kougang guy rostand protection post 2 transformation aes sonel

5/10/2018 KOUGANG Guy Rostand Protection Post 2 Transformation AES SONEL - slidepdf.com

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Protection des transformateurs et de leurs accessoires

Rédigé par KOUGANG Guy Rostand 1

ECOLE NATIONALE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

B.P. 8390 Yaoundé

DEPARTEMENT DES GENIES ELECTRIQUES ET DES TELECOMMUNICATIONS

RAPPORT DE STAGE

Thème :

Stage effectué du 17 juillet au 11 septembre 2011

A l’AES-SONEL ; DRES (Yaoundé)

Mémoire rédigé par :

KOUGANG Guy Rostand

Encadreur professionnel :

Mr. DIBONJI Paul

Année académique 2010-2011

REPUBLIQUE DU CAMEROUN

PAIX –TRAVAIL-PATRIE

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

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT

SUPERIEUR

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

UNIVERSITE DE YAOUNDE I

REPUBLIC OF CAMEROON

PEACE –WORK-FATHERLAND

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

MINISTERY OF HIGHER EDUCATION

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

UNIVERSITY OF YAOUNDE I

PROTECTION DES

TRANSFORMATEURS ET DE LEURS

ACCESSOIRES





Table des matières

Remerciements ............................................................................................................................................................. 4

Résumé ......................................................................................................................................................................... 5

Introduction générale .................................................................................................................................................... 6

I- Présentation de l’entreprise................................................................................................................................... 7

1- Historique et mission............................................................................................................................................ 7

2- Les infrastructures ................................................................................................................................................ 7

3- Position hiérarchique du poste de BRGM........................................................................................................... 9

II- Le poste HTB/HTA du BRGM....................................................................................................................... 10

1- Schéma unifilaire ............................................................................................................................................ 10

2- Etude fonctionnelle du schéma unifilaire ....................................................................................................... 11

3- La transformation ........................................................................................................................................... 11

4- Les protections et mesure ............................................................................................................................... 11

4-1- Protection du transformateur...................................................................................................................... 11

4-2- protection de l’installation .......................................................................................................................... 12

I4-3- Protection des départs ................................................................................................................................ 12

4-4- Protection des personnes. ............................................................................................................................ 12

5- Exploitation du poste ...................................................................................................................................... 12

III-............................................................................................................................................................................... 13

IV- TRANSFORMATEURS ET FONCTION ..................................................................................................... 13Protocole de maintenance d’un transformateur de puissance................................................................................. 14

Visites d’inspections........................................................................................................................................... 14

MAINTENANCE DES ACCESSOIRES ........................................................................................................... 15

1- ENTRETIEN DES RADIATEURS / AERO-REFRIGERANTS / HYDRO-REFRIGERANTS .............. 15

2 - TRAVERSEES HT – MT – BT OU BOITE A CABLES............................................................................ 15

4 - ASSECHEUR D'AIR .................................................................................................................................... 15

5 - COMMUTATEUR HORS TENSION .......................................................................................................... 15

6 - CHANGEUR DE PRISES EN CHARGE.................................................................................................... 15

7 - CONNEXIONS DE PUISSANCE ............................................................................................................... 16

8- APPAREILLAGE DE SURVEILLANCE ET DE PROTECTION.............................................................. 16

9 - ARMOIRES AUXILIAIRES ........................................................................................................................ 17

10 - PIECES DE RECHANGE........................................................................................................................... 17

11 - ANALYSES D'HUILE .............................................................................................................................. 17

STOCKAGE LONGUE DUREE ........................................................................................................................... 19

1- Surveillance ................................................................................................................................................ 19

2 - STOCKAGE des BALLONS SURMOULES.............................................................................................. 19





CONTROLES AVANT MISE EN SERVICE ....................................................................................................... 19

ANALYSES DE QUELQUES PROBLEMES ...................................................................................................... 20

LES PROTECTIONS ............................................................................................................................................. 23

1 - Les dispositifs de protection contre les surtensions .....................................................................................23

Protection contre les surcharges ............................................................................................................................. 27

IV- Protection, contrôle, commande et téléconduite Relais de protection et de contrôle ........................................... 30

1 - Fonction d’un relais programmable pour poste................................................................................................. 30

Recapulatif des fonctions de protection d’un relais programmable : Gamme MICOM P14X.......................... 31

Gamme Sepam.................................................................................................................................................... 31

2- Téléconduite et permutation de sources : PASA, ITI, T200........................................................................... 33

Coffret de téléconduite ITI ................................................................................................................................. 33

3- Protocole de maintenance préventive d’une armoire de protection................................................................ 33

V- Proposition d’innovation des réseaux de AES SONEL; Architecture de distribution électrique sécurisée ..........34

Conclusion Générale................................................................................................................................................... 36

Annexe 1 : Glosaire .................................................................................................................................................... 37

Annexe 2 : Photos....................................................................................................................................................... 37

Bibliographie .............................................................................................................................................................. 38





Remerciements

Compte tenu du bon déroulement de ce stage, je tiens à remercier tous ceux qui de prés ou de loin ont

influencé positivement ma personne à savoir :

- L’entreprise AES-SONEL pour m’avoir permis de réaliser ce stage et en particulier

Mr DIBONJI PAUL

- Mr EBOUELE Théophile, Mr KANKEU Chrétien, Mr NGOUNOU Michel et Mr

SAGAN Martin pour leurs multiples disponibilités

- L’Ecole Nationale Supérieure Polytechnique et particulièrement les enseignants dudépartement du génie électrique pour cette formation que je continue de suivre

- Mes camarades de promotion

- Tous les membres de ma famille : NGUEPONG LAZARE, MANFOUO ROSE, YONTA

Bertin, YONTA Boniface, LANING Augustin, Présil DAGO……………

- Ma très chère Adrienne TOUKEM ainsi que son frère FAMOE FEUPESSI Willy M.

- Mr TOLIE TASSE CLOVIS HERVE

- Mr UM LAURENT

- Mr JUSTIN NINGUE

LE SEIGNEUR TOUT PUISSANT pour m’avoir suivi jusqu’à présent et encore !





Résumé

Le poste de transformation du BRGM a connu un incident majeur, notre but est de proposer une

planification sécuritaire optimale tout en assurant une innovation du matériel vers des technologies

nouvelles qui permettra un suivi en temps réel des équipements et du personnel de la structure tout en

assurant la continuité de service et la teléconduite.





Introduction générale

Avec le développement de l’homme, le besoin énergétique n’a pas tarder à s’imposer ; c’est pour cette

raison que l’on s’est jeter à la recherche de nombreuse formes d’énergie qui avec le temps certains se

sont vue les plus utilisées parmi lesquels l’énergie électrique. Très vite le besoin de la produire,

transporter et distribuer s’est imposé ; c’est dans ce cadre qu’est née la notion de réseau électrique.

Dans ce document, il est question de présenter les transformateurs de puissance et les protections d’un

maillon du réseau électrique de AES-SONEL plus particulièrement ceux d’un poste de

transformation ; cas du poste de transformation du BRGM.





I- Présentation de l’entreprise

1- Historique et mission

En 1929, sous l’occupation britannique, 2 centrales hydroélectriques LUEMANN et MALALE

permettent de fournir de l’électricité dans la région de MUYUKA. Avant la première guerre mondiale,

deux foyers d’électricité sont crées en plein Cameroun Oriental à Nkongsamba, Douala, et Yaoundé. En

outre un service publique de fourniture en électricité qui rachète les centrales privées installées est crée.

La première société d’énergie ENELCAM (Energie Electrique du Cameroun) a vu le jour en 1938. Elle a

pour mission de produire de l’énergie électrique. En 1958 on achève la construction de la centrale de

YOKE. En 1962 la société POWERCAM est fondée au Cameroun occidental. S’en suit celle de EDC

(Electricité du Cameroun) en 1963. La fusion d’ENECAM et EDC donna naissance à la société SONEL

(Société Nationale d’Electricité du Cameroun) le 18 mai 1974. L’absorption de POWERCAM (West

Cameroun Electricity Corporation) qui assurait la production et la distribution d’énergie dans l’ex

Cameroun occidental n’intervient que le 15 Novembre 1975. En 1975 le capital SONEL était évalué à

4 574 300 000 FCFA. Le vent de privatisation des entreprises publiques lancé en fin des années 90 donne

naissance en juillet 2001 par l’intermédiaire d’une concession entre l’Etat et le groupe AES, à la sociétéAES-SONEL. De nos jours, AES-SONEL dispose d’un capital de 43 903 690 000 FCFA reparti entre

l’Etat et AES corporation dont le siège est à ARLINGTON aux USA.

AES-SONEL est une société anonyme d’économie mixte qui a pur objet social toute activité

concernant directement ou indirectement la production, le transport et la distribution de l’énergie

électrique au Cameroun et dans la sous région Afrique Centrale. Elle assure cette mission dans le cadre

du contrat de concession et du contrat de license de vente d’électricité avec l’Etat du Cameroun qui en

fixe à la fois le périmètre, les modalités et les conditions.

2- Les infrastructures

Pour remplir ses missions, AES- SONEL possède des infrastructures pour la production, le transport et la

distribution.

La production

Le parc de production se présente comme suit :

0 3 centrales hydroélectriques :

- Songloulou 400MW, bassin de modulation journalière ;- Edéa, 265MW, fil de l’eau

- Lagdo, 72MW, réservoir en tête





04 barrage-réservoir pour la régulation du fleuve Sanaga : Bamendjin, Mbakaou, Lagdo, Mapé

pour un total de 7,3 Gm3

07 centrales thermiques diesel connectés au réseaux : Oyomabang, Bassa, Logbaba, Yassa,

Bafoussam, Limbé, et Djamboutou.

31 centrales isolées

Le transport

En ce qui concerne le transport de l’énergie produite, on a deux réseaux :

Le réseau sud

Il est alimenté par les centrales hydroélectriques de Songloulou et D’Edéa et de 6 centrales

thermiques : Oyomabang, Bassa, Logbaba, Bafoussam, Limbé et Yassa ;Il comprend les ouvrages suivants :

- 685 Km de lignes 90KV et 480 Km de 225KV

- 20 postes de transformation : 4 postes d’interconnexion 225/90 KV et 16 postes sources 90

KV/MT ;

- Un réseau de communication commuté à courant porteur sur ligne

- Un système de teléconduite SCADA ayant son centre au grid dispatch d’Edéa-Mangombé

Le réseau Nord

Il est alimenté par la centrale hydroélectrique de Lagdo et la centrale la centrale thermique

de Djamboutou ; Il comprend les ouvrages suivants :

- 337 Km de ligne 110KV et 250Km de ligne 90KV

- Un réseau de télécommunication commuté à courant porteur sur ligne

La distribution

Le réseau de distribution d’AES-SONEL est reparti en 4 régions électriques :

- Le littoral

- Le centre

- L’ouest

- Le nord

Sur le réseau interconnecté sud qui comprend les trois premières régions électriques, 16 postes

sources HT/MT assurent l’alimentation du réseau de distribution. Une trentaine de centrales

thermiques isolées assurent l’alimentation en énergie électrique des zones isolées.





3- Position hiérarchique du poste de BRGM

Il est question de présenter la position hiérarchique du poste dans lequel le stage s’est

effectué.

Organigramme :

Après cette brève présentation de la structure de AES-SONEL, il est question dans la suite derentrer dans les particularités d’un poste de transformation.

Directeur général

Direction des Réseaux

Sous direction opération et

maintenance des réseaux :

SDOM HTB

Division exploitation

Cellule d’exploitation du

Centre

Poste de BRGM





II- Le poste HTB/HTA du BRGM

1- Schéma unifilaire





Fig 1 : Schéma unifilaire du poste du BRGM

2- Etude fonctionnelle du schéma unifilaire

Les deux arrivées venant d’Oyomabang sont constituées chacune d’un circuit bouchon servant à la

téléconduite , d’un sectionneur de terre (pour consignation de la ligne ou du poste), d’un combiné

de mesure et d’un disjoncteur débrochable de façon à palier à l’absence d’un sectionneur de ligne.

L’entrée de chaque disjoncteur est connectée à chaque jeu de barre 90KV, les deux jeux de barres,

via des disjoncteurs sont connecté aux deux transformateurs de puissance. Le secondaire de

chacun des deux transformateurs est connecté via un disjoncteur à un jeu de barre 15KV. Les deux

jeux de barre peuvent être couplés à l’aide d’un disjoncteur. A partir de ces jeux de barre on

constitue les départs devant alimenter les différentes zones. Chaque départ est constitué d’un

transformateur de courant pour la mesure et la protection, d’un disjoncteur débrochable et d’un

sectionneur de terre pour la consignation du départ. Sur ces jeux de barres sont également

connectés les bancs condensateurs (7 .5MVAR et 8.5 MVAR) et les transformateurs de services

auxiliaires (TSA).

3- La transformation

Elle est réalisée par les deux transformateurs qui sont dotés de régleur de 21 prises côté HTA

dont le passage d’une prise à l’autre se fait par rapport à une consigne (16KV) afin de compenser

les chutes de tension en ligne côté HTA.

4- Les protections et mesure

4-1- Protection du transformateur

Elles sont intégrés lors de la construction.

- Contre un excès de gaz dans le transformateur

Le relais buchholz assure cette protection.

- Contre un excès de température

Le thermostat assure cette fonction

- Contre les défauts de masse cuve

En cas de rupture de l’isolement de la partie électrique, il y a contact avec la masse du

transformateur, cette protection assure la mise à la terre de la masse et le courant de décharge est

mesuré via un transformateur de courant.

- Contre les surintensités





Elle est assurée par le combiné de mesure en amont et par un transformateur de courant en aval du

transformateur qui envoient les images du courant et ou de la tension aux armoires de protection

du transformateur.

4-2- protection de l’installation

- Protection des jeux de barre (JDB)

Le JDB 90Kv est protégé des courants de défauts à travers la mise à la terre du neutre (sectionneur de

barre) au primaire du transformateur couplé en étoile. Un TC sert à capter le courant de défaut qui est

analysé dans la chambre de contrôle commande.

Le JDB 15KV quant à lui est protégé par la mise à la terre du secondaire du transformateur par le neutre

primaire du TSA. Bref, le primaire du TSA étant connecté en étoile, les courants de défaut homopolaire

sont conduits vers le sol à travers le neutre de celui ci relié à la terre via un sectionneur et un TC ; donc le

TSA joue aussi le rôle de bobine de point neutre.

I4-3- Protection des départs

A chaque départ est monté en série un TC et un transformateur de potentiel (TP barre) est monté sur le

JDB 15KV. Ces différents transformateurs envoient en permanence les images de la tension du JDB et le

courant de chaque départ vers les cellules de contrôle commande où elles sont analysées et comparées à

des valeurs de référence d’où la possibilité d’ouverture de départ en cas de défauts ou de la mise en

marche des bancs condensateur pour filtrer la tension du JDB ou améliorer le facteur de puissance.

4-4- Protection des personnes.

Ceci est assuré par la mise à la terre de toutes les masses métalliques de la structure et la liaison

équipotentielle réalisée sur le site.

5- Exploitation du poste

Elle consiste en un suivi permanent des grandeurs électriques sur le réseau, d’aquitations des défauts, de

mise en ou hors tension des départs ainsi que la mise en ou hors service des bancs condensateur et d’appel

d’équipe de maintenance en cas de disfonctionnement. Il faut noter que tout se passe sous les accords du

grid dispatch.

Après cette brève présentation de la structure, nous présenterons dans la suite les transformateurs de

puissance ainsi que les protections d’une structure électrique





III- TRANSFORMATEURS ET FONCTION

Selon le domaine d’utilisation les transformateurs peuvent être :

- les transformateurs de puissance utilisés dans les systèmes de production et de distribution de l’énergie

électrique (fig. 2) ;

- les autotransformateurs, dans lesquels l’enroulement secondaire n’existe pas : il est remplacé par une

portion d’enroulement primaire ;

- les transformateurs de mesure : ils sont destinés à réduire la tension ou le courant pour effectuer des

mesures en sécurité ;

- les transformateurs spéciaux : de soudure, pour tubes luminescents, pour fours à induction (haute et

basse fréquences), inverseur des phases, etc.

Fig 2 : Transformateur de puissance dans un système de production et de distribution de l’énergie

électrique

Etant donné que le ou les transformateur principal(aux) est le cœur du poste, il est nécessaire d’en

effectuer une maintenance permanente :





Protocole de maintenance d’un transformateur de puissance

Les recommandations de maintenance d’un transformateur de puissance :

A cet effet, il liste les opérations de maintenance à réaliser et précise pour chacune leur contenu,

conditions de réalisation et périodicité.

Visites d’inspections

1- Visites d’inspection Mensuelle

Inspection visuelle et auditive des appareils en service pour mettre en évidence d'éventuelles anomalies

telles que fuite, bruit, échauffement, encrassement.

Observations particulières :

- des niveaux d'huile (conservateurs et assécheurs)

- des bornes au niveau des joints,

- des brides de raccordement entre circuits

- des brides de raccordement des appareils (pompe de circulation, vannes, etc.)

- des échangeurs,

- des thermomètres.

Ecoutes particulières :

- des moto ventilateurs, pompes de circulation,

- bruits inhabituels issus du transformateur (cliquetis, grésillements, etc.)

Compteur de décharge des parafoudres

- Relever le nombre de décharge,

2 - Visites d’inspection Annuelle.

Inspection approfondie nécessitant la mise hors tension de l'appareil.

Etat général du transformateur :

- traces de rouille,

- manque de peinture,

- état de la visserie,

- état des chemins de câbles,

- état des tuyauteries,

- état du couvercle supérieur du transformateur.

- Etat des accessoires

- Analyses d’huile





MAINTENANCE DES ACCESSOIRES

1- ENTRETIEN DES RADIATEURS / AERO-REFRIGERANTS / HYDRO-REFRIGERANTS

Périodicité : annuelle

1.1- NETTOYAGE

- Nettoyage par air ou eau sous pression selon recommandations du constructeur.

- La date de réalisation sera choisie en fonction du phénomène prépondérant de pollution

(pollen, sable, etc.) et de préférence avant les périodes de forte chaleur.

1.2- GROUPE MOTO VENTILATEUR / MOTO POMPE

Suivant recommandations du constructeur

2 - TRAVERSEES HT – MT – BT OU BOITE A CABLESPériodicité : annuelle

− Vérification du niveau d'huile sur les traversées HT.

− Vérification de la propreté.

− Vérification de la non présence de cassures ou d'impact sur les ailettes.

− Vérification de l'étanchéité huile.

− Vérification de l'étanchéité des boîtes à câbles.

3- PARAFOUDRE

Périodicité : Mensuelle

− Relevé de l’enregistrement des compteurs de décharge


− Vérification de la propreté de la traversée

− Vérification de la connexion HT

− Vérification de la liaison mise à la terre

4 - ASSECHEUR D'AIR

Périodicité : annuelle ou plus selon coloration.

- Remplacement des charges de silicagel.

- Vérification niveau d'huile dans l’assécheur.

5 - COMMUTATEUR HORS TENSION


- Manœuvre du commutateur hors tension sur toutes ses positions.

- Nota : Cependant si le commutateur n'a pas été manœuvré depuis plusieurs années, il

est préférable de ne pas le faire à titre préventif, les risques de dysfonctionnement étant alors plus

importants que le bénéfice.

6 - CHANGEUR DE PRISES EN CHARGE






- Manœuvre du régleur sur l'ensemble de la plage pour vérifier le passage correct des

gradins. Mesure du temps de passage.

- Contrôle des sécurités et de l'appareillage suivant recommandation constructeur.

- Analyses d'huile (physico-chimique et chromatographique).

- Toutes les 50 000 manœuvres (ou 5 ans), révision complète du régleur avec échange

des pièces suivant besoin (contact, résistance de passage). Cette révision est réalisée sur site par un

représentant du constructeur. La périodicité peut être portée à 100 000 manœuvres si le circuit est filtré

en permanence.

7 - CONNEXIONS DE PUISSANCE

Périodicité : annuelle.

- Inspection par thermographie des connexions haute et basse tensions de puissance pour

mettre en évidence un échauffement anormal.

8- APPAREILLAGE DE SURVEILLANCE ET DE PROTECTION

Tout transformateur est équipé de capteur et appareillage permettant de détecter tout défaut grave et/ou de

protéger contre les conséquences éventuelles d'un défaut.

Ces capteurs provoquent une signalisation et/ou commandent le disjoncteur amont.

Ces organes de protection sont principalement :

Ce contrôle doit être réalisé en utilisant la fonction " test ou local " quand elle existe, par simulation(coupure alimentation auxiliaire électrique) pour les défauts tels que défaut circulation d'huile, défaut





ventilation, défaut moteur de commande pour régleur en charge ou par vérification en vraie grandeur des

sondes de température (thermostat).

Ces vérifications doivent être complétées par des essais de vérification des ordres de déclenchement du

disjoncteur contrôlant l'alimentation du transformateur.

9 - ARMOIRES AUXILIAIRES

Périodicité = annuelle.

Les armoires auxiliaires ou de regroupement contiennent du matériel électrique.

Ce matériel électrique doit faire l'objet d'une inspection visuelle en observant les points suivants :

− Echauffements anormaux des relais, des borniers, des câbles.

− Etat des mises à la terre des câbles.

− Contrôler le maintien des câbles dans les presses étoupes.

− Fonctionnement du chauffage et de son thermostat, de la ventilation ou de la climatisation.

De plus, l'état général de l'armoire est à vérifier.

− Contrôler la non présence de nids d'insectes au lieu des ouies d'aération.

− Contrôler l'état du joint d'étanchéité de la porte de l'armoire.

− Etat de l'avancement de la corrosion.

− Etat de la mise à la terre de l'armoire elle-même sur le réseau général de terre.

10 - PIECES DE RECHANGE

Périodicité = annuelle.

Vérification des pièces de rechange et maintien des listes à jour :− type de pièces,

− numéro de série,

− date de stockage et péremption,

− Etat de la pièce et du conditionnement.

11 - ANALYSES D'HUILE

Périodicité : annuelle.

Les analyses d'huile constituent l'outil principal de diagnostic de l'état d'un transformateur.

Les résultats doivent être interprétés :− en valeur absolue,

− en tendance,

− en fonction du type de transformateur,

− en fonction de son régime de service,

− en fonction de son type de construction et des matériaux employés.

L'interprétation des résultats peut donc s'avérer délicate, en particulier dès lors que des seuils limites

sont atteints et elle doit être considérée comme du travail de spécialiste.

De ce fait, la réalisation des analyses et leur interprétation seront confiées si possible au constructeur

de l'appareil, qui parmi les spécialistes, est celui qui dispose du plus grand nombre d'information sur

l'équipement.

Nous proposons la fourniture des équipements et modes opératoires pour réaliser les

prélèvements dans les meilleures conditions.





11.1 ANALYSE PHYSICO CHIMIQUE

- Prélèvement d'échantillons d'huile et réalisation des mesures et analyses suivantes :

. rigidité diélectrique

-teneur en eau .

- colorimétrie

. indice d'acidité

- Le prélèvement peut être réalisé par du personnel du site ou par un représentant du laboratoire

d'analyse suivant la procédure du laboratoire et avec le matériel approprié.

- Il est réalisé, le matériel étant de préférence en service, le plus rapidement possible après la mise hors

tension. La température d'huile au moment du prélèvement doit être notée.

- Il est recommandé de confier les analyses d’huile au laboratoire du constructeur du transformateur qui

doit formuler ses recommandations.

- Nota : La périodicité peut être réduite si une des grandeurs s'approche des seuils limites admissibles.

- Interprétation et action : se conformer à la norme CEI 422 et si possible aux commentaires dulaboratoire du constructeur.

11.2 - ANALYSE CHROMATOGRAPHIQUE DES GAZ DISSOUS

Périodicité : annuelle,

- Prélèvement d'échantillons d'huile et réalisation de l'analyse par chromatographie en phase gazeuse de

la teneur en gaz dissous.

- Cette périodicité peut être réduite suivant les résultats obtenus.

- Nota : sauf exceptions telles que boite à câbles ou compartiment régleur avec filtration en continu où la

périodicité pourra être bi ou tri annuelle.

- Interprétation et action: se conformer à la norme CEI 60599 et si possible aux recommandations du

laboratoire du constructeur.

11.3 - Analyse des Furfurals

Périodicité : Tous les 2 ans pour les appareils anciens et/ou très sollicités,

A réaliser :

- sur les appareils anciens (> 10 ans),

- sur les appareils très sollicités (régime de surcharge fréquent, fonctionnement à température d'huile

élevée),

- sur les appareils présentant des teneurs en eau élevées et/ou des points de haute température.

Interprétation et action selon norme CEI 1198 et si possible aux recommandations du laboratoire du

constructeur.

11.4- Analyses complémentaires

Des analyses complémentaires peuvent être jugées nécessaires au vu des résultats des analyses

physico-chimiques et chromatographiques pour affiner un diagnostic. Il est recommandé de les faire

réaliser par le laboratoire du constructeur. Il peut s'agir :

− d'analyse de sédiment (en cas de boue)− d'analyse des métaux (point chaud haute température)

− comptage de particule (pour transformateur > 400 KV)

− etc…





11.5 - Suivi – Traçabilité

Les rapports d'analyse des laboratoires seront archivés. Il est recommandé de les communiquer pour

information au constructeur.

STOCKAGE LONGUE DUREE

Stockage des transformateurs entièrement équipés

1- Surveillance

Armoire des auxiliaires

- Alimentation électrique des armoires

- Alimentation électrique des résistances de chauffe des armoiresCircuit réfrigération

Périodicité : mensuelle

- Faire tourner les groupes moto pompes (15 mn)

- Faire tourner les moto ventilateurs (15 mn)

- Vérifier les niveaux d'huile des conservateurs transfo, régleur et traversées

- Vérifier la couleur du dessiccateur des assécheurs transfo et régleur

- Vérification des armoires : état des composants, fonctionnement des résistances

- Vérification état général peinture

- Vérification absence fuite d’huileVérification du diélectrique


- Teneur en eau ≤ 10 ppm

- Rigidité diélectrique ≥ 70 kV CEI 422

2 - STOCKAGE des BALLONS SURMOULES

(Isolation cellulosique)

Les ballons doivent rester stocker dans l’huileTeneur en eau de l’huile 15 ppm maximum

Remarque : Lors du montage du ballon déflecteur, vérifier que la teneur en eau de l’huile de stockage est

≤ à 15 ppm et que le ballon déflecteur ne devra pas excéder une exposition de plus de 6 h à l’air ambiant à

60% d’humidité relative. Si ces 2 conditions ne sont pas respecter, il faudra en tenir compte lors du

traitement final d’huile du transformateur. Prolonger le cycle de traitement de 24 heures.

ACCESSOIRES

A stocker dans un lieu propre et sec suivant recommandations du fournisseur

CONTROLES AVANT MISE EN SERVICE

Opérations minimums à réaliser avant mise en exploitation d’un transformateur de puissance





Vérification de l'huile diélectrique (réaliser analyses d’huile)

Vérification du fonctionnement des auxiliaires (contrôle avec schéma auxiliaire )

- Système de réfrigération (attention au colmatage des aéro-refroidisseurs)

- Echelonnement des démarrages.

- Protections transformateur et régleur ; (vérifier les seuils alarmes et déclenchement)

- Transformateurs de courant.( vérification des connexions )

- Nettoyage des porcelaines de traversée et réglage des éclateurs

- Purge des traversées et vérification des niveaux de traversées

- Purge des tuyauteries et des systèmes de réfrigération

Passages des positions du changeur de prises et vérification de la cohérence entre armoire commande et

régleur

. S'assurer de la liaison de la cuve à la terre ou au dispositif de protection de masse.

- Vérifier les niveaux d'huile conservateur. Vérifier l'état du matériau déshydratant et le niveau d'huile

dans l'assécheur d'air.

- Vérifier la position des vannes

- Vérifier l'étanchéité de l'appareil- Vérification des contacts si installation gaz SF6 sur traversée

Recommandations : Il est conseillé de renouveler les opérations de purge 2 fois après avoir fait

fonctionner les pompes 10 minutes et après 20 minutes d’attente.

ANALYSES DE QUELQUES PROBLEMES

Quelques problèmes les plus fréquents ainsi que les solutions à mettre en œuvre pour résoudre les

problèmes.

Etat du transformateur : hors tension





Quand bien même un transformateur fonctionne bien il faut encore que toutes les protection soient en bon

état.

LES PROTECTIONS

En dehors des protections thermiques, il existe deux grandes catégories de protection à savoir les

protections contre les surtensions et celles contre les surcharges.

1 - Les dispositifs de protection contre les surtensions

1-1 - Principe de la protection

La protection des installations et des personnes contre les surtensions est d'autant meilleure qu'un

écoulement des perturbations vers la terre est assuré, et ceci le plus près possible des sources de

perturbation. Cela impose la mise en œuvre de prises de terre de faible impédance.

Ainsi, on distingue 3 niveaux de protection contre les surtensions :

Premier niveau de protection

L'objectif est d'éviter l'impact direct sur les ouvrages en captant la foudre et en l'orientant vers

des lieux d'écoulement privilégiés, au moyen de :

- paratonnerres, dont le principe est basé sur la distance d'amorçage ; une tige placée en haut de la

structure à protéger capte la foudre et l'écoule à travers le réseau de terre

- cages maillées ou de Faraday

- câbles de garde





Deuxième niveau de protection

Son but est d'assurer que le niveau d'isolement au choc des éléments du poste n'est pas dépassé.

Il est réalisé en HT au moyen d'éléments assurant l'écoulement de l'onde de foudre à la terre

tels que :

- éclateurs

- parafoudres HT.

Troisième niveau de protection

Utilisé en BT comme protection complémentaire des équipements sensibles (informatique,

appareils de télécommunication, ...).

Il est réalisé au moyen de :

- filtres série

- limiteurs de surtensions

- parafoudres BT.

1-2- Les éclateurs

L'éclateur est un dispositif simple constitué de deux électrodes, la première reliée au conducteur à

protéger, la deuxième reliée à la terre. A l'endroit où il est installé dans le réseau, l'éclateur représente un

point faible pour l'écoulement des surtensions à la terre et protège ainsi le matériel.

La tension d'amorçage de l'éclateur est réglée en agissant sur la distance dans l'air entre les électrodes, de

façon à obtenir une marge entre la tenue au choc du matériel à protéger et la tension d'amorçage au choc

de l'éclateur .





Fig 2: Eclateur MT avec tige anti-oiseaux

1-3 - Les parafoudres

Pour palier les inconvénients des éclateurs, différents modèles de parafoudres ont été conçus dans le but

d'assurer une meilleure protection des installations et une bonne continuité de service. Les parafoudres àrésistance variable avec éclateur sont les plus répandus dans les installations HT et MT en exploitation

depuis quelques années. La tendance actuelle est vers les parafoudres à oxyde de zinc qui possèdent des

performances meilleures.

Classe de décharge et capacité énergétique :

Elles sont déterminées par l'expérience ou par comparaison avec des affaires identiques.

Caractéristiques mécaniques :

Les normes CEI 99-4 et 99-5 fixent la limite de pression admissible (exprimée en "kA") qui doit êtrevérifiée pour le court-circuit triphasé aux bornes du parafoudre.

On vérifiera également les caractéristiques du parafoudre par rapport à :





- la température ambiante

- l'altitude

- le niveau de pollution

- la résistance mécanique au vent, les contraintes sismiques, le givre.

Niveau de protection du parafoudre

Le niveau de protection du parafoudre au point d'installation correspond à la tension résiduelle Ursd à

ses bornes lorsqu'il est parcouru par son courant nominal de décharge.

Installation des parafoudres HT et MT

Dans les réseaux électriques HT et MT, les parafoudres sont installés à l'entrée du poste pour assurer la

protection du transformateur et des équipements du poste. Cette protection n'est efficace que si la distance

de protection et les règles d'installation sont respectées.

- distance de protection

Le phénomène de propagation des ondes montre qu'au point de réflexion (transformateur MT/BT par

exemple), la surtension atteint le double de l'onde incidente.

Le parafoudre écrête à une tension d'amorçage Ursd (égale à la tension résiduelle pour les

parafoudres ZnO ).

S'il est situé à une distance élevée, la tension maximale au niveau du matériel à protéger sera donc 2Ursd

. Or, la tenue au choc du matériel est généralement inférieure à 2Ursd .

Pour palier cet inconvénient, on installe le parafoudre à une distance inférieure à la distance de

"protection" D . Le parafoudre subit alors la somme de l'onde incidente et de l'onde réfléchie.

Il amorce donc pour une onde incidente inférieure à Ursd .





Protection contre les surcharges

La protection par disjoncteur des installations électriques a tendance à remplacer de plus en plus les

fusibles. En effet, le disjoncteur peut également réaliser les fonctions de sectionnement, de baisse de

tension, de télécommande et de signalisation. On le préfère aussi pour des raisons de maintenance et

d'automatisation des installations.

Règles pour la protection par disjoncteur

2-1 - Les surcharges

La protection contre les surcharges est assurée par la coupure du circuit qui doit intervenir avant

l'échauffement anormal de la canalisation.

Règles : pour les disjoncteurs, la NF C 15-100 donnes les relations suivantes entre les différents courants :

IB ≤ IN et IN ≤ IZ

Avec :

IB : Courant d'emploi du circuit

IZ : Courant admissible pas la canalisation

IN : Courant assigné du dispositif de Protection





2-2 - Les court-circuits

Idc > ICC

Pour pouvoir résister au plus grand des courts-circuits de l'installation, le pouvoir de coupure (valeur

maximale du courant que le disjoncteur peut couper) doit être supérieur au courant de court-circuit.

1- Constitution des disjoncteurs

3-1- Définition

Un disjoncteur est appareil mécanique de connexion capable d'établir, de supporter et d'interrompre des

courants dans les conditions normales du circuit.

Il peut aussi supporter pendant une durée spécifiée et d'interrompre des courants dans les conditions de

court-circuit.

Constitution générale

C'est l'association d'un ensemble de contact avec un grand pouvoir de coupure et d'un système de

protection contre les surcharges et les court-circuits.

Protection contre les surcharges

Les déclencheurs thermiques détectent de faibles surcharges, à l'aide d'un élément bimétallique : le

bilame.

Protection contre les courts-circuits

Les déclencheurs électromagnétiques protègent contre les courts-circuits. Ils interviennent au-delà des

courants de surcharge et jusqu'à l'intensité maximale du courant de court-circuit.

Protection contre les contacts indirects

Le disjoncteur peut-être muni de déclencheurs à courant différentiel résiduel de défaut ou de baisse de

tension, ces systèmes pouvant être temporisés ou non.

Caractéristiques d'un disjoncteur

Grandeurs physiques





Courant assigné ou nominal (IN)

Le courant nominal est la valeur du courant que peut supporter indéfiniment un disjoncteur sans

échauffement anormal. On appelle aussi calibre du disjoncteur.

Courant de réglage (IR)

Le courant de réglage IR est le courant maximal que peut supporter le disjoncteur sans déclenchement. Cecourant est lié au réglage du déclencheur thermique. En général de 0,7 à 1 IN.

Courant de fonctionnement (IM)

Le courant de fonctionnement IM est le courant de fonctionnement des déclencheurs magnétiques, en cas

de court-circuit. Les déclencheurs magnétiques ont pour rôle de provoquer l'ouverture du disjoncteur en

cas de surintensité brutale ou de court-circuit. La valeur de IM peut varier entre 2,8 et 15 IN.

Courbe de fonctionnement

Courbe de déclenchement

C'est l'association de la courbe de déclenchement du relais thermique et la courbe de déclenchement du

relais magnétique.

3-2 - Courbes de déclenchement normalisé

Pour les disjoncteurs modulaires ou les relais magnétiques ne sont pas réglables, on a codifié

plusieurs courbes qui :

- assure la protection des personnes, des générateurs, des lignes de grandes longueurs, où il n'y a pas de

pointes de courant. Le réglage de IM est de 3 à 5 IN.

Fig 3 : Courbe de déclenchement d’un disjoncteur

- assure la protection générale des circuits. Le réglage de IM est de 5 à 10 IN.





- Elle assure la protection des circuits à fort courant d'appel : Transformateurs, moteurs.

Le réglage de IM est de 10 à 14 IN.

3-3 - Choix d'un disjoncteur

Le choix d'un disjoncteur en basse tension s'effectue en fonction du circuit à protéger et principalement

selon :

- Le courant assigné ou calibre, en relation avec l'intensité admissible selon les règles de la NF C 15-100

- Du pouvoir de coupure qui dépend de la valeur du courant de court-circuit au point considéré

- Le nombre de pôles (uni + neutre, bi, tri, tétra polaire)

- La courbe de protection ou les réglages possibles

- Les dispositifs de protection connexe

Notons tout de même que cette protection est généralement programmée via des relais.

IV- Protection, contrôle, commande et téléconduite Relais de protection et de

contrôle

Dans tout poste de transformation se trouve des cellules de contrôle commande. Une cellule de contrôle

commande est généralement associée à un transformateur d’instrumentation, un disjoncteur différentiel

ou à seuils de courant, de son relais programmable pouvant être électromécanique ou électronique et de

la signalisation en cas de fonctionnement.

1 - Fonction d’un relais programmable pour poste

Généralement, un relais programmable pour poste joue le rôle de:

- Mesure de toutes les valeurs instantanées et intégrées

- Commande du disjoncteur et surveillance de sa position et de de son état d’usure

- Surveillance du circuit et de la bobine de déclenchement

- Focaliseur de défauts

- Consignateur d’événement

-

Pertubographie complète (enregistrement des signaux)





Recapulatif des fonctions de protection d’un relais programmable : Gamme MICOM P14X

- Maximum courant de phase directionnelle/non directionnel, instantané/temporisé (4seuils)

- Courant mesuré de terre directionnel/non directionnel, instantané/temporisé (4seuils)

- Courant calculé de terre directionnel/non directionnel, instantané/temporisé (4seuils)

- Défaut terre résistance (DTS/Icos Isin) (4seuils)

- Protection wattmétrique homopolaire

- Admittance de neutre

- Terre restreinte

- Logique de protection amperemetrique à verrouillage

- Sélectivité logique amperemetrique

- Enclenchement en charge

- Maximum de courant à retenue de tension

- Maximum de courant inverse directionnel/non directionnel

- Surcharge thermique

- Minimum de courant de phase ou de neutre- Minimum de tension (2seuils)

- Maximum de tension (2 seuils)

- Maximum de tension résiduelle (déplacement du point neutre) (2 seuils)

- Maximum de tension inverse

- Minimum de fréquence (4 seuils)

- Maximum de fréquence(2seuils)

- Protection de variation de fréquence

- Rupture du conducteur de phase

- Défaillance disjoncteur- Surveillance des transformateurs de tension

- Détection de fusion fusible

- Surveillance des transformateurs de courant

- Protection contre les surcharges des redresseurs au Si

- Déclencheurs triphasés à 4 cycles

- Contrôle du synchronisme

Gamme Sepam

Pour les applications plus exigeantes, Sepam série 40 propose des solutions performantes grâce à ses

capacités de mesure des courants et des tensions. Les Sepam série 40 réalisent ainsi les fonctions

suivantes en plus de celles réalisées par Sepam série 20 :

- protection des réseaux en boucle fermée ou avec arrivées en parallèle par protection directionnelle

- protection contre les défauts terre par protection directionnelle adaptée à tous les systèmes de mise à la

terre du neutre impédant, isolé ou compensé par protection directionnelle terre

- protection des réseaux de configuration variable, nécessitant basculement des jeux de réglage et

sélectivité logique

- mesures de toutes les grandeurs électriques : courants phase et résiduel, tensions simples, composées etrésiduelle, fréquence, puissances et énergies, …





- aide au diagnostic réseau très complet : 20 secondes d’enregistrement d’oscilloperturbographie,

historique détaillé des 250 dernières alarmes, mémorisation des informations du contexte des 5 derniers

déclenchements

- adaptation des fonctions de commande grâce à un éditeur d’équations logiques

- personnalisation des messages d’alarmes à l’application, et/ou dans la langue de l’utilisateur.

Sepam série 80 : applications personnalisées

Spécialement étudié pour répondre aux clients exigeants des grands sites industriels, Sepam série 80

apporte des solutions éprouvées pour la distribution électrique et pour la protection des machines.

- protection complète des transformateurs et groupes-blocs

- protection complète des moteurs et des générateurs

- contrôle du synchronisme entre 2 réseaux à coupler

- mesure du taux de distorsion harmonique sur le courant et la tension, pour évaluer la qualité de

l’énergie du réseau

- 42 entrées / 23 sorties pour assurer la commande intégrale de l’équipement- interface homme-machine synoptique pour la commande locale de l’appareillage

- logiciel SFT2885 de programmation (Logipam) en option, pour programmer des fonctions de

commande et de surveillance spécifiques

- 2 ports de communication Modbus, pour intégration de Sepam dans 2 réseaux distincts, ou dans des

architectures redondantes

- cartouche mémoire amovible pour remise en service rapide après remplacement d’une unité de base

défectueuse

- pile de sauvegarde pour conservation des données historiques et des enregistrements

d’oscilloperturbographie.

Intégration dans un système de téléconduite

Pour assurer le contrôle d'un poste HTA, les relais de protection Sepam peuvent être raccordés à une

interface de téléconduite (RTU) T200 et associés à des centrales de mesure PowerLogic et à des

détecteurs de défaut Flair.

Cette solution fl exible offre les fonctionnalités suivantes :

- protection des arrivées et des départs

- détection du passage des courants de défaut

- gestion des interrupteurs

- base de données des évènements et des mesures

- alimentation secourue

- communication via le Scada

- accès local et à distance par un serveur web.

Chaque type de Sepam comprend l'ensemble des fonctions nécessaires à l'application à laquelle il est

destiné :





- protection efficace des biens et des personnes

- mesures précises et diagnostic détaillés

- commande intégrale de l'équipement

- signalisation et exploitation locale ou à distance

Pour chaque application électrotechnique, la gamme Sepam, propose le relais adapté à la protection de

votre réseau :

- applications sous-stations (arrivées et départs)

- applications jeu de barres

- applications transformateurs

- applications moteurs

- applications générateurs

- applications condensateurs.

2-

Téléconduite et permutation de sources : PASA, ITI, T200

Coffret de téléconduite ITI

L’interface de téléconduite ITI intègre toutes les fonctionnalités nécessaires pour surveiller et commander

à distance le SM6 :

- acquisition des différents types d’informations : position des interrupteurs, détection de défauts, valeur

des courants,… ;

- transmission des ordres d’ouverture et de fermeture des interrupteurs ;

- échange avec le centre de conduite.

Il est simple à mettre en œuvre et à exploiter, et offre une garantie de manœuvre de l’appareillage.Fonction ADA : automatisme pour réaliser la mise hors service d’un tronçon défectueux, par ouverture de

l’interrupteur HTA, durant le creux de tension .Consécutivement, une alarme est transmise au centre de

conduite.

Fonction PS en option : automatisme de permutation automatique entre deux sources d’alimentation

distinctes.

3- Protocole de maintenance préventive d’une armoire de protection

Une armoire de protection est généralement constituée de d’un disjoncteur, de fusible, d’un relai

programmable, l’interface de communication Homme-machine, de la caisse métallique sans oublier le TC

et ou le TP auquel elle est associée. Lors d’une maintenance préventive, il est question de :

- Dépoussiérer toute les pièces de l’armoire ;

- Vérifier le bon fonctionnement des transformateurs associés. Il s’agit de vérifier le bon

fonctionnement du TC et ou du TP par la mesure du rapport de transformation en alimentant celui-

ci avec un courant ou une tension de défaut généré à l’aide d’un générateur de défaut. En cas de

défaillance, solutionner de façon optimale le problème.- Vérifier le bon fonctionnement du disjoncteur :





Mesurer à l’aide d’un mégohmmètre les valeur de toutes les résistances électriques du

disjoncteur débroché: il s’agit des résistances entre contacts fixe contact mobiles ; contact fixe ;

contacts mobiles; la résistance de contournement de la chambre de coupure, résistance contact fixe

masse ;résistance des enroulement du moteur, verifier le bandage, vérifier le fonctionnement du

disjoncteur par injection d’un courant défaut. Celles-ci sont généralement de l’ordre du mégohm

- Vérifier le bon fonctionnement du relai programmable (disjoncteur débroché) :

Injecter un courant de défaut au delà des valeurs seuils de référence auxquelles le relai a été

programmé et comparé le temps de réaction du relai à celui auquel il a été programmé et d’en faire

des corrections si nécessaire.

- Verifier le temps de réponse globale de l’ensemble une fois le disjoncteur embroché et le

comparer aux valeurs de référence et entreprendre les actions nécessaire en cas de résultat non

concluant.

V- Proposition d’innovation des réseaux de AES SONEL; Architecture de

distribution électrique sécurisée

Au cours du stage nous avons constaté que malgré le fait qu’un réseau Ethernet existe au sein de la

structure, la teleconduite du réseau n’est pas assez bonne et dans certains postes les exploitants non

seulement se déplacent beaucoup pour les relevés mais aussi courent un grand risque en étant obligés de

réenclencher les disjoncteurs manuellement. Tout ceci entrainant de la fatigue mécanique a pour

conséquence le vieillissement prématuré de ceux-ci et au pire des cas à des accidents possible en cas

d’explosion du disjoncteur. Nous proposons d’installer des dispositifs de pilotage des cellules à distance

via les PC et bien sur veillez au remplacement partiel ou total du système de teleconduite actuel qui est

vieillissant.

Un haut niveau de disponibilité

Cette solution apporte une aide précieuse pour l'exploitation et la maintenance de l'installation électrique.

Elle garantit la traçabilité de tout évènement affectant l'installation, permet de détecter rapidement les

dysfonctionnements et de réduire les temps de réparation.





1 Des centrales de mesure sont embarquées dans l'ensemble des équipements (protections, onduleurs,

batteries de condensateurs) permettant ainsi de contrôler l'installation en chacun de ses points et dedétecter ou d'anticiper tous les problèmes électriques.

L'efficacité de la maintenance préventive et curative est accrue en orientant les interventions sur détection

de défaut ou de dérive. Un investissement de départ limité au plus juste pour évoluer très facilement au

gré des besoins.

2 Pour les configurations limitées, les passerelles Ethernet/ModBus, grâce à leur fonction de web serveur,

mettent automatiquement à disposition les principales informations électriques et de consommation.

3 Ces informations sont accessibles par tout navigateur web.

4 Au gré de l'évolution du site ou de l'accroissement des besoins, il est facile de rajouter des systèmes

spécialisés. Une réduction des coûts d'exploitation et de maintenance

Les informations acquises permettent de :

- diagnostiquer l'origine des pannes et orienter les interventions de maintenance préventive

- planifier les interventions de maintenance

- prévenir les surcharges

- allonger la durée de vie de l'installation Les alarmes sont transmises aux utilisateurs concernés via les

outils de communication les mieux adaptés à leurs usages :

5 poste de Gestion Technique dans les locaux de maintenance

6 téléphone portable ou assistant personnel.

Une simplicité et une rapidité d'installation

1 Les protections intégrant des centrales de mesure évitent l'installation de produits dédiés.

2 L'utilisation de passerelles Ethernet/ModBus permet de capitaliser sur l'infrastructure de câblage

Ethernet existant en limitant le câblage du réseau ModBus au strict minimum.





Conclusion Générale

Suite à cette brève présentation de transformateurs dans un poste de transformation ainsi que les

équipements de protection, compte tenu des niveaux de tension HT et MT du poste, il s’avère

indispensable de garder les mesures de sécurité en permanence. Il s’agit de la sécurité tant matérielle que

du personnel car à tout moment un défaut est capable de tout mettre en fumée comme ce fut le cas le

21mai 2011 au poste du BRGM où un défaut sur le départ de Mokolo a mis le poste en fumée. Après de

nombreux déclenchements disjoncteurs et disfonctionnement du circuit de charge du relai de protection,

le défaut remontait jusqu’au transformateur de puissance et sa surchauffe a mis les équipements en

poussière. Si on s’appui sur cet incident nous nous rendons compte que la maintenance et le suivi à temps

réel de la totalité des équipements poste est indispensable tant sur le plan sécuritaire que de continuité deservice. Tout de même le poste se trouvant déjà en peine ville les mesures de protection (blindage)

devraient être prises en compte lors de la restructuration du poste tout en remplaçant le mieux possible

tout le matériel vieillissant car il pourra à son tour poser de nouveaux disfonctionnements. Nous

ressortons de cet environnement professionnel suffisamment informés et avertis des réalités du terrain, ce

qui nous conduira à coup sûr à des raisonnements un peu plus scrupuleux dans nos prochaines

interventions.





Annexe 1 : Glossaire

TC : transformateur de courant

TP : transformateur de potentiel

TSA : transformateur services auxiliaires

BRGM : brigade régionale de géologie minière

Annexe 2 : Photos

Transformateurs ; poste du BRGM

Salle de contrôle commande de Ngousso

Poste blindé de Kodengui





Bibliographie

1- Cellules modulaires SM6 Merlin Gerin 24 kV ; Schneider Electric

2- Introduction à l’appareillage très haute tension ; Schneider Electric

3- étude d’une installation d’un Poste de livraison HTA/BT à comptage BT ; Schneider Electric -

Catalogue distribution électrique 2002

4- Livraison HTA, transformation HTA/HTA et HTA/BT, répartition BT ; Chorus direct, Merlin

Gerin5- ESCALA POWER5 :Hardware Information Planification et préparation physique du site

REFERENCE 86 F1 05EW 00

6- ABB Guide technique ; FRENT015405FR

7- Document d’exploitation du poste

kougang guy rostand protection post 2 transformation aes sonel

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