornières de dimensions supérieures ou
égales à 60 x 6.
10.12. Pieds dénivelés
Les pylônes à quatre pieds, implantés sur des terrains en forte pente doivent avoir des pieds
de longueur inégale. Le constructeur doit prévoir l’étude de la fabrication d’un certain nombre
de pieds plus longs de 1, 2, 3 mètres, au plus courts de 1 ou 2 mètres que les pieds
normaux.
10.13. Echelons d’escalade
Le long d’une membrure de chaque pylône sont fixés des échelons de 15 cm environ de
longueur utile, distance d’environ 30 cm le plus régulièrement espacés qu’il est possible et
placés en quinconce alternativement sur une face extérieure de la cornière et sur l’autre.
Cette rangée d’échelons débute au niveau de la ceinture de défenses pour se terminer au
sommet du pylône.
11. DISTANCES DE SECURITE
11.1. Distances minimales à observer par rapport à des ouvrages voisins
Ci-après sont précisées, les distances à respecter au-dessus du sol, des constructions, des
voies de communication et des autres lignes aériennes.
Dans chaque cas, la distance minimale D est égale à :
D= b+ t
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où :
(b) est la distance de base, fonction de la nature du surplomb, de la flèche et de la position
du croisement pour les traversées de lignes aériennes.
Dans le cas général, (b) est égale à :
-
6 mètres au-dessus du sol et des routes (ou h + 1 mètre pour les itinéraires routiers
adaptés au transport s de grande hauteur) ;
-
3 mètres au-dessus des maisons et autres bâtiments.
(t) est la distance de tension, fonction de la probabilité d’une surtension et la présence
simultanée d’une personne ou d’un objet au voisinage de la ligne.
Dans le cas général, (t) est égale à :
-
0,0025 U pour une probabilité de voisinage faible
-
0,0050 U pour une probabilité de voisinage moyenne
-
0,0075 U pour une probabilité de voisinage forte
Ces distances sont exprimées en mètres. U est la tension entre phase exprimée en
kilovolts (kV). Le tableau ci-dessous donne les différentes valeurs de (t) pour U =
90 kV
U
Distance (m)
t1
0,22
t2
0,45
t3
0,67
Les distances spécifiées sont toujours égales ou supérieures aux distances minimales
obtenues.
11.2. Distances à respecter par rapport à la masse
Les distances à la masse doivent être vérifiées dans les deux hypothèses suivantes :
-
+ 28 °C sans vent
-
+ 28°C avec un vent dit « réduit » exerçant, sur la surface diamétrale d’un câble, une
pression de 24 daN/m2.
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Elles ne doivent pas être inférieures aux valeurs ci-après :
+ 28°C sans vent
+ 28°C avec vent réduit
Distance à la masse en fonction de la
tension nominale de la ligne
90 kV
0,8 m
0,6 m
Ces valeurs sont respectivement égales aux distances t3 et t2 de l’arrêté Technique.
11.3. Distance entre câbles supportés par une même file de pylônes
Les distances entre câbles sont vérifiées pour la flèche médiane de la portée. On prendra la
valeur maximale de cette flèche.
La distance séparant, au milieu d’une portée, deux conducteurs supportés par une même file
de supports doit être supérieure ou égale à la valeur minimale.
Les distances minimales entre conducteurs et câbles de garde sont également calculées
avec les formules indiquant les distances entre phases, mais la distance de tension t1 √3
doit être remplacée par t1.
Le paramètre du câble de garde étant supérieur à celui des conducteurs, la flèche médiane à
prendre en compte dans les formules est celle des conducteurs.
Lorsqu’il existe un croisement entre un conducteur et un câble de garde, il faut, de surcroît,
vérifier que la distance entre les deux câbles, au point de croisement, reste supérieure à la
distance minimale prescrite.
11.4. Hauteurs de surplomb au-dessus du sol et des voies de circulation
11.4.1. Distances aux constructions – Traversées des lignes aériennes
Les hauteurs de surplomb au-dessus du sol, des voies de communication ou des
constructions doivent être respectées pour une température supposée des conducteurs
égale à + 55°C, vent nul.
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11.4.2. Hauteur au-dessus du sol et des voies de circulation à température maximale
et vent nul
Les hauteurs minimales à considérer sont égales à :
Distances minimales (en m)
en fonction de la tension nominales de la ligne
Grandes portées
Portée courante
(f= flèche médiane en mètres)
Nature du surplomb
Terrains ordinaires
6,5
3 + 0,6√ f + t1
Terrains agricoles
7,1
3 + 0,6√ f + t1
Aire d'évolution ou de passage d'engins
agricoles de grande hauteur
(h= hauteur des engins)
Voies de circulation
h+2
8,7
Itinéraires pour véhicules de grande
hauteur (h = hauteurs des véhicules)
h+2
h – 2 + 0,6√ f + t2
3 + 0,6√ f + t3
h – 2 + 0,6√ f + t2
Sont considérés comme « terrains ordinaires » les sols non susceptibles d’être cultivés, sur
lesquels la présence de personnes est exceptionnelle. Un terrain de friche, situé dans une
zone de culture doit être considéré comme un terrain agricole.
Dans le cas de terrain présentant des contrepentes importantes, la distance au sol devra
également être vérifiée sous balancement des conducteurs à + 28°C et sous le vent réduit
24 daN/m2.
11.4.3. Distances aux constructions
La vérification doit être faite dans les deux cas suivants :
-
Pour la température de 55°C des conducteurs vent nul ;
-
Pour la température de 28°C et sous le vent rédui t exerçant une pression de 24 daN/m2.
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Les distances minimales sont les suivantes :
Distance minimale (m) en fonction
de la tension nominale de la ligne
Hypothèses
90 kV
Position la plus basse des conducteurs
T = 55°C – vent nul
4,00
Tout câble de phase
T = 28°C – vent de 24 daN/m2
4,00
11.4.4. Traversées des chemins de fer
Les distances minimales suivantes doivent être respectées pour la température de 55°C des
conducteurs et en tenant compte, si nécessaire du balancement des câbles sous le vent
réduit.
Distance minimale (m) en fonction de la
Hypothèses
90 kV
Distance aux supports, fils de contact
aériens, caténaires
4,00
Distance au gabarit cinématique du
matériel
3,50
11.4.5. Traversées de lignes aériennes (lignes de télécommunication, autres lignes
électriques, caténaires)
Les distances minimales des conducteurs par rapport aux éléments des lignes aériennes de
toute nature établies sur supports indépendants sont indiquées dans le tableau ci-après :
Ligne avoisinante
Distance minimale
BT - MT – PTT - Câbles de garde
2,00 m
90 kV
2,50 m
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Ces distances de croisement doivent être respectées pour toutes les températures que
peuvent prendre simultanément les deux lignes et en tenant compte si nécessaire, du
balancement des câbles sous le vent réduit.
11.4.6. Traversées des cours d’eau et plans d’eau non navigables
La vérification est faite pour la température de 55°C des conducteurs.
Les distances applicables aux grandes portées doivent être retenues lorsqu’elles sont
supérieures aux distances indiquées pour les portées courantes.
Portées courantes
Nature du surplomb
90 kV
Cours d’eau non navigables
Hauteur au-dessus des plus hautes
eaux (PHE)
Hauteur sur le niveau d’étiage
3,50 m
6,50 m
11.4.7. Traversées des cours d’eau et plans d’eau (navigables ou non) avec bateaux
de plaisir à voile
La vérification est faite pour la température maximale des conducteurs.
Les distances applicables aux grandes portées doivent être retenues lorsqu’elles sont
supérieures aux distances indiquées pour les portées courantes.
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Portées courantes
Nature du surplomb
90 KV
Cours d’eau non navigables
Hauteur au-dessus des plus hautes
eaux (PHE)
Hauteur sur le niveau d’étiage
H+2,50 m
9,00 m
H désigne la hauteur du mât du voile au dessus des hautes eaux restant utilisables.
12. ACCESSOIRES DES PYLONES
Les accessoires divers regroupent les matériels suivants:
-
les sphères de balisage aérien;
-
les peintures pour le balisage aérien;
-
la peinture au zinc;
-
les plaques de numérotation et de danger;
-
les plaques de repérage par hélicoptère;
-
les blocs bifilaires;
-
la graisse de contact.
12.1. Sphères de balisage aérien
Les sphères de balisage sont utilisées pour signaler la ligne au voisinage des couloirs
d'approche des aéroports. Ces sphères sont montées sur les câbles de garde conformément
aux règles du code international du balisage aérien (distance entre deux sphères de l'ordre
de 50 m).
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Ces sphères présenteront les caractéristiques suivantes:
-
diamètre
:
600 mm
-
poids
:
8 kg
-
couleurs
:
rouge et blanc
-
matière
:
aluminium
Les sphères seront munies de trous d'un diamètre de 10 mm environ pour permettre
l'écoulement de l'eau. Ces trous seront disposés de manière telle qu'une rotation de la
sphère autour du câble n'entraine pas la formation d'une poche d'eau.
Le système de fixation sera conçu pour permettre une pose sans enfilage, pour éviter tout
glissement sur le câble et pour permettre la pose d'armor-rods de protection.
12.2. Peintures pour balisage aérien
Les peintures rouge et blanche sont destinées à peindre la partie supérieure des pylônes
situés dans le couloir d'approche d'un aéroport, suivant le code international du balisage
aérien.
Ces peintures seront spécialement prévues pour des surfaces galvanisées ou zinguées et
devront résister à l'action constante des rayons ultraviolets.
12.3. Peinture au zinc
La peinture au zinc est destinée à effectuer les retouches sur les parties endommagées des
éléments de pylônes.
12.4. Plaques signalétiques
Les pylônes doivent être munis de plaques signalétiques et des plaques de danger de mort
réglementaires fixées sur des portes plaques au pied des pylônes.
Les porte plaques sont fabriqués en tôle galvanisée et portant un perçage s’adaptant
uniformément à tous les types de pylônes.
Les inscriptions sont rédigées en français et selon les indications fournies par le Maître
d’Ouvrage.
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Dans le cas où le tracé s’écarte de celui de la route, le Contractant fournira les plaques de
signalisation portant les numéros des supports les plus proches. Ces plaques seront situées
à l’entrée des chemins d’accès. Ces plaques seront fixées sur un support en acier scellé par
un massif de béton.
12.4.1. Plaques de numérotation et de danger
Les plaques de numérotation et de danger seront fabriquées en aluminium. Les indications
et inscriptions seront réalisées par emboutissage et peintes dans les couleurs spécifiées. La
numérotation des plaques sera réalisée à l'aide de plaquettes numérotées rivées sur la
plaque principale.
Les plaques et indications seront protégées contre le rayonnement ultraviolet pour éviter
toute décoloration.
Un exemple de plaque est donné en annexe.
12.4.2. Plaque de repérage par hélicoptère
Les plaques de repérage par hélicoptère seront également fabriquées en aluminium et les
numéros seront réalisés par emboutissage. Ces plaques seront également protégées contre
les rayons ultra-violets.
Un exemple de plaque est donné en annexe.
12.5. Blocs bifilaires
Les pylônes d'ancrage situés de part et d'autre de la frontière présenteront la particularité de
présenter un élément de sectionnement "hors tension" pour la ligne.
A cet effet, les bretelles des chaînes d'ancrage seront en deux parties connectées entre elles
par deux blocs bifilaires qui constituent dans chaque phase l'élément de sectionnement.
Chaque gorge du raccord bifilaire est munie de dents acérées disposées
perpendiculairement à l'axe. Lors du serrage du bloc, réalisé avec au moins 3 boulons, les
dents pénètrent dans le conducteur et assurent un très bon contact malgré la couche
d'alumine qui se forme sur les brins d'aluminium constituant le câble.
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12.6. Graisse de contact
La graisse de contact est utilisée conjointement avec les manchons de raccordement, les
manchons de réparation et les connecteurs bifilaires.
13. MISE A TERRE DES PYLONES
13.1. Généralités
Les pylônes métalliques des lignes aériennes sont mis à la terre pour éviter qu'en cas de
coup de foudre direct sur la structure du support ou sur un câble de garde, les courants de
foudre puissent s'écouler vers la terre à travers une très faible impédance.
Cette condition évite une montée en potentiel de la structure du support et un éventuel
contournement en retour d'une chaîne d'isolateurs, ce qui équivaut pour la ligne à un courtcircuit phase-terre.
L'impédance d'écoulement des courants de foudre dépend de grandeurs spécifiques à l'onde
de choc qui sont son amplitude et la raideur du front, ainsi que des caractéristiques du circuit
de mise à la terre qui sont:
-
la structure métallique du pylône;
-
la prise de terre du support.
La structure métallique du support se comporte pratiquement comme une impédance de
valeur égale à environ 0,4 µ ohm / m de hauteur de pylône. L'impédance de la prise de terre
du support comporte une composante résistive et une composante inductive. Toutes les
composantes dépendent de la raideur du front d'onde de choc.
Les procédés utilisés pour la mise à la terre des pylônes sont très variés. Il faut remarquer
que les massifs en béton des pylônes de lignes constituent à eux seuls une prise de terre qui
n'est pas négligeable.
Cependant, dans des terrains soumis suivant les saisons à des alternatives de sécheresse
et d'humidité, la résistance obtenue du fait de la fondation elle-même ne reste pas constante.
C'est pourquoi, il est utile d'y adjoindre une prise de terre spéciale qui ne peut qu'améliorer
les résultats.
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Trois composantes interviennent dans l'impédance de terre d'un support :
-
la résistance de contact entre la prise et le terrain ;
-
la résistance de propagation dans le terrain ;
-
l'impédance propre de la prise.
13.2. Résistance de contact et de propagation
La conductivité du sol a une influence décisive sur la résistance de contact et de propagation
de la mise à la terre d'un support. Différents facteurs tels que la nature du terrain, la
granulométrie, l'humidité et la température y jouent un rôle important.
Le tableau ci-dessous donne, à titre indicatif, quelques valeurs de résistivité en fonction de la
nature du terrain.
Table 4-17 : Résistivité du sol en fonction de la nature du terrain
NATURE DU TERRAIN
Terrains marécageux
RESISTIVITE (Ω.m)
5 à 40
Humus
10 à 150
Argile plastique
30 à 60
Sable argileux, latérite
50 à 500
Sable siliceux
200 à 3000
Gravier
2000 à 3000
Sol pierreux recouvert de gazon
Granits, gré, roches
300 à 500
1500 à 10000
La granulométrie du terrain intervient en affectant la rétention d'humidité par le sol ou la
qualité du contact avec les électrodes.
L'humidité du sol au Cameroun est fonction des saisons des pluies. La résistivité des
couches superficielles varie au moins jusqu'à une profondeur de 2 m. L'effet d'humidité peut
donc faire varier la résistivité du terrain d'un facteur de 2 à 10 comme le montrent les
courbes du graphique ci-dessous. Celles-ci donnent l'influence de l'humidité du sol sur sa
résistivité spécifique.
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Le gel étant exclu dans la région du projet, la température du sol ne joue qu'un rôle
secondaire. La présence des sels dissous ou des minéraux peut contribuer à une meilleure
conductibilité du sol.
Les sols pour lesquels la résistivité est élevée (> 1000 Ωm) tels que sable sec, roche et
gravier, doivent être catalogués "terrains difficiles" pour lesquels l'obtention d'une prise de
terre de résistance appropriée est pratiquement impossible et très onéreuse.
Table 4-18 : Influence de l'humidité du sol sur la résistivité
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13.3. Impédance propre de la prise
L'impédance propre de la prise de terre dépend de sa forme et de son mode d'implantation.
On distingue:
-
la prise de terre horizontale enfouie, exécutée en faisceau, en anneau ou à mailles
lorsque la conductivité des couches superficielles du terrain est bonne;
-
la prise de terre verticale constituée d'un profil tubulaire, circulaire ou cruciforme,
enfoncée en profondeur lorsque les couches profondes humides permettent une bonne
conductivité;
-
la prise de terre combinée, constituée d'une plaque ou d'une double boucle.
Les types de prise de terre ont un comportement inductif différent et une réponse
impulsionnelle bien caractéristiques aux courants de foudre. Suivant la publication CIGRE
121-03, c'est la prise de terre à double boucles qui donne les résultats d'impédance de terre
les plus satisfaisants au régime transitoire similaire à celui présenté par les courants de
foudre.
Une telle prise de terre est constituée de deux boucles en fil métallique qui ceinture le massif
en béton d'une fondation, l'une à mi-profondeur, l'autre au fond de la fouille. Ces boucles
sont placées dans des rainures horizontales creusées dans les parois de la fouille et
remplies de terre végétale soigneusement tassée, avant bétonnage.
Une telle prise de terre présente par boucle une résistance de mise à la terre donnée par la
relation :
R=
ρ
a.L
. log(
b.L
)
d
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Relation 4-23
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où:
(L) représente le côté de la boucle et (d) le diamètre du fil la constituant.
(ρ) est la résistivité du sol exprimée en ohm.m.
Le terme (b) varie entre 9 et 10 tandis que le terme (a) peut varier entre 17 et 22.
Les prises de terres doivent être réalisées dans un matériau qui puisse remplir certaines
conditions qui sont :
-
supporter la charge thermique provoquée par le courant de terre ;
-
présenter une résistance mécanique suffisante ;
-
résister à la corrosion chimique et électrolytique ;
-
avoir une conductivité suffisante, afin de ne pas contribuer à des différences de potentiel
localement dangereuses.
Il est proposé d'utiliser pour la réalisation des prises de terre, boucles et liaisons aux
montants d'angle des supports, du fil Armco de 8 mm de diamètre qui est un fer pur ayant la
propriété d'être assez malléable et de présenter une bonne résistance à la corrosion.
En considérant un diamètre de 8 mm pour le fil constituant la prise de terre, la résistance de
mise à la terre d'un massif, raccordée galvaniquement à un montant d'angle d'un pylône,
s'écrit avec une très bonne approximation :
Rmassif =
ρ
2,8. L
Relation 4-24
13.4. Résistance de mise à la terre d'un pylône
D'une manière générale, il n'y a pas lieu de craindre de décharges en retour dans une ligne
aérienne si, dans un pylône qui la supporte, l'impédance de mise à la terre présente aux
ondes de choc une résistance de diffusion inférieure ou égale à :
RA =
U st
I st
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Relation 4-25
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avec:
-
RA
:
résistance de diffusion de la terre du pylône (Ω);
-
Ust
:
tension de tenue aux ondes de choc de l'isolation de la ligne (kV);
-
Ist
:
valeur de crête de l'intensité du courant de foudre dans le pylône (kA).
Pour Ust = 325 kV et Ist = 48 kA (qui s'applique à 95 % de tous les courants de foudre dans le
pylône), la résistance de diffusion au courant de choc d'un pylône doit être inférieure ou
égale à :
RA=
325
= 7 ,20 Ω
45
Relation 4-26
Pour une largeur de boucle L de l'ordre de 2 m, la résistance de mise à la terre d'un massif
vaut :
R massif =
ρ
6,8
Ω
Relation 4-27
Ce qui montre, que pour obtenir une résistance RA avec un massif, la résistivité du sol (ρ)
doit être inférieure à 49 ohm.m.
Pour des terrains latéritiques dont la résistivité varie en général entre 50 et 500 ohm.m, les
quatre massifs doivent être munis d'une prise de terre telle que précisée.
13.5. Amélioration des prises de terre
Dans des terrains où la résistivité du sol est telle que la résistance totale de mise à la terre
du pylône (par l'intermédiaire des quatre massifs) est supérieure à 7 ohms, il est possible
d'améliorer la valeur en complétant le dispositif de mise à la terre par une terre
complémentaire dont la plus efficace est constituée d'un conducteur rectiligne enterré dans
une tranchée de profondeur (h).
Un tel conducteur en tranchée présente une résistance de terre donnée par la relation:
ρ
9. L2
R = 0,366. . log
L
16.d.h
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Relation 4-28
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Le nombre de massifs d'un support sur lesquels l'amélioration doit être réalisée ainsi que la
longueur (L) de chaque terre complémentaire sont à déterminer en fonction de la valeur de
RA mesurée et de la résistivité (ρ).
Les améliorations des prises de terre ne doivent pas être réalisées systématiquement sur les
pylônes dont la valeur de RA est supérieure à la valeur recommandée. Tout dépend de la
position du pylône incriminé par rapport aux postes d'extrémités.
Pour des pylônes éloignés de plus de 3 à 4 km environ des postes d'extrémités, une valeur
de RA importante risque de conduire à un contournement de chaîne d’isolateurs dont les
conséquences peuvent être résolues par les protections. L'onde de choc qui en résultera
sera très atténuée à l'arrivée au poste (par l'effet couronne du conducteur qui atténue la
pente de l'onde ainsi que son amplitude lors de son déplacement) et ne risque pas de
provoquer des dommages à l'intérieur du poste.
Par contre, pour des supports situés à moins de 4 km des postes d'extrémités, il est
pratiquement nécessaire d'obtenir des résistances de terres inférieures à la valeur indiquée
pour éviter tout dommage aux installations des postes.
13.6. Mise à la terre du câble de garde
La mise à la terre sera réalisée par une bretelle reliant le câble de garde à la tête du support.
Les bretelles de terre seront constituées par un câble en almélec acier identiques au câble
de garde et seront reliées :
-
d’une part, au câble de garde par bloc à étriers,
-
d’autre part, à la masse métallique du pylône par un dispositif bimétal approprié.
13.7. Mesures de la résistance des terres de chaque pylône
Les mesures de résistance des terres de chaque pylône devront être effectuées,
préférablement à la fin de la saison sèche et au moins six (6) semaines après la construction
des fondations et avant les travaux de tirage des câbles de garde ou câbles de phase.
Les mesures effectuées pendant ou immédiatement après les pluies ne seront pas validées.
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14. PROTECTION MECANIQUE DES PYLONES
Les mesures de protection mécaniques des pylônes devront être prises afin de pallier aux
dégradations suivantes :
-
Reprise de la végétation et pousses verticales ;
-
Contact et chocs éventuels de gros animaux contre les pieds des pylônes ou des parties
inférieures des structures ;
-
Escalade de pylône et contact des conducteurs par des animaux de forêt (singes,
écureuils, oiseaux, etc) ;
-
Actes de vandalisme et vols d’éléments métalliques constituant les structures.
Ces mesures de protection devront faire soit l’objet d’études particulières, soit être en
conformité avec les dispositifs normalisés équipant déjà des lignes existantes de transport
d’énergie. Dans tous les cas, les mesures de protection proposées par l’Entrepreneur
devront être soumises à l’approbation du Maître d’Ouvrage.
15. FONDATIONS
15.1. Types de terrains et fondations
Les fondations seront réalisées à l’aide de massifs en béton. Les fondations en grilles
métalliques ne sont pas acceptées par le Maître d’Ouvrage.
L’Entrepreneur déterminera, suivant la nature rencontrée lors de l’exécution des fouilles, le
type de massif qu’il conviendra de réaliser.
Le coefficient de stabilité des massifs ne devra pas être inférieur à 1,5 dans l’hypothèse
générale et à 1,1 dans l’hypothèse de rupture d’un conducteur.
On distinguera 4 types de terrains :
-
Les terrains normaux
pour lesquels la pression maximale admissible est de 2,5 kg/cm2, avec un angle de
soulèvement des terres de 30 ° et une masse volumiq ue supérieure ou égale à 1 500
kg/m3.
-
Les terrains rocheux
Permettant soit la réalisation de fondations aux dimensions réduites, soit la fixation des
pieds de pylônes par ancrage direct dans la roche, selon le type de terrain rencontrés.
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Dans ce cas, on prendra en compte les adaptations à mettre en œuvre dans la
réalisation des prises de terre.
-
Les terrains marécageux
ou susceptibles de le devenir à la saison des pluies pour lesquels la pression maximale
admissible est de 0,5 kg/cm2, avec un angle de soulèvement des terres de 15 ° et d’une
masse volumique de 1 000 kg/m3.
-
Les terrains de qualité inférieure
présentant des caractéristiques inférieures au terrain précédent.
Le tracé ou répartition des supports sera étudié de manière à éviter ces derniers terrains. Au
cas où des supports seraient implantés sur de tels terrains, leur implantation fera l’objet d’un
accord particulier avec le Maître d’Ouvrage.
La masse volumique du béton sera prise égale à 2 200 kg/m3 (1 200 kg/m3 si le massif est
immergé). Le contractant devra garantir la tenue des massifs quels que soient les terrains
rencontrés.
Chaque fondation comportera une embase par pied de pylône, à fournir avec le pylône,
noyée dans la fondation. Les armatures auront en tout point, un recouvrement de béton
d’une épaisseur minimum de 5 cm.
Le contractant devra fournir les informations suivantes :
-
Les calculs justificatifs, les plans correspondants, l’indication des normes de calcul
utilisées pour l’établissement de la fondation,
-
La composition prévue pour le béton de fondation, les taux de travail admis, en relation
avec les normes de calcul utilisées,
-
Le mode de réalisation des bétons sur le site,
-
La nature des composants (normes) et des aciers à béton qu’il compte utiliser,
-
La profondeur des fouilles et le volume de béton, par type de fondation.
15.2. Exécution des fondations
Les fondations comprennent notamment les repérages susvisés, les fouilles et les forages,
les boisages éventuels et l’épuisement des fuites, les bétonnages, les mises à la terre,
l’enduit sur les parties apparentes du béton hors sol, la remise en état des lieux.
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15.2.1. Fouilles
Les fouilles seront exécutées à des dimensions au moins égales à celles prescrites par les
dessins des massifs approuvés par le Maître d’Ouvrage partout où la consistance des terres
ne nécessitera pas le boisage. En particulier le récent des massifs sera creusé directement
en pleine terre.
Si les bords de la fouille menacent de s’ébouler, ils seront boisés et le boisage sera, autant
que possible, enlevé au fur et à mesure de la mise en place du béton.
Le contractant devra prendra ses dispositions pour laisser le moins longtemps les fouilles
ouvertes. Il prendra toutes mesures utiles pour éviter les accidents provenant de fouilles
ouvertes laissées sans surveillance, surtout la nuit.
15.2.2. Matériaux
15.2.2.1. Ciments
Il ne sera fait usage, sauf accord contraire, que de ciment portland artificiel de la classe 210325.
Des ciments appropriés devront être utilisés lorsque les ouvrages seront susceptibles d’être
en contact avec des eaux pures ou agressives.
15.2.2.2. Sable, gravillon et gravier
Les matériaux employés devront être de la meilleure qualité pouvant être obtenue
commercialement. Ils proviendront de roches dures et seront purgés de toutes matières
terreuses ou organiques.
La dimension des grains de sable sera en principe comprise entre 0,5 et 3 mm et celle des
gravillons entre 5 et 25 mm maximum.
Toutefois, pour les dalles dont l’épaisseur est supérieure à 50 cm des graviers plus gros
pourront être utilisés sans que leur dimension supérieure puisse excéder 60 mm.
Il est formellement interdit d’introduire des blocs de pierres dans le béton.
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15.2.2.3. Eau
L’eau de gâchage sera propre. Elle ne devra pas provenir de terrains marécageux ou
bourbeux ne devra pas contenir plus de 5 g d’impuretés en suspension et 20 g d’impuretés
dissoutes par litre.
Les eaux douteuses ou soupçonnées de contenir des matières organiques seront soumises
obligatoirement à l’analyse chimique.
15.2.3. Confection des massifs
15.2.3.1. Dosage du béton
Le poids en ciment ne doit pas être inférieur, sauf accord particulier, à 300 kg de ciment
210/325 par m3 de béton mis en œuvre.
La proportion de sable et de gravier sera déterminée suivant les dispositions locales pour
obtenir une meilleure résistance du béton. La résistance du béton à 28 jours devra être
supérieure à la résistance considérée dans les notes de calcul des fondations. La valeur
minimale sera de 20 Mpa.
15.2.3.2. Bétonnage
Le bétonnage sera commencé dès que les dimensions des fouilles auront été contrôlées
contradictoirement.
Le béton sera gâché suivant les règles de l’art, sur une aire appropriée ou dans une
bétonnière et sera mis en place par couches successives de 20 cm d’épaisseur ; il sera
énergiquement pilonné pour faire refluer le mortier à la surface et remplir les vides. En
principe, le bétonnage sera effectué en une seule fois.
Dans les cas exceptionnels, où la coulée d’une fondation devrait être effectuée en deux fois,
il conviendrait de disposer des épingles d’un diamètre minimal de 12 mm en quantité
suffisante et réparties convenablement.
15.2.4. Finition
Les fondations dépasseront le sol d’au moins 30 cm en tous points.
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La tête des massifs sera en forme de pointe de diamant avec une pente d’au moins 10 % et
lissées immédiatement après la coulée du béton à l’aide d’une taloche.
Après décoffrage, les parties verticales hors-sol seront ragréées soigneusement.
Dans les zones susceptibles d’être immergées, les fondations seront poursuivies jusqu’à 30
cm au-dessus du niveau des plus hautes eaux de manières que les charpentes métalliques
ne soient jamais immergées.
16. MISE EN ŒUVRE
16.1. Choix des paramètres de réglage et tableaux de pose
Le contractant établira les tableaux de pose des conducteurs.
Ces tableaux devront, pour chaque canton de pose, indiquer la flèche et la tension totale du
câble tendu sans vent, de 5 ° C en 5 ° C entre 10° et 60° C. Ces flèches tiendront compte du
fluage des conducteurs après 10 ans.
Par convention, la tension mécanique des câbles est définie par le paramètre de la chaînette
pour la température de 28°C et sans vent.
C’est le paramètre de réglage, qui est celui de l’état initial, lorsqu’on utilise l’équation de
changement d’état pour calculer la tension mécanique dans les autres hypothèses.
A 28°C et pour un même paramètre de réglage, la val eur de la tension horizontale d’un câble
est la même dans différents cantons, quelle que soit la longueur des portées équivalentes.
Le choix du paramètre de réglage incombe au contractant. A titre indicatif, les paramètres les
plus courants adoptés sont résumés dans le tableau suivant :
Conducteur
Almélec 366 mm²
Paramètre de réglage
à + 28°C sans vent
2200 m
Paramètre maximale de
réglage à + 28° sans vent
2200 m
Les câbles de garde sont réglés à un paramètre plus élevé que celui des conducteurs et
obtenu, dans le cas général, en divisant celui-ci par 0,85.
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Lorsque la distance est insuffisante, le câble de garde sera tendu à un paramètre supérieur.
16.2. Compensation de l’allongement inélastique
La mise en place des câbles, au cours des opérations de construction, est réalisée en
donnant à ceux-ci une flèche calculée à partir de la tension de réglage à 28°C.
Afin de compenser l’allongement inélastique du câble sous l’effet de la traction mécanique,
cette flèche doit être celle qui correspond à la température ambiante du chantier diminuée de
15°C dans le cas général (câbles homogènes en almél ec, câbles bimétalliques comportant 2
couches conductrices et plus).
16.3. Vibration des conducteurs
Afin de limiter les avaries provoquées au niveau de pinces de suspension par les vibrations,
l’EDS (Every Day Stress : Contrainte Moyenne Journalière) est le rapport de la tension
mécanique de tous les jours à la charge de rupture du câble considéré exprimé en % de la
charge de rupture) au niveau des attaches des conducteurs devra, rester inférieur à 18 %, à
28°C sans vent.
Il est bien entendu que la tension mécanique prise en compte sera celle calculée au niveau
de l’attache supérieure de la portée qui sera vérifiée.
Le contractant devra utiliser soit des amortisseurs de vibration (Stock-bridge) soit des
bretelles antivibratoires qui doivent être obligatoirement posées sur les conducteurs et les
câbles de garde, aux chaînes et accrochages de suspension, sur les tronçons de ligne
tendus à un paramètre supérieur à 1500 à 55°C sans vent.
Sur le tronçon tendu à un paramètre inférieur ou égal à 1500 m, les bretelles antivibratoires
ne sont pas obligatoires.
Le Maître d’Ouvrage pourra exiger leur mise en place si les lignes sont sujettes à des
vibrations importantes produisant des détériorations des câbles.
La bretelle antivibratoire est réalisée avec le câble équipant la ligne aérienne. Pour amortir
correctement les vibrations, ses extrémités doivent être fixées au ventre des fuseaux se
formant de part et d’autre du nœud constitué par la pince de suspension ; de ce fait, la
distance C séparant la pince du bloc bifilaire fixant la bretelle antivibratoire sur le câble
conducteur doit être égale :
C = Ø / 2 √ P g (en mètres)
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avec
-
Ø = diamètre du câble (m)
-
P = paramètre à + 15° sans vent (m)
-
g = accélération de la pesanteur (9,81m/s2)
La formule n’est pas homogène car elle comporte au dénominateur un terme dont la valeur
pratique, pour les lignes aériennes, est égale à 1 m/s.
Les blocs de fixation à utiliser sont obligatoirement des blocs très légers, étudiés
spécialement pour ne pas perturber l’amortissement des vibrations ; la bretelle n’est donc
pas prévue pour retenir éventuellement une tension mécanique.
Les bretelles antivibratoires peuvent être « pendantes » ou « traversantes ».
Dans ce dernier cas, elles sont suspendues à la lanterne de la pince de suspension et
n’entraînent aucune diminution des distances à la masse disponible avant la pose de la
bretelle.
Il en résulte que la présence de bretelles antivibratoires sur une pylône d’angle ne peut
contraindre à utiliser des chaînes d’ancrage pour le respect de ces distances, les bretelles
étant obligatoirement « traversantes » lorsque les distances à la masse ne peuvent être
respectées avec des bretelles « pendantes ».
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CALENDRIER PREVISIONNEL
DES TRAVAUX
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CALENDRIER PREVISIONNEL DES TRAVAUX
SOMMAIRE
1.
DUREE ESTIMEE DES DIFFERENTES PRESTATIONS .......................................................... 159
1.1. Ligne Haute Tension.......................................................................................... 159
1.2. Postes Haute Tension........................................................................................ 160
2.
CALENDRIER PREVISIONNEL DES TRAVAUX .................................................................... 161
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CALENDRIER PREVISIONNEL DES TRAVAUX
1. DUREE ESTIMEE DES DIFFERENTES PRESTATIONS
1.1.
Ligne Haute Tension
La Table 5-1 présente les temps de prestation qui ont été considérés pour les études, la
fourniture et le montage de la ligne haute tension :
Table 5-1 : Phasage des travaux – Ligne HT – Durée des différentes tâches
Prestation
Durée
Etudes
6 mois
Déboisement et Piquetage
12 mois
Fabrication
12 mois
Transport et Dédouanement
2 mois
Fondations
8 mois
Assemblage et Montage
10 mois
Pose des câbles
4 mois
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1.2.
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Postes Haute Tension
La Table 5-2 présente les temps de prestation qui ont été considérés pour les études, la
fourniture et le montage des nouveaux postes haute tension :
Table 5-2 : Phasage des travaux – Postes HT – Durée des différentes prestations
Prestation
Durée
Etudes
-
Transformateur de puissance
4 mois
-
Travée ligne / transformateur
4 mois
-
Cellules blindées
4 mois
-
Contrôle-commande
6 mois
Fabrication
-
10 mois
-
10 mois
-
Cellules blindées
4 mois
-
Contrôle-commande
4 mois
Transport et Dédouanement
2 mois
Génie civil
-
Bâtiments
6 mois
-
Fondations, massifs, murs coupe feu
4 mois
Montage
-
2 mois
-
2 mois
-
Cellules blindées
2 mois
-
Contrôle-commande et protections
2 mois
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2. CALENDRIER PREVISIONNEL DES TRAVAUX
Le calendrier prévisionnel des travaux est présenté en Figure 5-1.
La durée totale des travaux de construction des postes et de la ligne de transport est
estimée à 30 mois.
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Figure 5-1 : Calendrier prévisionnel des travaux
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Chapitre 6
ESTIMATION DU COUT
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Annexes
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ANNEXES
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Annexes
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ANNEXES
ANNEXE 1 – ISOLATEUR AERODYNAMIQUE 100 KN................................................................ 177
ANNEXE 2 – SUSPENSIONS .................................................................................................. 179
Annexe 2.A – Chaîne de suspension simple 90 kV – ASTER 228 .............................. 179
Annexe 2.B – Chaîne d’ancrage simple 90 kV – ASTER 228...................................... 180
Annexe 2.C – Chaîne d’ancrage double 90 kV – ASTER 228 ..................................... 181
Annexe 2.D – Suspension pour câble de garde à fibres optiques ............................... 182
Annexe 2.E – Ancrage double pour câble de garde à fibres optiques ......................... 183
ANNEXE 3 – FONDATIONS .................................................................................................... 185
Annexe 3.A – Fondation étagée.................................................................................. 185
Annexe 3.B – Fondation droite.................................................................................... 186
Annexe 3.C – Principes de mise à la terre .................................................................. 187
ANNEXE 4 – PLAQUES ......................................................................................................... 189
Annexe 4.A – Plaque de numérotation et de danger ................................................... 189
Annexe 4.B – Plaque de repérage par hélicoptère ...................................................... 189
ANNEXE 5 – ASTER 366 ET PHLOX 94 – TENSIONS ET FLECHES ......................................... 191
Annexe 5.A – ASTER 366 – Flèches .......................................................................... 192
Annexe 5.B – ASTER 366 – Tensions ........................................................................ 193
Annexe 5.C – PHLOX 94 – Flèches ............................................................................ 194
Annexe 5.D – PHLOX 94 – Tensions .......................................................................... 195
Annexe 5.E – ASTER 366 et PHLOX 94 – Récapitulatif.............................................. 196
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
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Annexe 1 – Isolateur aérodynamique 100 kN
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
Page 179/196
Annexe 2 – Suspensions
Annexe 2.A – Chaîne de suspension simple 90 kV – ASTER 228
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
Page 180/196
Annexe 2.B – Chaîne d’ancrage simple 90 kV – ASTER 228
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
Page 181/196
Annexe 2.C – Chaîne d’ancrage double 90 kV – ASTER 228
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
Page 182/196
Annexe 2.D – Suspension pour câble de garde à fibres optiques
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
Page 183/196
Annexe 2.E – Ancrage double pour câble de garde à fibres optiques
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Annexes
Page 185/196
Annexe 3 – Fondations
Annexe 3.A – Fondation étagée
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Annexe 3.B – Fondation droite
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Annexe 3.C – Principes de mise à la terre
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Annexe 4 – Plaques
Annexe 4.A – Plaque de numérotation et de danger
Annexe 4.B – Plaque de repérage par hélicoptère
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Annexe 5 – ASTER 366 et PHLOX 94 – Tensions et flèches
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Annexes
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Annexe 5.A – ASTER 366 – Flèches
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
Page 193/196
Annexe 5.B – ASTER 366 – Tensions
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
Page 194/196
Annexe 5.C – PHLOX 94 – Flèches
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VOLUME 1 : MEMOIRE
Annexes
Page 195/196
Annexe 5.D – PHLOX 94 – Tensions
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Annexe 5.E – ASTER 366 et PHLOX 94 – Récapitulatif
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