ELECTTRICITE, ORIGINE, IMPORTANCE

Rénovation du réseau électrique métropolitain de Port-au-Prince

Junior BIJOUX, Roberson BLANC, Robens CASSEUS, Samuel Joses BATHELEMY/U.G.O.C/Promotion 2005-2010

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1. INTRODUCTION

Parler du système énergétique haïtien c’est toucher du doigt l’une des plaies les plus

fragiles d’un pays infesté partout. Selon le rapport du 25 septembre 2009 du journal le Nouvelliste, il

existe un monde de différences entre la capacité installée de l’électricité d’Haïti et la réalité produite.

Cet écart gigantesque est dû à la vétusté des équipements de production, de transport et de distribution

et à cause de l’absence d’entretien faute de moyens. En plus, le système commercial est inefficient au

regard des pertes de l'ordre de 35% de la production provenant du vol, des prises clandestines et des

pertes techniques enregistrées sur le réseau métropolitain. Il arrive aujourd’hui que la capacité de

production soit dépassée par rapport à l’augmentation de la population induisant une forte demande.

Pour pallier à la pénurie et rendre optimal le réseau, la construction de nouvelles centrale et sous-

station paraît incontournable. Il s’agira dans cette étude de faire un diagnostique de la situation,

d’établir une prévision de demande, de proposer, si nécessaire, la construction de nouvelles centrales,

et aussi de faire le choix du site d’emplacement etc…

L’objectif de ce travail est d’arriver à l’amélioration de la transmission de l’électricité produite par

les centrales. Cette étude se propose d’abord de faire une évaluation de la charge existante, pour

ensuite faire un réaménagement technico-économique de notre système électrique et finalement

aboutir à la production idéale pour la satisfaction de l’ensemble de la population. En toute modestie,

une telle étude n'a pas la prétention d'être exhaustive. Principalement, pour ce qui attrait au domaine

commercial, nous recommandons fortement de faire appel à des compétences dans ce domaine.

Toutefois, nous espérons humblement que notre travail puisse être considéré comme étant

notre petite pierre apportée à la grande reconstruction du pays aujourd’hui plus que nécessaire.

08 Fall

C a m p u s U n i v e r s i t a i r e G O C S o u r c e M a t e l a s , H a ï t i



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1.1. ELECTTRICITE

ORIGINE :

« Electricité » est un mot provenant du grec “Electron” signifiant “ambre jaune”. Les anciens

grecs avaient découvert qu’en frottant l’ambre jaune celui-ci produisait une attirance sur d’autres objets

et parfois des étincelles (expérience de Thalès vers 600 avant Jésus-Christ).Bien plus tard, au 16ème

siècle, le chercheur anglais William Gilbert suggéra d’appeler « Electricité » la cause de cette force

d’attraction.

Une période d’observation commença au XIIIème siècle où l’on apprend à créer de l’électricité

statique. Monsieur du Fay dit Charles-François de Cistemay, en 1733, découvre les charges positives et

négatives, observe les interactions entre ces charges. Mais c’est le physicien français Charles Augustin

Coulomb, vers les années 1785, qui énonce les premières lois physiques donnant la force existant entre

deux charges électriques.

En 1752, Franklin Délano Roosevelt réalisa sa célèbre expérience de cerf-volant. Muni d’une pointe

en métal, il le fit voler au court d’un orage. Il apporta alors la preuve que les nuages d’orage étaient

électrisés, car le cerf-volant leur prenait de l’électricité. En conséquence de quoi, on peut construire les

paratonnerres (de simples pointes en fer attachés en haut du bâtiment et reliées au sol par des fils

conducteurs). En 1799, Alexandro Volta inventa la pile électrique. Plus tard, en 1868, le belge Zénobe

Gramme réalise la première dynamo, puis en 1879, Thomas Edison présente sa première ampoule

électrique à incandescence. La même année, une centrale hydraulique de 7KW est construite à Saint

Moritz, puis, en 1883, Lucien Gaulard et John Dixon Gibbs créent la première ligne électrique. Enfin, en



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1889, une ligne de 14KM est construite dans la Creuse entre la Cascade des Jarrauds, lieu de production

et la ville de Bourganeuf.

L’électricité se développe alors progressivement pendant le 20ème siècle, d’abord dans l’industrie,

l’éclairage public et le chemin de fer avant d’entrer dans les foyers. Différents moyens de production de

l’électricité se développent : centrale hydraulique, thermique, éolienne, nucléaire etc…

IMPORTANCE :

Les propriétés de l’électricité ont commencé à être comprises au cours du 18ième siècle. La

maitrise du courant électrique a permis l’avènement de la seconde révolution industrielle. L’électricité

possède de multiples représentations qui la placent comme véritable mythologie de notre époque.

Présente dans le quotidien de tous, chacun entretient une relation plus ou moins forte avec elle. Elle est

de ce fait un élément important. De la cuisine à la salle de bain, l’importance de l’électricité se reflète

dans la multitude d’objets qui dépendent d’elle. De la télévision aux réfrigérateurs, des téléphones

mobiles aux télécommandes, elle est partout. L’électricité est donc un élément matériel clé de la vie

familiale, que ce soit entre parents et enfants ou entre conjoints. Elle intervient dans les relations

humaines. Gérer le courant, c’est gérer l’énergie qui circule au sein de la famille. Enfin, l’électricité est

incontestablement aujourd’hui un facteur clé de développement.



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1.2. HISTOIRE DE L’ELECTRIFICATION DU PAYS

Le 27 septembre 1897, sous le gouvernement de Florvil Hyppolite, l’Etat haïtien signe en faveur

de Jacmel son premier contrat d’éclairage électrique. Bien avant, des essais de fonctionnement de

l’usine électrique ont été effectués dans la saison de Noel, soit en 1895 et le 1er janvier 1896.Cette

première usine fut érigée à la "petite Batterie". Un mois après ces essais, soit en février 1896, on assista

au fonctionnement normal de cette usine à Jacmel qui devint ainsi la première ville d’Haïti à être

éclairée grâce à l’électricité.

Mais, quelques mois plus tard, des incendies vont perturber le fonctionnement de la centrale.

D’abord celui du 17 septembre 1896 laissa la chance à l’usine de la "petite Batterie", mais celui du 23

novembre la détruisit complètement.

Dix ans plus tard, Port-au-Prince et Cap-Haitien furent électrifiés à leur tour suite à un contrat

que signèrent trois associés, soit le 23 juin 1906. Le 7 mai 1907, les deux villes seront sur de nouvelles

pistes par la création de la société anonyme (Compagnie d’Eclairage Electrique) dont le président Simon

autorisait le fonctionnement le 14 aout 1909, mais celle-ci devra attendre l’année 1910 pour amorcer la

distribution de l’électricité dans Port-au-Prince. La première usine électrique de Port-au-Prince fut

construite à Bizoton dans le voisinage du Dock et utilisait le bois de chauffage comme combustible.

Au 15 décembre 1921, sous l’occupation américaine, une explosion se produisit dans l’usine à

vapeur de Bizoton, ce qui engendra une diminution considérable de sa capacité de distribution

électrique. Pour rétablir la totalité du service de distribution, devenu vite essentiel, une entente est

passée avec l’usine de sucre Hasco et on procéda par alternance afin de compenser la diminution de

service.



24

Avant la création de l’ED’H, l’IDAI (Institut de Développement Agricole et Industriel) créé en

1961, s’était impliqué dans le développement de l’électricité.

C’est au tour des années 1950, sous la présidence de Paul Eugène Magloire, que le barrage de

Péligre fut construit pour l’irrigation de la vallée de l’Artibonite. Quelques années plus tard, le président

François Duvalier lancera la construction de la centrale électrique du même nom dont la mise en

opération de la première turbine ne sera effective que le 31 aout 1971, mettant ainsi fin au contrat qui

liait le gouvernement à la Compagnie d’Eclairage Electrique. C’est l’électricité d’Haïti (ED’H), organisme

d’Etat à caractère industriel et commercial, qui prit la succession de cette compagnie suite au décret du

9 aout 1972 du président Jean-Claude Duvalier.

1.3. PROBLEMATIQUE

L’analyse effectuée sur le réseau métropolitain nous amène à constater un déséquilibre

marquant entre l’offre et la demande, tout ceci mettant en exergue les enjeux d’un approvisionnement

plus accru en énergie électrique pour répondre aux attentes de développement de la zone. En effet, une

telle analyse doit aussi considérer les contraintes de la reconstruction des infrastructures sociales et

économiques qui sont de première importance dans la zone. Les problèmes liés á l’incapacité du réseau

à desservir la population sont multiples et d’ordre différent :



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1.3.1 SUR LE PLAN SOCIOPOLITIQUE

Avec le départ de Jean-Claude Duvalier en 1986, la population de la zone métropolitaine

a d’un coup grimpé suite à un intense exode rural. Port-au-Prince est devenu aujourd’hui une métropole

sur-densifiée qui totalise trois millions d’habitants environ, ce qui représente les deux tiers de la

population urbaine de la république d’Haïti. L’inorganisation spatiale de cette ville résulte du manque de

compétence des responsables politiques et de leurs services techniques (souvent nommés par copinage

politique), de la corruption généralisée, de l’absence de moyens financiers permettant d’embaucher des

personnes-ressources ainsi que de l’instabilité politique. En effet, comment aménager à long terme,

quand la durée des mandats est subordonnée aux coups d’états ? L’association de ces facteurs est à

l’origine de situations humaines et environnementales insupportables.

Notamment, sur le plan énergétique, l’on assiste à une sur-augmentation de la charge

d’énergie électrique sans pour autant qu’il y ait simultanément développement du réseau. Cette

augmentation de la charge, qui s’accompagne de déficit pour l’ED’H provient généralement des

branchements illégaux des bidonvilles sur le reseau dont la consommation bien évidemment, ne peut

être comptabilisée.

D’autre part, bien qu’il existe un certain nombre d’articles énonçant le mauvais état du

réseau, les principes de branchements à ce dernier, n’ont quasiment jamais été appliqués et sont

maintenant inapplicables en raison des mauvaises habitudes prises, de l’anarchie ambiante et des

difficultés politiques des dirigeants de l’heure à adopter un corps de lois destinées à réorganiser le

secteur de l’énergie.



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1.3.2. SUR LE PLAN ECONOMIQUE

La situation économique de l’institution n’est jamais stable depuis 1986. La croissance de

l’exode rural dans la zone métropolitaine a eu pour conséquence la sur augmentation de la demande

d’énergie à un point dépassant la capacité des installations.

Dans un premier temps, L’ED’H se trouve dans l’incapacité d’optimiser sa production, à cause du

chômage déguisé de la majorité de ses abonnés qui ne parviennent pas à payer leurs

bordereaux à temps. Cela a pour conséquence finale un manque de revenus au budget de

l’institution quand elle doit faire l’acquisition de combustible et de pièces de rechange pour

l’entretien du réseau.

Ensuite, les fraudeurs représentant plus de la moitié de la charge du réseau, ne versent aucun

frais au distributeur et, ainsi l’empêchent de répondre à ses multiples besoins d’ordre technique

et social.

1.3.3. SUR LE PLAN TECHNIQUE

En regard du réseau métropolitain, les imperfections et la détérioration des appareils sont

flagrantes. Donc, pour répondre à l’attente de la population en énergie électrique, il faut une mise en

place de bonnes structures qui puissent assurer son expansion.

Cependant, vu l’état actuel, il est inconcevable pour l’ED’H de se lancer dans une politique

d’expansion, d’abord à cause de la vétusté de son réseau, ensuite de l’indisponibilité des pièces

de rechanges, et enfin au défaut périodique (préventive, séparative, etc..) qui peut causer la

détérioration prématurée des appareils.



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Les branchements clandestins sont aussi à la base de l’augmentation des pertes techniques. En

effet, un réseau parallèle monté par des particuliers branchant illégalement sur le réseau,

provoque le déséquilibre de certains transformateurs de distribution (branchement sur des

phases sans lectures préalables).

Par ailleurs, le réseau s’est révélé inadéquat à cause de l’expansion des activités socio-

économiques telles les industries, banques, magasins, etc. Ce qui a entrainé une augmentation

de la demande en énergie électrique qui n’a pu être satisfaite à cause de la mise hors service de

certains matériels (pannes), l’irresponsabilité de certains techniciens causant le mauvais

fonctionnement des appareils et l’impossibilité d’expansion du réseau liée à l’incapacité

d’acquisition de nouveau matériels adéquats pour la production.

Face à cette forte demande en électricité, l’Electricité d’Haïti (ED’H) ne fournit qu’un

service très approximatif en raison des problèmes susmentionnés et tout ceci la mettent en long

affaissement et à la dérive. Comment corriger la situation ?

1.4. JUSTIFICATIF DU PROJET

Depuis le départ de Jean-Claude Duvalier et jusqu'à date, l’électricité d’Haïti connait

d’énormes difficultés pour répondre surtout à la forte demande de la population de la zone urbaine.

Ceci, à cause du surpeuplement et aussi d’une insuffisance de production. Malgré de nombreux travaux

de rénovation, le système de Port-au-Prince fait toujours face à un rationnement accru. Ainsi, une

décroissance des activités industrielles et une dégradation de l’économie du pays se font remarquer.

D’autant plus que, les dégâts causés par le terrible séisme du 12 janvier dernier, où plusieurs sous-



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stations ont subi de sérieuses avaries, montrent clairement combien l’urgence d’une intervention dans

ce secteur est optimale.

Face à cette situation, il nous est demandé, à nous étudiants finissants en génie électromécanique de

l’université G.O.C., de nous pencher sur ce problème, de faire un réaménagement technico-économique

de notre système.

De manière globale, notre travail consistera à :

Alimenter continuellement en électricité toute la zone métropolitaine

Aider à la reprise des activités culturelles, récréatives et mondaines

Soutenir le développement de la région par la reconstruction des infrastructures sociales et

économiques.

Il sera spécifiquement question de rénover non seulement le système de

production, mais aussi le transport et la distribution de l’énergie électrique pour pouvoir alimenter sans

interruption la charge, en ayant soin de faire une prévision sur les dix(10) prochaines années.

1.5. APPROCHE METHODOLOGIQUE

Comme tout travail de qualité, rédiger ce projet nécessitera une étude minutieuse de la

zone métropolitaine. Il sera question de :

1) Faire un diagnostic de la situation actuelle des différents centres de production et de

transformation afin d’expertiser les matériels sur place dans la perspective de construction du

nouveau réseau de distribution.



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2) déterminer les problèmes précis de réglementation et de réformes proposées, axées sur les

questions de choix de matériels et de conception en vue de les résoudre.

3) Recueillir des informations relatives á la zone (population, géographie, puissance demandée etc.…)

et á L’E D’H afin de prendre connaissance du système commercial et de rendre le plus flexible

possible notre prévision de demande.

4) Relever la topologie du réseau de distribution en dénombrant les différents équipements

(transformateur, support, disjoncteurs etc.…) qui sont en mauvais état et qui devraient être

raccommodés ou remplacés.

5) Faire un prélèvement du rapport offre-demande au niveau des dispatchings afin de déterminer la

puissance en Mégawatt à disposer.

6) Déterminer le mode de production et effectuer les calculs pour faire le choix des matériels de

transport, de contrôle et de commande.

7) Evaluer le cout total du réaménagement.



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II. PRESENTATION DE LA ZONE SOUS-ETUDE

C’est en 1742 que le gouverneur de la colonie proposa Port-au-Prince comme capitale

d’haiti.En ce temps, la zone métropolitaine a été un espace plus ou moins aménagé où résidait une

classe plus ou moins aisée de la population. A partir du chambardement politique de 1986, la capitale a

vu sa population s’accroitre très rapidement, et cet exode rural a pris racine surtout sur les versants sud

et est et l’entrée nord de la capitale donnant lieu au phénomène de bidonvilisation.

2.1. HISTOIRE DE LA VILLE DE PORT-AU-PRINCE

Autour de 1650, des pirates flibustiers français, manquant de place sur l'île de la Tortue

commencèrent à arriver sur la côte, et établirent une colonie à Trou-Bordé qui commença à grandir. Ils

installèrent alors un hôpital non loin de la côte, sur les hauteurs de Turgeau. Cela les amena à appeler la

région : Hôpital.

Pendant l'hiver 1707, Choiseul-Beaupré, gouverneur de la région, chercha ainsi à se

débarrasser de ce qu'il considérait comme une menace. Il insista pour obtenir le contrôle de l'hôpital, ce

que les flibustiers refusèrent, considérant cette demande comme une humiliation. Ils préférèrent alors

fermer l'hôpital, plutôt que de le céder au gouverneur, et nombre d'entre eux devinrent habitants de

l'île, fermiers, les premiers habitants européens stables de la région.

Bien que l'élimination des flibustiers d'Hôpital, comme groupe, renforça l'autorité de

l'administration coloniale, elle rendit également la région plus désirable comme cible pour les Anglais.

Afin de protéger celle-ci, le capitaine de Saint-André arriva dans la baie à bord du vaisseau

nommé Le Prince, juste sous l'hôpital. De Saint-André nomma l'endroit « Le Port du Prince », même si le



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port et la région continuaient à être connus sous le nom d'Hôpital (les îlots de la baie étaient néanmoins

déjà nommés îlots du Prince).

Les Anglais n'attaquèrent pas l'endroit, et plusieurs nobles recherchèrent des dons de terre

de la couronne française à Hôpital ; le premier noble à contrôler le lieu fut sieur Joseph Randot. À sa

mort en 1737, sieur Pierre Morel le partagea avec Gatien Bretton des Chapelles.

À ce moment, l'administration coloniale s'était convaincue de la nécessité d'établir une

capitale, afin de mieux contrôler la partie française de Saint-Domingue. Petit-Gôave et Léogane

prétendirent quelque temps à cet honneur, avant d'être éliminés. Premièrement, elles ne se trouvaient

pas en position centrale. Puis le climat de Petit Goâve était trop sujet au paludisme, et la topographie de

Léogane rendait sa défense difficile. Une nouvelle cité devait être construite.

Le Port-au-Prince fut ainsi fondé en 1749 par les colons français, planteurs de sucre, sur

l'habitation Randot, au bel-air ; puis elle s'étendit assez vite. En 1770, elle remplaça Le Cap-Français

comme capitale de la colonie de Saint-Domingue. Pendant les révolutions françaises elle fut rebaptisée

« Port Républicain ». Elle devint en 1804 la capitale du nouveau pays indépendant : Haïti ; l'empereur

haïtien Jacques-Ier lui rendit le nom de Port-au-Prince. Lorsqu'Haïti se partagea en royaume (au nord) et

république (au sud), Port-au-Prince servit comme capitale de la république sous Alexandre-Pétion.

Commune d’Haïti, le site de Port-au-prince fut surtout retenu comme capitale des « îles

Sous-le-Vent » en 1749, ceci pour des raisons militaires, administratives et économiques. Très

rapidement, après sa fondation, des catastrophes naturelles allaient perturber sa croissance. En 1751,

par exemple, deux (2) cyclones suivis de deux (2) tremblements de terre détruisirent la quasi-totalité des

maisons de la ville. Plus tard, en 1770, de nouveaux séismes dévastateurs furent à l’origine d’une

ordonnance interdisant de bâtir autrement qu’en bois ou en maçonnerie entre poteaux.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Paludisme

http://fr.wikipedia.org/wiki/1749

http://fr.wikipedia.org/wiki/France

http://fr.wikipedia.org/wiki/Sucre


http://fr.wikipedia.org/wiki/Cap_Fran%C3%A7ais

http://fr.wikipedia.org/wiki/Saint-Domingue_(histoire)

http://fr.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9volution_fran%C3%A7aise


http://fr.wikipedia.org/wiki/Ha%C3%AFti

http://fr.wikipedia.org/wiki/Jean-Jacques_Dessalines

http://fr.wikipedia.org/wiki/Alexandre_P%C3%A9tion



32

Malgré ces fléaux, pendant la période coloniale, Port-au-Prince restait une ville prospère

dont le développement et la fortune reposent sur les relations commerciales liant la colonie à la

métropole. Cette prospérité prit fin en 1791 avec les guerres civiles et la guerre d’indépendance, époque

où de nombreux incendies ravagèrent la ville. Un siècle plus tard, c’est-à-dire à la fin du XIXème siècle,

les infrastructures de la capitale s’étaient améliorées (construction d’écoles, de bâtiments publics, d’un

réseau d’égouts, éclairage public, réfection des rues …). L’occupation nord-américaine marqua le début

de la croissance rapide de la capitale. Cependant, pour des raisons politiques et économiques, ils

favorisèrent la centralisation des activités à Port-au-Prince au détriment des villes et ports de province.

Après 1950, la centralisation et les migrations s’intensifièrent, désorganisant ainsi le

milieu urbain. Pendant les trente (30) dernières années qui suivirent, les infrastructures s’améliorèrent,

l’industrialisation se développa mais, parallèlement, les problèmes urbains se multiplièrent :

prolifération des zones d’habitat précaire, densification et dégradation du centre urbain, déficience

alarmante des services urbains, extension spatiale non contrôlée, rupture de l’équilibre écologique…

Le 12 janvier 2010, la ville a été profondément dévastée par un tremblement de terre de

magnitude 7,3 sur l'échelle de Richter. En date du 9 février 2010, Marie-Laurence Jocelyn Lassegue,

ministre des communications, confirme un bilan (provisoire) de 230 000 morts, 300 000 blessés et 1,2

million de sans-abris. La ville de Port-au-Prince devrait aussi être rasée puis reconstruite intégralement,

et ce grâce à l'aide internationale avec un montant de 10 milliards de dollars.

IHSI, inventaire des ressources et potentialités d’Haïti, commune de Port-au-prince, 1998.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Tremblement_de_terre_d%27Ha%C3%AFti_de_2010

http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89chelle_de_Richter

http://fr.wikipedia.org/wiki/9_f%C3%A9vrier

http://fr.wikipedia.org/wiki/F%C3%A9vrier_2010




33

2.1.1. IMPACTS DU SEISME SUR LA ZONE

Le séisme qui a frappé Haïti le 12 janvier dernier a eu des répercussions

particulièrement sur Port-au-Prince. Dans la capitale il n'y a eu plus d'eau, plus d'électricité, plus de

réseaux de communication. Le séisme a détruit toutes les infrastructures sans oublier les institutions du

pays qui ont disparu. L’échelle des destructions au niveau de la capitale atteint 8 sur l’échelle de

Mercalli. La zone la plus soumise aux destructions atteint 10 (sur 12 degrés dans l’échelle) ; cette zone

est située sur la côte bordant le golfe de la Gonâve, à l’ouest de Port-au-Prince, et au nord-ouest de

l’épicentre du séisme ; 1,9 millions d’habitants vivent dans la zone de degré 8 des destructions.

Alors que de nombreuses habitations modestes se sont effondrées, d’autres édifices

gouvernementaux de construction plus solide, comme le Palais national, le ministère des Finances, le

ministère des Travaux publics, le ministère de la Communication et de la Culture, l’Administration postale,

le Parlement, le Palais de justice, l’École normale supérieure, l’École nationale d’administration, l’École

Nationale des Infirmières, l’Université de l’Agence universitaire de la Francophonie (AUF), la prison centrale

et le Centre des impôts ont également subi des dommages importants. Un hôpital de Pétion-ville, une

banlieue de Port-au-Prince, se serait également effondré, ainsi que l’hôpital de la maternité, l’hôpital

général et l’hôpital de Martissant. Le siège de la Mission des Nations unies pour la stabilisation en

Haïti(MINUSTHA) est également en partie détruit ; ce siège était l’hôtel Christopher, dont les fondations

faisaient l’objet d’une remise aux normes (encore en cours) de l’ONU. Le plus grand hôtel de la ville, l’Hôtel

Montana, a également été détruit par le séisme.

Les médias télévisés montraient au lendemain matin les images des secours amenés dans

le bâtiment effondré de l’université, dans laquelle mille étudiants étaient en train de passer un examen.

Dès les premiers jours on comptait une vingtaine d'enseignants et plus de 400 étudiants morts sous les

décombres. Plusieurs universités publiques et privées ont été détruites ou gravement endommagées :

http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89chelle_de_Mercalli



http://fr.wikipedia.org/wiki/Golfe_de_la_Gon%C3%A2ve

http://fr.wikipedia.org/wiki/Palais_national_(Ha%C3%AFti)

http://fr.wikipedia.org/wiki/P%C3%A9tionville

http://fr.wikipedia.org/wiki/Mission_des_Nations_unies_pour_la_stabilisation_en_Ha%C3%AFti



http://en.wikipedia.org/wiki/Christopher_Hotel

http://en.wikipedia.org/wiki/H%C3%B4tel_Montana





34

L'Université d'État d'Haïti a subi d'importantes destruction : Les bâtiments logeant la Faculté de

Linguistique appliquée (FLA) et l'Ecole normale supérieure (ENS), la Faculté de médecine et de pharmacie

(FMP), la Faculté des sciences (FDS), la Faculté des sciences humaines (FASCH), la Faculté d'agronomie et de

médecine vétérinaire (FAMV) et l'Institut national de gestion et des hautes études internationales

(INAGHEI) ont des locaux complètement lézardés; le Centre d'Etudes Diplomatiques et Internationales

(CEDI), détruit; l'Université Quisqueya (UNIQ), endommagée; l'Académie Nationale diplomatique et

Consulaire (ANDC), endommagée; l'Université Notre Dame d'Haïti (UNDH), endommagée; l'Institut des

Hautes Etudes Commerciales et Economiques (IHECE), détruit; l'Université Lumière, détruite; l'Université

Royale d'Haïti, détruite; l'Université de Port-au-Prince (UP), détruite; l'Université Américaine des Sciences

Modernes d'Haïti (UNASMOH), endommagée; l'Université G.O.C, détruite; l'Université Episcopale d'Haïti

(UNEPH), détruite; l'Université Caraïbe, endommagée; l'Institut Paramédical Louis Pasteur, détruit21.

De grands nuages de poussière apparaissaient dans les instants suivant le séisme à Port-au-

Prince. Cette poussière provient probablement de béton non armé des constructions ; des craintes

s’accumulent donc concernant la possibilité que bien des édifices de ce type se soient effondrés. Pays

pauvre, Haïti ne dispose pas de normes de construction formelles en matière de bâtiments.

Les villes de Carrefour (300 000 habitants, détruite à 40 %), Léogâne (200 000 habitants,

détruite à plus de 90 %) et Gressier, proches de l’épicentre du séisme, ont aussi été gravement touchées.

Un intervenant du Ministère des Affaires étrangères français chargé de l’organisation des

secours depuis la France a annoncé que le seul point positif parmi les nouvelles qui lui parvenaient était

que la piste de l’aéroport était praticable, laissant la perspective d’un acheminement par rotation aérienne

des personnels de secours, de la logistique et du matériel d’urgence.

Ban Ki-moon, le secrétaire général des Nations unies estimait que quelques 3 millions de

personnes auraient pu être sinistrées sur les 4 millions que compte la population de Port-au-Prince.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Universit%C3%A9_d%27%C3%89tat_d%27Ha%C3%AFti

http://fr.wikipedia.org/wiki/Universit%C3%A9_Notre_Dame_d%27Ha%C3%AFti

http://fr.wikipedia.org/wiki/Universit%C3%A9_Lumi%C3%A8re_(Ha%C3%AFti)

http://fr.wikipedia.org/wiki/Universit%C3%A9_Cara%C3%AFbe

http://fr.wikipedia.org/wiki/Tremblement_de_terre_d%27Ha%C3%AFti_de_2010#cite_note-20

http://fr.wikipedia.org/wiki/B%C3%A9ton_arm%C3%A9

http://fr.wikipedia.org/wiki/Normes_parasismiques

http://fr.wikipedia.org/wiki/Carrefour_(Ha%C3%AFti)

http://fr.wikipedia.org/wiki/L%C3%A9og%C3%A2ne

http://fr.wikipedia.org/wiki/Gressier

http://fr.wikipedia.org/wiki/Minist%C3%A8re_des_Affaires_%C3%A9trang%C3%A8res_(France)

http://fr.wikipedia.org/wiki/Logistique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Aide_humanitaire

http://fr.wikipedia.org/wiki/Ban_Ki-moon

http://fr.wikipedia.org/wiki/Secr%C3%A9taire_g%C3%A9n%C3%A9ral_des_Nations_unies

http://fr.wikipedia.org/wiki/Port-au-Prince



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La destruction de milliers de logements et la crainte de nouvelles répliques ont poussé

depuis lors la plupart des habitants de la ville à passer la nuit dehors. Les survivants ne disposent pas ou

peu d’eau potable, de nourriture et de médicaments24. Jusqu’au 13 janvier, l’hôpital de campagne de

l'armée de l'air argentine, installé dans le cadre de l’ONU depuis 2004, était le seul opérationnel sur place.

Le 20 janvier, un autre tremblement de terre de magnitude 6,1 a été à nouveau ressenti25 ;

en conséquence immédiate, un phénomène d’exode massif a été observé26, par le port et la gare routière

de Port-au-Prince, parmi une population exténuée et qui a vécu les dizaines de répliques antérieures dans

les ruines de la capitale.

2.2. ASPECTS GEOGRAPHIQUES

Port-au-Prince se situe à l’extrémité occidentale de la plaine du cul-de-sac au fond du golf

de la Gonâve. Elle est accoudée sur les montagnes de la Chaîne de la Selle au sud où l’on retrouve entre-

autre la banlieue riche de Pétion-ville.

La ville à proprement parler s’étage sur 15 collines : Saint-Martin, Sans-fil, Bel-Air,

Canapé-Vert, Bourdon, Fort-National, Saint-Gérard, Turgeau, Pacot, Morne-à-Tuf, poste-Marchand,

Nazon, Bois-verna, Bolosse, Nel hio. On retrouve également aux abords de la ville des zones basses,

marécageuses où s’est développé le plus grand bidonville de l’agglomération : Cité-Soleil. Cependant,

d’autres communes telles Kenscoff, Croix-des-Bouquets et Léogane, seront prises en compte dans le cas

de cette étude.


http://en.wikipedia.org/wiki/Argentine_Air_Force_Mobile_Field_Hospital




http://fr.wikipedia.org/wiki/Exode




36

2.3. ASPECTS CLIMATIQUES

Le climat est l’ensemble des éléments qui caractérisent l’atmosphère dans un lieu

donné : la pluie, le vent, la température, la pression atmosphérique.

Port-au-Prince, capitale sociale d’Haïti, se trouve à la tête du canal de Saint-Marc et du canal du sud à

l’extrémité ouest du Cul-de-sac. La ville est environ 19 degrés au nord de l’équateur, dans la zone

tropicale, et 1400 miles, directement au sud de new York. Les températures moyennes de la cote sont à

26,7ºC et les précipitations annuelles moyennes sont 1,346mm. La Saison des pluies en été et, comme

dans une grande partie de la zone des caraïbes, les hivers ont tendances à être secs.

2.3.1. ASPECTS PLUVIOMETRIQUES

Le régime de pluviométrie annuel du pays varie de 400 à 4 000 mm suivant la région,

avec une moyenne de 1 400 mm de pluie sur plus de la moitié du pays (Port-au-Prince) et seulement de

500 mm dans le Nord-Ouest. Les régions méridionales et occidentales sont assez sèches; les plaines,

comme le Cul-de-sac, sont pratiquement désertiques. Le climat se caractérise par l'alternance de saisons

sèches (novembre-décembre à mars) et de saisons pluvieuses (généralement de février à mai et octobre)

assez irrégulières et sont dues au caractère montagneux du pays. Attention au risque de cyclone de

juillet à octobre. Il convient de souligner que le déboisement a entraîné la désertification du climat dans

certaines régions et notamment dans le nord-ouest du pays. Seulement 2% de la surface forestière

d'origine subsiste et celle-ci continue de disparaître à un rythme élevé. Des programmes de reboisement

sont en cours, mais partout l'érosion des sols est inquiétante. Le nord de l’aire métropolitaine de Port-

au-Prince est dans la diagonale sèche qui vient de la presqu’ile du nord-ouest. Damien et Delmas, situés

à la frontière sud de la pleine du cul-de –sac, accuse respectivement 1042mm /an et 1090mm /an. Par



37

contre, les zones situées sous le massif de la Selle connaissent une plus forte pluviométrie. La zone de

Juvénat reçoit 1350mm /an, celle de Pétion-ville 1431mm /an et, au centre de la commune de Port-au-

Prince, la station Saint-Louis de Gonzague accuse 1210mm /an.

2.4. ASPECTS DEMOGRAPHIQUES

Les projections démographiques les plus sérieuses estimaient que la population de la

capitale haïtienne passerait de 240 000 à 430 000 individus entre 1969 et 1990 (Holly, 1999). Ces

projections n’ayant pas pris en compte l’exode rural (estimé à 110 000 personnes par an environ), en

1980, la population métropolitaine de Port-au-Prince atteignait déjà un million d’habitants (Godart,

1983), elle franchit la barre des deux millions en 1996 pour se stabiliser autour de 2,5 millions

d’habitants en 2000. Cette croissance s’est traduite par le développement incontrôlé des bidonvilles de

Delmas, de Port-au-Prince, de Carrefour et de Croix-des-Bouquets. D’après le dernier recensement de

l’IHSI, la zone métropolitaine a une superficie de 2,116.07 km2 avec une densité de population d’environ

641hab. /km2. Le tout dernier recensement date d’aout 2003 et présente la zone métropolitaine dans le

tableau statistique suivant :

Communes Nombre de Population

Bâtiments Locaux Ménages Hommes Femmes 2sexes <5ans 18ans&+

Port-au-

Prince

94,185 135,122 149,299 324,084 380,693 704,777 65,536 421,845

Delmas 94,415 119,262 144,717 318,028 361,622 679,650 68,817 393,639



38

Source : Résultats préliminaires/4ième

recensement général de la population et de l’habitat (IHSI, aout 2003)

Pour en finir, la population d’Haïti passera à quelques 16,1 millions d’habitants à l’horizon de

2050, selon les projections de l’Institut Haïtien de Statistique et d’Informatique (IHSI), présentées ce 16

décembre 2008 devant la presse, dont l’agence en ligne Alter Presse.

Cette population était estimée à 9,8 millions habitants. Les pauvres, qui en représentent plus de la

moitié, sont au nombre de 5,4 millions, selon le statisticien-démographe Jacques Hendry Rousseau.

“Estimation et projections de la population totale, urbaine, rurale et économiquement active“, est le

titre de cette présentation de l’IHSI qui prévoit pour Haïti une population de plus de 16 millions

d’habitants en 2050, dont 8, 023,000 hommes et 8, 126,000 femmes. Ces projections, qui fournissent

des informations sur la répartition de la population haïtienne, sont indispensables au processus de la

planification du développement économique et social du pays. Spécialement, en ce qui nous concerne,

cela aidera à une meilleure prévision énergétique.

Carrefour 54,837 69,472 77,463 173,387 200,529 373,916 38,095 217,539

Pétion-

Ville

53,545 60,860 61,616 133,169 149,883 283,052 29,415 166,338

Kenscoff 9,344 10,981 9,260 20,992 21,183 42,175 5,286 21,969

Gressier 6,591 7,472 6,050 12,693 13,254 25,947 2,991 14,123

Léogane 31,527 36,830 30,435 64,680 69,510 134,190 14,363 72,779

Crx-des-

Bouquets

49,161 55,931 48,396 109,411 119,707 229,127 26,283 118,033

Total 393,606 495,930 527,236 1,156,444 1,316,381 2,472,734 250,786 1,426,265



39



40

III. PROFIL D’UN RESEAU ELECTRIQUE

Un réseau électrique est un ensemble d'infrastructures permettant d'acheminer

l'énergie électrique des centres de production vers les consommateurs d'électricité. Il est constitué de

lignes électriques exploitées à différents niveaux de tension, connectées entre elles dans des postes

électriques. Les postes électriques permettent de répartir l'électricité et de la faire passer d'une tension

à l'autre grâce aux transformateurs.

Un réseau électrique doit aussi assurer la gestion dynamique de l'ensemble production - transport -

consommation, mettant en œuvre des réglages ayant pour but d'assurer la stabilité de l'ensemble. Ainsi,

il ne suffit pas de produire le courant électrique dans les centrales, il faut aussi l’amener jusqu’à

l’utilisateur final.

Pour parvenir à l’adaptation parfaite entre la production et la consommation, adaptation qui se traduit

en performance économique, la structure électrique est souvent décomposée en plusieurs niveaux

correspondant à différents réseaux électriques.

3.1. CENTRES DE PRODUCTION

La production de l’énergie électrique se fait dans les centrales ou des usines en

transformant une autre forme d’énergie en énergie électrique. Les sources communément utilisées pour

ces transformations sont nombreuses :

Les centrales thermiques produisent l’électricité à partir de la chaleur qui se dégage de la

combustion du charbon, du mazout ou du gaz naturel. La plupart ont une capacité comprise

entre 200 MW et 2000MW afin de réaliser les économies d’une grosse installation. Il suffit de

http://fr.wikipedia.org/wiki/Infrastructure

http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89nergie_%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Centrale_%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Consommateur

http://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89lectricit%C3%A9

http://fr.wikipedia.org/wiki/Ligne_%C3%A0_haute_tension

http://fr.wikipedia.org/wiki/Tension_%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Poste_%C3%A9lectrique




http://fr.wikipedia.org/wiki/Transformateur

http://fr.wikipedia.org/wiki/Syst%C3%A8mes_dynamiques

http://fr.wikipedia.org/wiki/Stabilit%C3%A9_des_r%C3%A9seaux_%C3%A9lectriques

http://fr.wikipedia.org/wiki/M%C3%A9tastabilit%C3%A9



41

visiter une telle centrale pour se rendre compte de sa complexité et de ses dimensions

imposantes. On la trouve souvent près d’une rivière ou d’un lac, car d’énorme quantités d’eau

sont requises pour refroidir et condenser la vapeur sortant des turbines. Comme dans la plupart

des pays modernes, les ressources hydrauliques sont déjà exploitées, on doit se fier sur les

centrales thermiques pour produire l’énergie électrique supplémentaire requise, parallèlement

à la croissance des centrales nucléaires.

Les centrales hydroélectriques convertissent en énergie électrique l’énergie de l’eau en

mouvement. L’énergie provenant de la chute d’une masse d’eau est tout d’abord transformée

dans une turbine hydraulique en énergie mécanique, la turbine entraine un alternateur dans

lequel l’énergie passe de la forme mécanique à la forme électrique.



42

Plus la hauteur de la chute d'eau et le débit sont importants, plus la puissance électrique sera

élevée. D’où la relation entre la puissance P(en HP) que l’on peut tirer d’une chute, son débit Q

(en pi.cu/sec) et sa hauteur H (en pieds) est la suivante : P = Q*H/8.8

L'énergie solaire photovoltaïque désigne l'électricité produite par la transformation d'une partie

du rayonnement solaire avec une cellule photovoltaïque. Plusieurs cellules sont reliées entre-

elles sur un module solaire photovoltaïque. Plusieurs modules sont regroupés pour former une

installation solaire chez un particulier ou dans une centrale solaire photovoltaïque, qui alimente

un réseau de distribution électrique. Cette énergie, peut être stockée dans des batteries et

permet d'utiliser l'électricité la nuit.

Les centrales éoliennes : La force du vent fait tourner une énorme hélice qui entraîne un

alternateur qui produit de l'électricité. Bien sûr cela ne fonctionne bien que dans les régions où

il y a beaucoup de vent.

Les éoliennes ne peuvent produire une grande quantité de courant. L'éolienne est une énergie

renouvelable.

L'énergie éolienne peut être utilisée de deux manières :

1) Conservation de l'énergie mécanique: le vent est utilisé pour faire avancer un véhicule



43

(Navire à voile ou char à voile), pour pomper de l'eau (moulins de Majorque, éoliennes de

pompage pour irriguer ou abreuver le bétail) ou pour faire tourner la meule d'un moulin

2) Transformation en énergie électrique: l'éolienne est couplée à un générateur électrique pour

fabriquer du courant continu ou alternatif. Le générateur est relié à un réseau électrique ou

bien fonctionne de manière autonome avec un générateur d'appoint (par exemple un groupe

électrogène) et/ou un parc de batteries ou un autre dispositif de stockage d'énergie.

Les centrales nucléaires sont des centrales électriques, utilisant la fission nucléaire de matières

fissiles pour produire de la chaleur dont une partie est transformée en électricité. C'est

actuellement la principale mise en ouvre civile de l'énergie nucléaire.

Une centrale nucléaire est constituée d'un ou plusieurs réacteurs nucléaires

(jusqu'à 7), dont la puissance électrique varie de 40 MW à plus de 1450 MW. Le futur réacteur

EPR aura une puissance de 1600 MW. En 2006, 442 réacteurs fonctionnent dans 31 pays

différents dans le monde, soit un total de 370 GW produisant environ 17% de l'électricité

mondiale.



44

Pour fabriquer l'électricité ils mettent de l'uranium dans une épaisse cuve de béton, le

réacteur. Dans ce réacteur on provoque des réactions atomiques. Cela dégage une chaleur considérable qui

permet de chauffer de l'eau. Pour éviter les fuites de radiations, le réacteur et le premier circuit d'eau, sont

complètement étanches. Le circuit primaire transmet sa chaleur à un deuxième circuit, qui lui produit la

vapeur, utilisée dans de gigantesques turbines. Les immenses tours que l’on aperçoit près des centrales

nucléaires servent à refroidir le système. Il s’en dégage de la vapeur d’eau. En France, 80% de l'électricité

est produite par le nucléaire.

3.2. POSTES DE TRANSFORMATION

Comme il est plus économique de transporter l’électricité à haute tension, l’énergie

électrique provenant des centrales est acheminée vers un poste de transformation, le plus souvent placé

près des centrales. Les postes de transformations servent à augmenter ou à abaisser la tension et à

régulariser celle-ci au moyen d’un appareillage très varié. Cet appareillage électrique comprend, en plus des

transformateurs de puissance, des conducteurs (barres et câbles qui effectuent les raccordements en un

point des différents circuits) et des appareils qui servent à établir ou interrompre une portion de circuit

(interrupteurs à cornes et sectionneurs) ou à protéger les machines et les lignes électriques (coupe-circuits,



45

disjoncteurs, relais, parafoudres). L’équipement d’une sous-station comporte en outre des appareils

auxiliaires tels que transformateurs de potentiel, transformateurs de courant, instruments de mesures,

relais de contrôle et de signalisation.

3.2.1. APPAREILLAGES D’UN POSTE DE TRANSFORMATION

Pour leur bon fonctionnement, les postes de transformation disposent de matériels adéquats

destinés à faciliter la manipulation de l’énergie et la desserte de la clientèle. Se trouvant chacun à leur place

respective, ils ont une certaine harmonie vu qu’ils sont le plus souvent dépendants l’un de l’autre. Parmi

eux on peut citer :

TRANSFORMATEURS

Un transformateur électrique est un convertisseur permettant de modifier les valeurs de

tension et d'intensité du courant délivrées par une source d'énergie électrique alternative, en un système

de tension et de courant de valeurs différentes, mais de même fréquence et de même forme. Il effectue

cette transformation avec un excellent rendement. Il est analogue à un engrenage en mécanique (le couple

sur chacune des roues dentées étant l'analogue du courant et la vitesse de rotation étant l'analogue de la

tension).

http://fr.wikipedia.org/wiki/Couple_(physique)



46

On distingue les transformateurs statiques et les commutatrices. Dans un transformateur

statique, l'énergie est transférée du primaire au secondaire par l'intermédiaire du circuit magnétique que

constitue la carcasse du transformateur. Ces deux circuits sont alors magnétiquement couplés. Ceci permet

de réaliser un isolement galvanique entre les deux circuits. Dans une commutatrice, l'énergie est transmise

de manière mécanique entre une génératrice et un moteur électrique.

TRANSFORMATEURS DE POTENTIEL

Selon la définition donnée par la Commission électrotechnique internationale, un

transformateur de tension est un « transformateur de mesure dans lequel la tension secondaire est, dans

les conditions normales d'emploi, pratiquement proportionnelle à la tension primaire et déphasée par

rapport à celle-ci d'un angle voisin de zéro, pour un sens approprié des connexions ».

Il s'agit donc d'un appareil utilisé pour la mesure de fortes tensions électriques. Il sert à faire

l'adaptation entre la tension élevée d'un réseau électrique HTA ou HTB (jusqu'à quelques centaines de

kilovolts) et l'appareil de mesure (voltmètre, ou wattmètre par exemple) ou le relais de protection, qui

eux sont prévus pour mesurer des tensions de l'ordre de la centaine de volts.

La caractéristique la plus importante d'un transformateur de tension est donc son rapport de

transformation, par exemple 400 000 V/100 V.

On utilise aussi le terme transformateur de tension.

TRANSFORMATEURS D’INTENSITE

Un transformateur de courant est un transformateur de mesure dans lequel le courant

secondaire est, dans les conditions normales d'emploi, pratiquement proportionnel au courant primaire et

déphasé par rapport à celui-ci d'un angle approximativement nul pour un sens approprié des connexions".

http://fr.wikipedia.org/wiki/Commutatrice

http://fr.wikipedia.org/wiki/Circuit_magn%C3%A9tique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Circuits_magn%C3%A9tiquement_coupl%C3%A9s

http://fr.wikipedia.org/wiki/Isolation_galvanique

http://fr.wikipedia.org/wiki/G%C3%A9n%C3%A9rateur_%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Machine_%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Commission_%C3%A9lectrotechnique_internationale

http://fr.wikipedia.org/wiki/Transformateur_de_mesure

http://fr.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9seau_%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Haute_tension_A

http://fr.wikipedia.org/wiki/Haute_tension_B

http://fr.wikipedia.org/wiki/Instrument_de_mesure

http://fr.wikipedia.org/wiki/Voltm%C3%A8tre

http://fr.wikipedia.org/wiki/Wattm%C3%A8tre

http://fr.wikipedia.org/wiki/Protection_des_r%C3%A9seaux_%C3%A9lectriques

http://fr.wikipedia.org/wiki/Transformateur_de_mesure



47

La notion de transformateur de courant est un abus de langage, mais elle a été popularisée

dans l'industrie. L'expression « transformateur d'intensité » est sans doute plus exacte. On utilise

fréquemment les abréviations TC ou TI.

Transformateur de courant de tension nominale 138 kV

C'est un appareil utilisé pour la mesure de forts courants électriques. Il sert à faire l'adaptation entre le

courant élevé circulant dans un circuit électrique (jusqu'à quelques milliers d'ampères) et l'instrument

de mesure (ampèremètre ou wattmètre par exemple), ou le relais de protection, qui eux sont prévus

pour mesurer des courants de l'ordre de l'ampère.




http://fr.wikipedia.org/wiki/Amp%C3%A8rem%C3%A8tre

http://fr.wikipedia.org/wiki/Wattm%C3%A8tre

http://fr.wikipedia.org/wiki/Protection_des_r%C3%A9seaux_%C3%A9lectriques



48

La caractéristique la plus importante d'un transformateur de courant est donc son rapport de

transformation, exprimé par exemple sous la forme 400 A/1 A.

INTERRUPTEURS A CORNES (AIR-BREAK SWITCHES)

Les interrupteurs à cornes sont des appareils qui peuvent couper les faibles courants

capacitifs des lignes de transport ou les faibles courants d’excitation des transformateurs mais qui ne

peuvent pas interrompre les courants normaux de charge.

SECTIONNEURS (DISCONNECTS)

A l’encontre des interrupteurs à cornes, les sectionneurs ne sont doués d’aucun pouvoir de

coupure. Ils ne doivent même pas interrompe un faible courant, Ils ne permettent de couper un circuit

qu’en l’absence de tout courant. Ils servent à séparer et à isoler par exemple les lignes et les disjoncteurs

des autres parties du réseau.

Sectionneur 110 kV ouvert



49

SECTIONNEURS DE MISE A LA TERRE (GROUNDING SWITCH)

Les sectionneurs de mise à la terre sont des interrupteurs de sécurité qui isolent un circuit

et qui, grâce à leur mise à la terre, empêchent l’apparition de toute tension sur une ligne pendant les

réparations.

DISJONCTEURS (CIRCUIT BREAKERS)

Les disjoncteurs sont des appareils qui ont un très grand pouvoir de coupure ;il ouvre

automatiquement un circuit dès que l’intensité de courant dans celui-ci dépasse une certaine valeur. Quand

ils servent à interrompre les courants intenses de court-circuit, il joue le même rôle que les fusibles, mais

par contre, ils sont d’un fonctionnement plus sur et ils n’ont pas besoin d’être remplacés après chaque

interruption. On se sert également pour couper les courants normaux. Les disjoncteurs les plus répandus

sont :

Les disjoncteurs à l’huile

Les disjoncteurs à air comprimé

Les disjoncteurs à SF6

Les disjoncteurs à vide.

Disjoncteur 800 kV au Venezuela

http://fr.wikipedia.org/wiki/Venezuela



50

PARAFOUDRES

Les parafoudres sont des appareils destinés à limiter les surtensions imposées aux

transformateurs ou autres machines électriques particulièrement par les coups de foudre qui tombent sur

des lignes ou à leur voisinage. Ces coups de foudre sont caractérisés par un amoncellement de charges

électriques qui provoque une forte élévation de tension sur les lignes.

REACTANCES D’ARTERES

L’impédance en amont des barres omnibus moyenne tension(MT) d’un poste de

transformation est ordinairement très faible car il en part plusieurs feeders (lignes d’alimentation) qui

desservent la région environnante. Cette faible impédance permet la circulation de courant de défaut très

intense pouvant dépasser le pouvoir des disjoncteurs et la capacité thermique des feeders. De plus, le

feeder risque de bruler sur toute sa longueur et il se produira une véritable explosion au point de défaut.

Afin d’éviter ce danger, on place une réactance d’artère en série avec chaque phase du feeder.

Cette réactance a pour rôle de limiter le courant de défaut à une valeur inferieure au courant

de rupture du disjoncteur, mais son impédance doit être assez faible pour éviter une chute de tension

excessive en charge normale.

RELAIS

L’ouverture du disjoncteur peut-être commandée par le passage du courant principal du circuit

dans la bobine de déclenchement, ou plus généralement, par l’intermédiaire d’un relais. Un relais est

essentiellement un électro-aimant qui peut déceler des conditions anormales sur un réseau.



51

RECLOSER

Le disjoncteur à réenclenchement automatique ouvre le circuit lors de l’apparition d’un défaut

et le referme de nouveau après un délai compris entre une fraction de seconde et quelques secondes. La

séquence d’ouverture et de fermeture se répète deux ou trois fois selon l’ajustement des dispositifs de

commande interne. Si le court-circuit ne disparait pas après deux ou trois tentatives de refermeture, le

recloser ouvre le circuit en permanence et une équipe de réparation doit aller sur les lieux pour le réparer.

3.3. RESEAU DE TRANSPORT ET D’INTERCONNECTION

La dispersion géographique (distance) entre les lieux de production et les centres de

consommation, l’irrégularité de cette consommation et l’impossibilité de stocker l’énergie électrique

nécessitent un réseau capable de la transporter sur de grandes distances et la diriger. Ces lignes peuvent

atteindre des centaines de kilomètres et les fonctions de tels ouvrages sont multiples :

Les réseaux de transport sont à très haute tension (de 150 kV à 800 kV) et ont pour but de

transporter l'énergie des grands centres de production vers les régions consommatrices

d'électricité. Les grandes puissances transitées imposent des lignes électriques de forte capacité

de transit, ainsi qu'une structure maillée (ou interconnectée).

l'interconnexion entre les lignes de même niveau de tension permettant de répartir l'énergie sur

les différentes lignes issues du poste.

Avec le progrès de la technologie, la manipulation des voltages dépassant le million de

volts ou d’ampérages au dessus de cent mille ampères (100 000A) ne constitue plus le plafond des

performances. La structure de ces réseaux peut être aérienne, opérant couramment sous des voltages de

115 à 1000 KV ou souterraine, utilisant une gamme de voltage usuelle de 69 à 345 KV. L’utilisation de ces

tensions élevées est liée à un objectif économique et est donc imposée malgré les contraintes d’isolement

qui se traduisent par des coûts de matériels plus importants.



52

Or, on sait que de la sortie de la centrale électrique au compteur de l'utilisateur final,

l'électricité doit transiter sur un réseau électrique. Ces réseaux possèdent souvent la même structure d'un

pays à l'autre, car le transport de fortes puissances sur de longues distances impose la minimisation de

l'effet Joule.

Le transport d'électricité génère des pertes dues à l'effet Joule, qui dépendent de

l'intensité I, de la tension U et de la résistance R de la ligne. Pour du courant triphasé on obtient :

Pour une même puissance électrique transmise par la ligne, les pertes par effet Joule

diminuent donc comme le carré de la tension : elles sont divisées par quatre quand la tension double, et

par un million lorsque que la tension est multipliée par mille. Ainsi un mètre de câble à 400 V provoque

autant de pertes que 1000 km du même câble à 400 kV. De même, une ligne d'une centaine de km avec

une résistance de 3 Ω sur laquelle circulent 400 MW générerait environ 4 MW de perte Joules si elle était

exploitée à 200 kV, mais seulement 1 MW si elle était exploitée à 400 kV.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Centrale_%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Compteur_%C3%A9lectrique


http://fr.wikipedia.org/wiki/Effet_Joule


http://fr.wikipedia.org/wiki/Courant_%C3%A9lectrique


http://fr.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9sistance_(%C3%A9lectricit%C3%A9)

http://fr.wikipedia.org/wiki/Ligne_%C3%A9lectrique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Puissance_(physique)







53

Ainsi, puisque le choix d’une tension de transport est avant tout fixé sur des lois

techniques et des compromis économiques, sur la fonction des puissances à transporter et des distances à

parcourir, l’utilisation d’une tension basse entraînerait des sections de câbles inadmissibles. D’où la logique

du transport à haute tension.

3.4. RESEAU DE REPARTITION

Les réseaux de répartition sont à haute tension (de l'ordre de 30 à 150 kV) et ont pour but

d'assurer à l'échelle régionale la fourniture d'électricité. L'énergie y est injectée essentiellement par le

réseau de transport via des transformateurs, mais également par des centrales électriques de moyennes

puissances (inférieures à environ 100 MW). Les réseaux de répartition sont distribués de manière assez

homogène sur le territoire d'une région. La protection de ces matériels est de même nature que celle

utilisée sur les reseaux de transport.

3.5. RESEAU DE DISTRIBUTION

Les réseaux de distribution ont pour but d'alimenter l'ensemble des consommateurs.

Il existe deux sous niveaux de tension :

les réseaux à moyenne tension (de 3 à 33 kV) ;

les réseaux à basse tension (de 110 à 600 V), sur lesquels sont raccordés les utilisateurs

domestiques.



54

Contrairement aux réseaux de transport et de répartition, les réseaux de distribution

présentent une grande diversité de solutions techniques à la fois selon les pays concernés, ainsi que

selon la densité de population.

3.5.1. RESEAU DE DISTRIBUTION MOYENNE TENSION (MT)

Les réseaux à moyenne tension (MT) ont de façon très majoritaire une structure

arborescente, qui autorise des protections simples et peu coûteuses : à partir d'un poste source (lui-

même alimenté par le réseau de répartition), l'électricité parcourt une artère (ou ossature) sur laquelle

sont reliées directement des branches de dérivation au bout desquelles se trouvent les postes MT/BT de

distribution publique, qui alimentent les réseaux basse tension (BT) sur lesquels sont raccordés les plus

petits consommateurs. La structure arborescente de ces réseaux implique qu'un défaut sur une ligne

électrique MT entrainera forcément la coupure des clients alimentés par cette ligne, même si des

possibilités de secours plus ou moins rapides existent.

Les ossatures des réseaux à moyenne tension (MT) européens ne sont constituées

que des 3 phases, alors qu'en Amérique du Nord le fil de neutre est également distribué (3 phases + 1

neutre). Les dérivations MT quant à elles peuvent être constituées de 1 fil (cas de l'Australie où le retour



55

de courant s'effectue par la terre) à 4 fils (cas des États-Unis), ou encore systématiquement 3 fils (les 3

phases) comme le réseau français.

Les réseaux MT aériens sont majoritaires en zone rurale, où la structure arborescente

prédomine largement. Par contre en zone urbaine les contraintes d'encombrement, d'esthétique et de

sécurité conduisent à une utilisation massive des câbles souterrains. Les réseaux souterrains étant

soumis potentiellement à de longues indisponibilités en cas d'avarie (plusieurs dizaines d'heures), il est

fait appel à des structures en double dérivation ou à des structures radiales débouclées munies

d'appareils automatiques de réalimentation, permettant une meilleure sécurité d'alimentation.

3.5.2. RESEAU DE DISTRIBUTION BASSE TENSION (BT)

Ce réseau a pour objectif d’acheminer l’électricité du reseau de distribution MT aux

points de faible consommation (120, 240, 480V) dans le public ou dans le privé avec l’accès aux abonnés

BT. Il permet d’alimenter un nombre très élevé de consommateurs pour leur usage domestique, qui

représentent le dernier maillon de la chaine par le biais de postes sur poteaux.(schémas)

Ces réseaux sont de types aériens ou souterrains, exploités manuellement et souvent

influencés par l’environnement.

Les réseaux BT résultent de la structure des réseaux MT : en Amérique du Nord les

réseaux monophasés sont courants (1 neutre + 1 phase), tandis qu'en Europe la distribution triphasée

avec fil de neutre est très majoritaire (1 neutre + 3 phases). La structure arborescente est là aussi de loin

la plus répandue, car elle est à la fois simple, bon marché, et permet une exploitation facile.



56

IV. PRESENTATION DU RESEAU METROPOLITAIN

L'Électricité d'Haïti (Ed'H), a une capacité totale installée de 216 MW, dont 154 MW en

thermique et 62 MW en hydroélectrique. La production électrique à la capitale est réalisée par trois(3)

principales centrales dont une hydraulique couvrant environ 25% de la production et deux(2) centrales

thermiques totalisant une puissance installée d’une centaine de mégawatts (MW) alimentant le réseau

interconnecté de la zone métropolitaine. L’énergie produite par ces centrales est transportée vers les

sous-stations via les postes de transformation pour la distribution auprès de la population.

4.1. LES DIFFERENTS TYPES DE CENTRALES DU RESEAU METROPOLITAIN

Le réseau métropolitain est censé alimenter par un système hybride, c’est-à-dire par

une centrale hydroélectrique et deux centrales thermiques à travers un centre de contrôle ou

dispaching1pour l’alimentation des sous-stations.

4.1.1. LA CENTRALE HYDROELECTRIQUE DE PELIGRE

À 52 kilomètres de Port-au-Prince, en suivant la route nationale no 3, en travers du fleuve

Artibonite dans la gorge dite « Porte Péligre», dans le département du centre, soit à 9 kilomètres de

Mirebalais, se dressent la centrale de Péligre et son barrage. Ce dernier peut contenir près de 450 millions

de mètre cube d’eau. Sa dénivellation par rapport à la mer est de 172m avec une hauteur minimale de

turbinage de 153m.

La digue a 8m de large au sommet et 75m à la base des contreforts. La longueur en crête

est de 320m dont 260m en béton. La hauteur totale de la digue au-dessus du sol de fondation est 71m, soit

environ une fois et demie la hauteur de l’ancienne cathédrale de Port-au-Prince du parvis à la flèche.



57

La centrale hydroélectrique de Péligre est la plus importante source de production

d’énergie du pays. Elle est dotée de trois turbines d'une capacité de 18 MW chacune. Ces trois (3) turbines

de type Francis ont été installées par une compagnie italienne. A l'inauguration de Péligre en juillet 1971, la

consommation énergétique de la zone métropolitaine incluant Léogane, Croix-des-Bouquets était de 12

MW en pointe. La demande a pris moins de 15 ans pour quadrupler, soit une augmentation de plus de 120

% en dix ans

Ces dernières décennies, les dépôts de limon ont réduit l'activité de la centrale électrique

en réduisant ses capacités de production d'électricité. La sédimentation est en grande partie due à la

déforestation dont souffre le pays au cours des années.

La centrale électrique s'est délabrée et des réparations de fortune permettent juste de la

faire tourner au minimum. Aussi, d'autres unités de production furent construites afin de remédier à

l'insuffisance de la première.

http://fr.wikipedia.org/wiki/D%C3%A9forestation



PELIGRE

2Jeu de barre

13,8KV

115KV

2 Xfos

Auxiliaires : 0.5

KVA

GROUPES (Turbines+Alternateurs)

Qté Capacité Cos Tension Frequence Rotation X’d Type Fabrication

3 19,625MVA 0.8 13.8KV±5% 60Hz 240tr/min30

Poles 37%saturé Francis

Ercole Marelli

Milano (Italienne)

TRANSFORMATEURS DE PUISSANCE

Qté Capacité Couplage Mode de refroidissement iImpédance Tension Gamme chargeur de

prise

2 60MVA

28/34MVA YnD5 ONAN-ONAF 8.4% 12.5% 13,8/115Kv ±5% ±2x2,5%@115Kv

REGULATION DE TENSION

Type Amplificateur Réglage Puissance Désexitation rapide, Résistance de recharge

Statique-

Convertisseur à

redresseur

commandé

Opérationnel à transistor Automatique/Normal 6KW 1,52



59

4.1.2. LES CENTRALES THERMIQUES DU RESEAU

Rappelons que les centrales thermiques transforment de l’énergie chimique (combustible) en

énergie thermique (combustion), de l’énergie thermique en énergie mécanique et de l’énergie mécanique en

énergie électrique. Elles sont équipées de plusieurs groupes fonctionnant d’après le cycle diesel. Ces moteurs, à

combustion interne, permettent l’utilisation des carburants lourds. Ces carburants peuvent être soit du gasoil qui

est une huile légère et beaucoup moins visqueuse que les huiles de graissage ; soit du mazout ou fuel-oil

proprement dit à condition qu’il ne soit pas trop épais.

A) La centrale de Varreux

En longeant la route nationale no. 1, non loin de la station des Gonaïves et juste en face du tribunal de

paix de Cité-soleil nous retrouvons le site de Varreux. Sur le même terrain, il ya trois centrales : Varreux I, II, III.

La centrale de Varreux I possède trois (3) groupes thermiques fonctionnant au bunker C pour une

puissance de 21 MW installés. Le premier est de type Wartsila générant à un niveau de tension de 4.16 KV pour

une capacité de 10 MW avec un transformateur de 15MVA, de rapport de transformation 4.16/12.47. Les autres

groupes ont une puissance de 5.5 MW chacun, générant à des niveaux de tension 4.16/12.47KV avec des

transformateurs de 15MVA, pour des rapports de transformation 4.16/69KV et 12.47/69KV.

La structure de la centrale de Varreux II est différente à celle de Varreux I et de carrefour. Elle a

20MW installés pour six (6) groupes. Les trois(3) premiers sont de type Caterpillar dont deux (2) de capacité

4MW et l’autre de 3MW, générant à un niveau de tension de 12.47KV ayant respectivement un transformateur

de 15MVA et 12MVA, pour un rapport de transformation de 12.47/69KV. Les trois autres ont chacun une

capacité de 3MW, générant à une tension de 12.47KV et couplé à un transformateur de 12MVA , pour un rapport

de transformation de 12.47/69KV.



60

La centrale de Varreux III possède 16 groupes de types cumins. Les quatorze (14) premiers ont une

puissance de 1.5 MW chacun générant à un niveau de tension de 480 V ayant un transformateur de 4MVA pour

chaque paire de groupes, pour un rapport de transformation 480/14000 V. Les deux (2) autres ont une puissance

de 2.25 MW chacun, générant à un niveau de tension de 480V ayant chacun un transformateur de 4MVA, pour

un rapport de transformation 480/14000V. Un dernier transformateur de rapport de transformation 14/69 KV

élève la tension à 69 KV.

b) La centrale de Carrefour

En empruntant la route de carrefour, plus précisément à l’entrée de la route dite Rail, aux alentours de

la marine haïtienne se trouve le site de la centrale de carrefour. On y trouve deux (2) centrales respectivement

dénommées Carrefour I, Carrefour II.

La centrale de Carrefour I a 41.6MW installés -à cause d’un groupe de 7.9 MW défectueux et mis hors

service- avec cinq (5) groupes dont quatre (4) de type Pielstick français installés en 1983 et 1984 à un niveau de

tension de 4.16KV avec une capacité de 7.9MW chacun. La tension est élevée par un transformateur de 10MVA

et de rapport de transformation 4.16/12.47KV. Le sixième groupe installé en 2000 génère à un niveau de tension

de 12.47KV pour une capacité de 10MW aux bornes d’un transformateur de rapport de transformation de

12.47/69KV pour une capacité de 15MVA.

La centrale de Carrefour II a 30 MW installés pour trois (3) groupes de 10MW chacun. C’est une

compagnie privée, qui vend son énergie à l’ED’H sous contrat.



61

4.2. DESCRIPTION DU RESEAU DE TRANSPORT DE LA ZONE METROPOLITAINE

Le réseau HT de la zone métropolitaine est composé de deux (2) niveaux de tension, 115 et

69KV. La ligne reliant Péligre à Nouveau-Delmas (115KV) est construite à double terne (L-101, L-102) sur une

distance de 55KM ayant des pylônes métalliques comme supports, avec des conducteurs de 4/0 ACSR Pingouin

(Aluminium câble steel reenforced). Elle alimente aussi Ancien-Delmas à partir du jeu de barre de Nouveau-

Delmas via une ligne de 0.6KM. La ceinture haute tension qui alimente les autres sous-stations est en 69KV,

prenant la source d’alimentation de trois transformateurs de 15MVA (115/69KV) à Nouveau-Delmas,

également des points d’injection de Varreux et de Carrefour.

La ligne bi-terne (L-63et L-65), partant du dispatching à destination de la sous-station de

Rivière-Froide, alimente quatre(4) autres sous-stations (CPV, TOB, CAF, MAR). Une autre ligne bi-terne (L-61, L-

62) assure la liaison entre dispatching et la centrale de Varreux sur une longueur de 1KM et la ligne mono terne

L-64 dessert la Croix-des-Missions (5KM) et la Croix-des-Bouquets (6KM) en provenance du dispatching.

Le type de conducteurs utilisés dans la boucle est ALMELEC et AAAC, de section 4/0 AWG

(105mm2) à l’exception de la partie de ligne la reliant avec Carrefour qui est de type ASCR, de section

336 (175mm2).

4.3. DESCRIPTION DES POSTES DE TRANSFORMATION (HT/MT)

Les postes de transformation, disait-on, servent à augmenter ou à abaisser la tension et à la

réguler. Ils réalisent ce travail à l’aide de compensateurs synchrones, de réactances capacitives ou

inductives et de transformateurs à prises variables. Ils contiennent aussi les disjoncteurs, fusibles et

parafoudres destinés à protéger les appareils et réseau. Les clients de la zone métropolitaine sont

alimentés à partir de ces derniers par le biais de départs ou circuits. Un tel réseau comporte les dix (10)

sous-stations suivantes : Nouveau-Delmas (NDM), Ancien-Delmas (ADM), Varreux (VAR), Toussaint-



62

Brave(TOB), Croix-des-Missions (CXM), Croix-des-Bouquets (CXB), Canapé-vert (CPV), Carrefour-Feuille

(CAF), Martissant (MAR), Rivière-Froide (RIF).

Le poste de Nouveau-Delmas (dispatching) est principalement le centre de distribution du

réseau métropolitain. Il contient trois transformateurs de 15 MVA chacun de rapport de transformation

115/69 KV, et deux jeux de barres 69 et 115 KV, qui alimente toutes les autres postes de la

zone métropolitaine.

Dénommé ainsi à partir de la construction du poste de Nouveau- Delmas, la sous-station Ancien-

Delmas est un centre de distribution alimentant la zone de Delmas et quelques autres zones

environnantes. Les barres 12,47 et 115KV sont reliés par deux (2) transformateurs de puissance

triphasés à trois (3) enroulements. A partir de la barre 12,47KV, il alimente les huit (8) circuits de

distribution suivants :

ADM 1-1 : Aéroport international – Tabarre

ADM 2-1 : Téléco – CEP – Delmas 40

ADM 3-1 : Delmas19 – Brenord prophète – P. Lumumba

ADM 4-1,7-1 Circuits commercial zone Delmas

ADM 5-1 : Delmas 4 – Delmas 18 – Service circulation

AD M 6-1 : Route de Nazon – pouplard – poste Marchand

ADM 8-1 : Delmas75- Jacquet Toto – Puits Blain



63

Le poste de Varreux est non seulement un centre de distribution, mais aussi un centre de

production. Il contient trois transformateurs de puissance de (10 MVA) reliant la barre 69 et celle de

12,47KV alimentant huit (8) circuits de distribution qui sont :

VAR 1-1 : Wharf APN- Croix– des- Bossales- Place D’Italie

VAR 2-1 : Bel- Air- Portail Saint Joseph- Rue Bonne foi

VAR 3-1, 4-1 : Cité Soleil- Entrée Laina- Duvivier- Circuit Industriel

VAR 5-1 : Route National no1

VAR 6-1 : Parc Industriel

VAR 7-1 : Cité Militaire- Village Solidarité

VAR 8-1 : Petite Place Cazeau- Rue Jacques 1er- Haut Delmas 33

Le poste de Toussaint Brave est interconnecté avec la barre 69KV de carrefour- Feuilles. Il contient

deux (2) Transformateurs de puissance de (10MVA) assurant la liaison entre les barres 69 et 12,47KV

desservant quatre (4) circuits de distribution :

TOB 1-1, 1-2 : Turgeau- Pacot- Debussy

TOB 2-1 : Jumelé

TOB 2-2 : Palais National- Champs de Mars- L’hôpital Général

La sous-station de Croix-des-Missions comporte deux transformateurs de puissance de 10 MVA liant la

barre 69 et 12,47 KV alimentant trois(3) circuits de distribution qui sont :

CXM 1-1 : Carrefour Shada-Damien-Butte Boyer

CXM 2-1 : Bon repos-Rama Théodore vers Thomazeau

CXM 3-1 : Non fonctionnel



64

La sous-station de Croix-des-Bouquets a deux transformateurs de puissance de 3 MVA qui

assurent la liaison entre la barre 69 et 12,47 KV desservant trois (3) circuits de distribution :

CXB 1-1 : Jumelé

CXB 2-1 : Santo-Croix-des-Bouquets-Meyer

CXB 3-1 : Malpasse-La Tremblay-Ti Mache

La sous-station de Canapé-Vert a trois (3) transformateurs de puissance. Les deux premiers

sont de 10 MVA et l’autre 12,5 MVA, qui font la liaison entre la barre 69 et celle de 12,47 KV. Les circuits de

distribution qu’elle alimente sont au nombre de cinq à partir de la barre 12,47 KV :

CPV 1-1 : Bas Bourdon-Canapé-Vert-Bois-Verna

CPV 1-2 : Haut Bourdon-Musseau-Reimbold

CPV 2-1 : Thomassin-Kenscoff-Fermathe

CPV 3-1 : Pétion-Ville-Montagne Noire-Tête de l’eau

CPV 4-1 : Péguy-Ville-Route Frère-Place Boyer

La sous-station de Carrefour-Feuille alimente la sous-station de Toussaint Brave à partir de

la barre 69 KV par une ligne mono terne. Elle a une particularité différente à celle des autres sous-stations

en ce sens qu’elle compte deux transformateurs de 3,2 et 3 MW de rapport de transformation 69/4,16 KV

desservant deux circuits :

CAF 1-1 : Jean Philippe-Tunnel-Place Jérémie

CAF 2-1 : Monseigneur Guilloux-Avenue Fouchard-Zone Caridad



65

Le poste de Martissant a deux transformateurs de puissance de 10 MVA faisant la liaison entre la

barre 69 et 12,47 KV alimentant trois circuits de distribution :

MAR 1-1 : Fontamara-Diquini-Bizoton

MAR 2-1 : Rue du magasin de l’Etat-Pénitencier-Rue Pavée

MAR 3-1 : Martissant -Route des Dalles-Portail Léôgane

Le poste de Rivière Froide comporte deux transformateurs de puissance de 10 MVA chacun

joignant les 69 et 12,47 KV desservant trois départs :

RIF 1-1 : Léôgane-Mariani

RIF 2-1 : Mahotière-Thor-Cote Plage

RIF 3-1 : Mon Repos-Arcachon-Lamentin



66

4.4. TABLEAUX REPRESENTATIFS

Impédances et parcours des lignes de transport

Provenance Destination Longueur (Km) Z (Ohm) Z (Ohm/Km) Type

Lignes 115 KV

Péligre N. Delmas 55 35.53 0.646 Bi terne

N. Delmas A. Delmas 0.6 0.39 0.646 Bi terne

Lignes 69 KV

N. Delmas Varreux 4 2.51 0.628 Bi terne

N. Delmas Jonction 5.6 3.52 0.628 Mono terne

Jonction C. des Missions 5 3.14 0.628 Mono terne

Jonction C. des Bouquets 6 3.77 0.628 Mono terne

N. Delmas Canapé-Vert 4.9 3.08 0.628 Bi terne

Canapé-Vert C.Feuilles 4.15 2.61 0.628 Bi terne

C.Feuilles Toussaint Brave 1.1 0.69 0.628 Mono terne

C.Feuilles Martissant 2.85 1.79 0.628 Bi terne

Martissant Carrefour 3.5 2.20 0.628 Bi terne

Carrefour Rivière-Froide 3.4 2.14 0.628 Bi terne



SOUS-STATION CROIX-DES-BOUQUETS

RELEVES ET CARACTERISTIQUES DES APPAREILLAGES

APPAREILLAGES TYPE TENSION NOMINALE COURANT

NOMINAL

RAPPORT

: PHASE

PUISSAN

CE

NOMINA

LE

IMPEDAN

CE

INDICE

HORAIRE

POUVOIR

DE

COUPURE

ANNEE

Transfo. Puissance : TR-2

Alsthom Sav. ONAN 69KV 69/12.47KV

3MVA 10% Ynyn0

Disjoncteurs de ligne :DL 64 HPEG 9/12E 69KV 630A 5KA 1977

Sectionneurs

SL 64/SB 64 Dominion Cutout 72.5KV 800A 1977

STR64/STR66 SH 72 Delle Alsthom 72.5KV 800A 1977

STR1/STR2 ADNN NEBB SKIEN 24KV 1250A

Xfos de courant

TC64 IH 72.5-34 Alsthom sav.

72.5KV 5A 40-80-250/5-

5A :1-9-5

1982

TC-T1/TC-T2 Coté HT

IH 72.5-17 Alsthom sav.

72.5KV 5A 40-80/5-5A :1-9-5

TC-T1/TC-T2 Coté MT

MC-15X/ITE 15KV 5A 800/5A

MC-15X/ITE 15KV 5A 400/5A

Xfos de tension

TT64 UH 72.5-24 Alsthom

sav.

72.5KV 69/√3/0.11/

√3KV :2

100VA 1977

TT-Barre MT PT-15 Westinghouse 15KV 12.47/√3/0.11/√3KV

1983

Disjoncteur MT : CXB2-1/3-1 RGSR17.5-75 Sace

Bergamo

’17.5KV 800A 25KA 1982

Xfos de courant : CXB2-1/3-1 MC-15X ITE

15KV 5A 400/5A



SOUS-STATION VARREUX



NOMINAL

RAPPOR

T :

PHASE

PUISSAN

CE

NOMINA

LE

IMPEDAN

CE

INDICE

HORAIR

E

POUVOIR

DE

COUPURE

ANNE

E

Xfos de puissance

TR-61 Alsthom Sav. ONAN

69KV

69/ 4.16

KV

10MVA 9% Ynd5 1981

TR-62 Alsthom Sav. ONAN 69 KV 69 / 13.37

KV

10 MVA 10.2 % YNyno 1980

TR-63 CR10.00B7H ACEC 69KV 69 / 4.16 KV

10.1 MVA 7.35% Ynd5 1976

TR-64 ABB ONAN 73KV 73 / 12.47

KV

15 MVA 11.84 % Ynd5 1999

TR-65 F. Pioneer 69KV 69 / 12.47KV

10 MVA 9.76 % YNyno 1982

TR-66 Alsthom sav. 69KV 69 / 13.37 10 MVA 10 % YNyno 1977

TR-67 Alsthom Sav. ONAN 73.5KV 73.5 /

4.16 KV

10.4 MVA 9 % Ynd5

1981

TR-68 Alsthom Sav. ONAN 73.5KV

73.5 / 4.16 KV

10.4 MVA 9 % Ynd5 1981

Disjoncteur s de

lignes

DL 61 DTR61/6

2/67/68/6

9/69-1/69-2

HPEG 9/12E ’72.5KV 630 A 5KA 1977

DL62

DTR63/6

4/65/66

HPEG 9/ 12E 69KV 630 A 5 KA 1977

Sectionneurs

SL61

SL62/SB

61-/62

SC61/62

STR61/6

2/63/64/65/66/67/6

8

SH72

Delle Alsthom

72.5KV 800 A 1977



SOUS-STATION DE VARREUX(SUITE)


APPAREILLAGES

TYPE

TENSION

NOMINALE

COURANT

NOMINAL

RAPPORT :

PHASE

PUISSANC

E

NOMINAL

E

IMPEDANCE

INDICE

HORAIRE

POUVOIR

DE

COUPURE

ANNEE

Xfos de tension

TT-JBA/JBB/JBC UH 72.5-24

Alsthom Sav.

72.5KV 69√3 //0.11/√3KV :

9

100VA 1977

TT-Barre MT

12.47/√3/0.1/√3 Kv

Disjoncteur MT

J0/J1/J2/J3/J5/J6/J8/J12/

J13/J14/J16/J17/J18/J19

VD4 1706-25

ABB

17.5KV 630A 25KA 1999

J4/J7/J15

VD4 2406-16

ABB

17.5KV 630A 16KA 1997

J9

VD4 1712-25

ABB

17.5KV 1250A 25KA 1999

J11

VD4 1706-25

ABB

17.5KV 630A 25KA 1995

J22

VD4 1712-25

ABB

17.5KV 1250A 25KV 1996

J23

VD4 1706-25

17.2KV 630A 25KV 1996

Xfos de courant J9

1200A 600-1200 /5A

J0/J1/J3/J5/J6/J7/J12/J1

4/J15/J17/J18/J19

600A 300 – 600 / 5A

J4/J13

200A 200/5A

J2/J8/J11 100A 50-100/5A

J16

50A 50-100/5A

J9 1200A 600 –1200 / 5A



SOUS- STATION ANCIEN DELMAS


APPAREILLAGES TYPE TENSION

NOMINALE

COURANT

NOMINAL

RAPPORT :

PHASE

PUISSANC

E

NOMINAL

E

IMPEDANCE INDICE

HORAIRE

POUVOIR

DE

COUPURE

ANNEE

Xfos de puissance : TR-1/TR-2

TR-61

ASGEN

115KV

115/12.47/7.2 KV 21/28 MVA 12.47% Ynyn0d1 1982

Disjoncteurs de ligne : DL-103/DL-104

TR-62

OCED 123

Galileo

115 KV 630A 7.55 KA 1975

Sectionneurs

SL 103/SL 104

STR 103/STR 104

SJB

S3X 123

123KV 630A 1970

Xfos de courant

TC 103/TC 104 Intégré dans

DL 103/DL 104

5 A 180/5-5A 5KA 1977

TC-T1/TC-T2

Coté HT

Intégré dans

Xfo. ASGEN

5 A 180/5A

TC-T1/TC-T2

Coté MT

Intégré dans

Xfo. ASGEN

5A 1600/5A

TC-DTR1/TC-DTR2

Coté MT

ARS 17B2

Magrini

5A 1600/5-5A

Xfos de tension

TT-DTR1/TT-DTR2 VRC 17 A

Magrini

12.5/0.1KV

Monophasé

100VA

TT-Barre MT VRC 17 A

Magrini

12.5/√3/0.1/√3 KV 120 VA

Disjoncteur MT ADM 1-1/2-1/3-1/3-2/4-

1/7-1/8-1

DRT 1-2 (Plan auxiliaire

15 DHF 500

Magrini Galileo

15KV 1250A 19.2KA 1977

ADM 5-1

15 DHF 500

Magrini Galileo

15KV 2000A 19.2KA 1971

ADM 6-1

17 F 500

Magrini Galileo

17KV 1250A 15.5KA 1986

ADM 9-1

17 F 500

Nueva Magrini Galileo

17.5KV 1250A 16.5KA 1998

DTR 1/DTR 2

Disjoncteur de barre

15 DHF 500

Magrini Galileo

15KV 2000A 19.2KA 1970

Xfos de courant ADM 1-1/3-1/3-2/4-1/7-

1/6-1/8-1/9-1

DRT 1-2 (Plan auxiliaire

ARS 17B2

Magrini

5A 300-600 /5A

ADM 2-1/5-1

ARS 17B2

Magrini

5A 300 – 600 / 5A



SOUS – STATION CROIX-DES-MISSIONS



NOMINALE

COURAN

T

NOMINA

L

RAPPORT : PHASE PUISSANC

E

NOMINAL

E

IMPEDANC

E

INDICE

HORAIR

E

POUVOIR

DE

COUPURE

ANNEE

Xfos de puissance : TR- 1 /TR-2 Alsthom Sav. ONAN

69KV

69/ 12.47 KV 10MVA 10% YNyno 1977

Disjoncteurs de ligne : DL 64 HPEG 9 / 12 E 69 KV 630 A 5 KA 1977

Sectionneurs TR-63 SH 72

Delle Alsthom

69KV 800 A 1977

TR-64 ADNN

NEBB SKIEN

24KV 1250 A

Xfos courant TC 64 IH 72.5 – 24

Alsthom

72.5 KV 5 A 200 -400 /5-5-

5 : 1

40-80 / 5-5

A :9-5

5 KA 1977 : 1

1983 : 9-5

TC-T1

Coté HT

IH 72.5 – 24

Alsthom

72.5 KV 5 A 40-80 / 5-5-5 A :1-9-5 1977

TC-T2

Coté HT

IH 72.5 – 24

Alsthom

72.5 KV 5 A 40-80/5-5 A :2 200-400/5-5-5

A :1-5

1977 : 1-5

1981 : 2

TC-T1/TC-T2

Coté MT

MC – 15 X / ITE 15KV 5 A 800 / 5 A

MC – 15 X / ITE 15 KV 5 A 400 / 5 A

Xfos Tension TT 64 UH 72.5 – 24

Alsthom

72.5KV

69/√3/ 0.11/√3 KV : 2 100 VA 1977

TT- Barre MT 12.47/√3/ 0.11/√3 KV

Disjoncteurs MT CXM 1-1/ 2-1 356 / 20 S

AEG

20 / 24 KV 630 A

350 MVA 1977

Xfos Courant CXM 1-1 / 2-1 250-500 / 5-5 A



SOUS-STATION DU DISPATCHING



NOMINAL

RAPPOR

T :

PHASE

PUISSANC

E

NOMINAL

E

IMPEDAN

CE

INDICE

HORAIR

E

POUVOIR

DE

COUPURE

ANNE

E

Xfos de Puissance :TR-1/TR-2/TR-3

Alsthom Sav. ONAN

115KV 115/74KV 15MVA 10% Ynyn0 1977

Disjoncteurs de

ligne

DL-101/DL-102

ORIG

Delle Alsthom

115KV 630A Disjoncteur à tringlerie séparée 8 KA 1977

DJB-100,

SDTR-105/106/107

ORIG

Delle Alsthom

115KV 630A Disjoncteur à tringlerie unique 8 KA 1977

DB

62/65/66/67/70/

71/72

HPFA 409 EIB

Sprecher Schuh

72.5KV 1250A 1981

DB 64

HPGE 9/12 E

Delle Alsthom

69KV 630A 1977

Sectionneurs

SL 101/102 SB 101/102

SJB 101/102

SDL 101/102 STR

105/106/107

SH 123 Delle Alsthom

115KV 800A 1977

S62B1/S62B3/

S64B3/S64B4/

S65B4/S65B5/ S66B5/S66B6/

S67B6/S67B7/

S70B7/S70B10/ S71B10/

S71B11

S72B11

DCB 991200 Dominion cutout

72.5KV 1200A 1977

SL63B7/SL65B6

STR1B3

STR2B4 STR3B5

DCB 69800 Dominion cutout

72.5KV 800A



SL61B11/

SL64B1/ S62B10

SH 72

Delle Alsthom

72.5KV 800A

Xfos de courant

TC 101/102 IH 123-14

Alsthom Sav.

123KV 5A 250/5-5A

:1-9-5 1977

TC-T1

Coté HT

IH 123-14

Alsthom Sav.

123KV 5A 80-160/5-

5-5A

:1-9-5

TC-T2 Coté HT

IH 123-14 Alsthom Sav.

123KV 5A 125-250/5-5-

5A

:1-9-5

TC-T3

Coté HT

IH 123-14

Alsthom Sav.

123KV 5A 80/5-5-5A

:1-9-5

TC-DB 62/64/65/66/67/

70/71/72

DPC 69 Westinghouse

69KV 5A 200-800-1200/5-5-

5A

:1-9-5

1982

Xfos de tension

TT L101/102

TT Barre

101/102 TT T1/T2/T3

UH 123-17

Alsthom Sav.

115KV 115/√3

/0.11/√3K

V :9

100MVA 1977

TT-L61/L62/ L63/L64/L65

UH 72.5-17 Alsthom Sav.

69/√3

/0.11/√3KV

:9

1977



SOUS-STATION MARTISSANT



NOMINALE

COURANT

NOMINAL

RAPPORT :

PHASE

PUISSANC

E

NOMINAL

E

IMPEDANC

E

INDICE

HORAIRE

POUVOIR

DE

COUPURE

ANNEE

Xfos de puissance : TR- 1 /TR-2 F. Pionner

ONAN/ONAF

69KV

69/ 12.47 KV 10MVA 8.94% Dyn1 1982

Disjoncteurs de ligne : DL-63/DL-65 HPEG 9 / 12 E 69 KV 630 A 5 KA 1977

Sectionneurs SL 63/STR 63/

SB 65/SJB

SH 72

Delle Alsthom

69KV 800 A 1977

SB 63/STR65 SH 72

Delle Alsthom

72.5KV 800 A 1977

SL 65 DCB69800

Dominion cutout

72.5KV 800 A

STR 1/STR 2 ADNN

NEBB SKIEN

24KV 1250A

Xfos courant TC 63/TC 65 IH 72.5 – 24

Alsthom sav.

72.5 KV 5 A 200 -400 /5-5-

5 A :

19-5

5 KA 1977

TC-T1/TC-T2

Coté HT

Intégré dans Xfo

FPE

5 A 200-400/5-5-A

TC-T1/TC-T2

Coté MT

Intégré dans Xfo

FPE

5 A

400-800/ 5-5-5

A

Xfos Tension TT 63/TT 65 UH 72.5 – 24

Alsthom sav.

72.5KV

69/√3/ 0.11/√3

KV : 2

100 VA 1977

TT- Barre MT 12.47/√3/

0.11/√3 KV

Disjoncteurs MT MAR 1-1/ 2-1 356 / 20 S

AEG

20 / 24 KV 630 A

350 MVA 1977

MAR 3-1

VAA 406/24-2

AEG

24KV 630A 16KA 1997

Xfos Courant MAR 1-1/2-1 500 /5 A

MAR 3-1

300/5A



SOUS-STATION TOUSSAINT BRAVE



NOMINAL

RAPPORT :

PHASE

PUISSANC

E

NOMINAL

E

IMPEDAN

CE

INDICE

HORAIR

E

POUVOIR

DE

COUPUR

E

ANNEE

Transfo. Puissance :

TR-1 F. Pioneer

ONAN/ONAF

69KV 69/12.47KV 10MVA 8.94% Dyn1 1982

TR-2 F. Pioneer

ONAN/ONAF

69KV 69/12.47KV 10MVA 8.98% Dyn1 1982

Disjoncteurs de ligne :DL 67

HPEG 9/12E 69KV 630A 5KA 1977

Sectionneurs

SL 67/STR 69/STR 71

SH 72

Delle Alsthom

69KV 800A 1977

Xfos de courant

TC-T1/TC-T2 Coté HT

Intégré dans Xfo. FPE

5A 200-400/5-5A 1977

TC-T1/TC-T2

Coté MT

Intégré dans

Xfo. FPE

5A 400-800/5-5-

5A

Xfos de tension

TT-Barre MT 12.47/√3/0.11/

√3KV

Disjoncteur MT : TOB1-1/2-1 VAA 406/24-2

AEG

’24KV 630A 16KA 1997

Xfos de courant : CAF 2-1/3-1 SYE 20C AEG

15KV 150-300/5-5A



SOUS-STATION CANAPE-VERT



NOMINALE

COURANT

NOMINAL

RAPPORT :

PHASE

PUISSANCE

NOMINALE

IMPEDANCE INDICE

HORAIRE

POUVOIR

DE

COUPURE

ANNEE

Xfos de puissance

TR-1 F. Pionner

ONAN/ONAF

69KV

69/ 12.47 KV 10MVA 9.01% Dyn1 1982

TR-2

F. Pionner

ONAN/ONAF

69KV 69/ 12.47 KV 10MVA 9.06% Dyn1 1982

TR-3 Westinghouse 66KV 66/13.2KV 12MVA 7.2%

Disjoncteurs de ligne

DL 63/DL-65

HPEG 9 / 12 E 69 KV 630 A 5 KA 1977

DL3

Magnetek OHIO

ITE

69KV 1200A 24KA 1962

Sectionneurs SL 65/STR 63/

SB 65/SJB

SH 72

Delle Alsthom

69KV 800 A 1977

SB 63/STR65 SH 72

Delle Alsthom

72.5KV 800 A 1977

SL 63 DCB 69800

Dominion cutout

72.5KV 800 A

STR 3/

SB NCPV1-2/

SB NCPV 4-1/

LCO

Disconnecting

Switch

7.2KV 1200A

SL NCPV 1-2/

SL NCPV 4-1/

LB-3V

Load Break Switch

15KV 600A

S1B1/S2B1/S3B1

S1L121/S2L122

S3L123

STR 1/STR 2

DVB 151200

Dominion cutout

15.5KV 1200A

L121R1/L122R1

L123R1

57D 15600

Dominion cutout

15.5KV 600A

Xfos courant TC 63/TC 65 IH 72.5 – 34

Alsthom sav.

72.5

KV

5 A 40 -8-250 /5-5 A :

1-9-5

1977

TC-T1/TC-T2

Coté HT

Intégré dans Xfo

FPE

5 A 200-400/5-5-A

TC-T3

Coté MT

Intégré dans Xfo

FPE

5 A

400-800/ 5-5-5 A

TC-T3

Coté HT

Intégré dans Xfo

Westinghouse

600/5A

Multi-prise

TC-T3

Coté BT

Intégré dans Xfo

Westinghouse

600/5A

Multi-prise



TC-DL 3

Intégré dans

DL 3

100 à 1200/5A

Multi-prise

Xfos Tension TT 63/TT 65 UH 72.5 – 24

Alsthom sav.

72.5KV

69/√3/ 0.11/√3 KV :

9

100 VA 1977

TT- Barre MT 12.47/√3/ 0.11/√3

KV

Disjoncteurs MT NCPV 1-2/

NCPV4-1

144KS 250-6D

ITE

15.5KV 600 A

8.9KA 1974

CPV 2-1/4-1/3-1

WE

Mc Graw-edison

14.4KV 560A 10KA 1982

Xfos Courant NCPV 1-2/4-1 Integré dans

Recloser NCPV

600 /5 A

CPV 2-1/4-1/3-1

Integré dans

Recloser CPV

600/5A

Multi-prise



SOUS-STATION RIVIERE FROIDE



NOMINAL

RAPPORT :

PHASE

PUISSANC

E

NOMINAL

E

IMPEDAN

CE

INDICE

HORAIR

E

POUVOIR

DE

COUPUR

E

ANNEE

Transfo. Puissance : TR-1/TR-2

F. Pioneer

ONAN/ONAF

69KV 69/12.47KV 10MVA 9.06% Dyn1 1982

Disjoncteurs de ligne : DL-63/DL-65

HPEG 9/12E 69KV 630A 5KA 1977

Sectionneurs

SL 63/SL 65 SB 63/SB 65

Dominion cutout

72.5KV 800A 1977

STR 63/STR 65

/SJB 63-65

SH 72

Delle Alsthom

72.5KV 800A 1977

STR 1/STR 2 ADNN

NEBB SKIEN

24KV 1250A

Xfos de courant

TC 63/TC 65 OPC-

Westinghouse

69KV 5A 125-250/5-5A

1-9-5

1982

TC-T1/TC-T2

Coté HT

Intégré dans

Xfo. FPE

5A 200-400/5-5A

TC-T1/TC-T2

Coté MT

Intégré dans

Xfo. FPE

5A 400-800/5-5-

5A

Xfos de tension

TT 63/TT 65 Ferranti

Packard

69KV 69/√3/0.11/√3

KV : 9

4KVA 1982

TT- Barre MT PT-15 Westinghouse

15KV 12.47/√3/0.11/√3KV

1983

Disjoncteur MT : RIF 1-1/2-1/3-1 RGSR 17.5-75

Sace Bergamo

17.5KV 800A 25KA 1982

Xfos de courant : RIF 1-1/2-1/3-1 MC-15X ITE

15KV 5A 400/5A



SOUS-STATION CARREFOUR FEUILLES



NOMINAL

RAPPORT :

PHASE

PUISSANCE

NOMINALE

IMPEDANCE INDICE

HORAIRE

POUVOIR

DE

COUPUR

E

ANNEE

Transfo. Puissance :

TR-1

Alsthom

Sav. ONAN

69KV 69/4.4KV 4MVA 10% Ynyn0 1977

TR-2

Général

Electrique

70.6KV 42.9A

HT

729.

5A

BT

70.6/4.4KV 5.25/4.687/

3.75MVA

7.04% Ynyn0

Disjoncteurs de ligne : DL-63/DL-65/DL 67

HPEG 9/12E 69KV 630A 5KA 1977

Sectionneurs

SL 63/SL 65 SB 63/SB 65

STR 63/STR 65

SL 67/SB67/SJB

SH 72

Delle

Alsthom

69KV 800A 1977

Xfos de courant

TC 63 IH 72.5-24 Alsthom

Sav.

72.5KV 5A 125-250/5-5-5A 1-9-5

TC 65 IH 72.5-24

Alsthom Sav.

72.5KV 5A 200-400/5-5A

1-9-5

1977

TC-T1

Coté HT

IH 72.5-14

Alsthom Sav.

72.5KV 5A 40/5-

5A : 1-9

40/5

A :5

1977

TC-T2

Coté HT

IH 72.5-14

Alsthom Sav.

72.5KV 5A 40/5A :1-9-5 1977

TC-T1/TC-T2

Coté MT

500/5A

Xfos de tension

TT 63/TT 65 UH 72.5-24 Alsthom

Sav.

72.5KV 69/√3/0.11/√3KV : 9

100VA 1977

TT- Barre MT 12.47/√3/0.11/√3KV

1983

Disjoncteur MT : CAF 2-1/3-1

Arr. T1/Arr. T2

M256-10S

AEG

10/12KV 630A 24KA 25KA 1977

Xfos de courant : CAF 2-1/3-1 SYE 10C AEG

15KV 250-500/5-5A



Sous-stations du réseau métropolitain

Sous-stations

Nbre de Xfos

Puissance Mode de refroidissement

Impédance Rapport Xfos

Nbre de circuits Connexion Fabrication Terne de service (Prov.)

Ancien-Delmas

2

24/28 MVA

ONAN

10%

115/12,47 KV± 5%

8

YND1 YNO

Alsthom

L-101/L-102

Nouveau-Delmas

3

15 MVA

ONAN-ONAF

13%

115/69KV± 5%

YND1 YNO

Alsthom

L-61/L62 L-101/L-102

Canapé-Vert

3

210 MVA

112 MVA

ONAN

10%

69/12,47 KV± 8 x 1,25%

5

D YN1

Fédéral Pioneer

L-63/L-65

Toussaint Brave

2

10 MVA

ONAN

10%

69/12,47 KV

2

D YN1

Fédéral Pioneer

Carrefour-Feuilles

2

14 MVA

13,75 MVA

69/4,16 KV

2

Martissant

2

10 MVA

ONAN

10%

69/12,47 KV ± 8 x 1,25%

3

D YN1

Fédéral Pioneer



Rivière-Froide

2

10 MVA

ONAN 10%

69/12,47 KV ± 8 x 1,25%

3

Alsthom

Croix-des-Missions

2

10 MVA

ONAN

10%

69/12,47 KV ± 8 x 1,25%

3

Alsthom

Croix-des-Bouquets

2

3 MVA

69/12,47 KV

3

0

Varreux

3

10 MVA

ONAN

10%

69/12,47 KV ± 5%

8

YN YNO

Alsthom/Fédéral Pioneer



82

V. COÛT DE L’ELECTRICITE

La production, le transport et la distribution de l’électricité entrainent des couts importants que l’on peut

diviser en deux catégories principales : les frais courants et les frais fixes

Les frais courants représentent les salaires du personnel, les frais d’administration et

d’entretien, le cout du combustible servant à produire l’électricité et toute autre dépense quotidienne ou

hebdomadaire.

Les frais fixes (ou de capitalisation) comprennent le cout d’amortissement des barrages, des

alternateurs, disjoncteurs, transformateurs, sectionneurs, lignes de transport et de tout autre équipement

utilisés à la production et à la distribution de l’énergie électrique.

5.1. PRESENTATION DU SYSTEME COMMERCIAL DE L’ED’H

L’Electricité d’Haïti (ED’H), fonctionnant depuis 1971, est un organisme d’Etat à caractère

autonome ayant le monopole de la production, du transport et de la distribution de l’énergie électrique. En

plus de cela, il a le plein pouvoir de commercialiser l’énergie électrique. Une telle commercialisation de

l’énergie sur le réseau métropolitain se réalise, à travers ses 113691 clients actifs (mars 2007), par une

catégorisation de la clientèle en trois (3) types : Clients résidentiels, commerciaux et industriels.

5.1.1. DEPOT DE GARANTIE

Les frais de l’électricité dépendent d’abord de la quantité d’énergie consommée, en KWh.

Cependant, un client doit toujours payer un montant minimum (Redevance d’abonnement) car, même s’il

ne consomme rien, le raccordement au reseau représente pour la compagnie d’électricité des frais qu’elle

doit récupérer. Pour l’électricité d’Haïti, comme condition préalable au branchement d’un immeuble au

réseau de distribution d’énergie, l’abonné doit verser un dépôt de garantie d’un montant proportionnel à la

consommation d’énergie estimée de l’immeuble mentionné, conformément aux dispositions prévues dans

les politiques de l’institution au moment de la signature du contrat. Le montant de ce dépôt de garantie



83

sera sujet à révision trois (3) mois après la date de branchement de l’immeuble pour l’ajuster à la

consommation réelle.

5.1.2. CONDITIONS DE BRANCHEMENT

Pour être connecté sur le réseau, le client, en fonction de sa catégorie est soumis à certaines

conditions :

Présenter une carte d’identité valide

Donner une adresse fiable pour toute intervention sur le matériel installé

Etre prêt à s’engager à obtenir, les matériels nécessaires à ses propres frais, en cas de localisation

isolée de l’immeuble à brancher

Etre présent ou disponible lors de la demande pour toutes questions éventuelles sur tous les

appareils probables d’utilisation.

Procéder à la signature du contrat d’abonnement.

Cas d’un client commercial et/ou industriel : adresser une lettre à la direction commerciale de

l’ED’H et avoir le numéro d’enregistrement de la patente du ou de l’industrie.

5.1.3. FACTURATION

Le cout de l’électricité dépend donc de ces deux types de frais et, afin d’en faire une facturation

pour les clients, les compagnies d’électricité ont établi une tarification basée sur les trois (3) critères

suivants :

L’énergie consommée, en Kilowattheures

L’appel de puissance active en Kilowatt

L’appel de puissance apparente en Kilovoltampères

La facturation mensuelle pour l’abonné de l’ED’H est établi sur la base du tarif en vigueur au

moment de l’opération. A ce tarif pourront s’ajouter des surcharges éventuelles, proportionnelles à la

consommation d’énergie de l’abonné. Etablie à l’aide d’appareils de mesure (compteurs), la consommation

de l’abonné est relevée par des employés qualifiés. Cependant, la consommation de l’abonné pendant une



84

période de blocage est facturée sur une base estimative à l’aide du relevé de charge et/ou de la

consommation moyenne des six derniers mois.

5.2. CLIENTS RESIDENTIELS

Alimentés le plus souvent en 120/240V, cette catégorie comporte à elle seule 103960 clients

actifs (mars 2007) sur le réseau métropolitain. Pour donner de la puissance souscrite à ce type de client,

ED’H fait une répartition en trois types :

A. Clients aisés

B. Clients moyens

C. Clients modestes

Le calcul de la facturation et du tarif de ces clients se fait ainsi et est résumé dans ce tableau :

Frais d’abonnement + coût d’énergie consommée en KWh.

Energie consommée (KWh) Frais d’abonnement en gourdes Montant en gourdes/KWh

0-30 75 4,80

31-200 75 5,10

201 et plus 75 5,35

Tarif en vigueur, déc.2005

5.3. CLIENTS COMMERCIAUX

Ils sont au nombre de 7,581 actifs sur le réseau métropolitain et alimentés en 120 (L-N) et 600

(L-L). Les clients commerciaux ne se diffèrent que de très peu de ceux des résidences particulières. Ils

doivent s’assurer de la mise en place préalable, par l’ED’H, d’une certaine demande qu’ils doivent payer. La

facturation de ces clients est ainsi établie :

Energie consommée (KWh) Montant en gourdes/KWh (Déc.2005)

0-30 6,30

31-200 6,55

201 et plus 6,70



85

5.4. CLIENTS INDUSTRIELS

Les clients industriels actifs sont au nombre de 1,319 dont 811 sont alimentés en BT et 508

en MT. Ils sont desservis par deux compteurs : L’un mesure la puissance active et l’autre, celle réactive.

L’ED’H différencie les clients industriels des autres, non seulement par la question de compteur actif et

réactif, mais aussi par la mis à leur disposition d’une demande en réactif.

Si la consommation est supérieure à 85% de la puissance, le client aura une remise sur le

montant de son bordereau, mais si elle est inférieure à 85% il paiera une pénalité.

Tarification

Industrie BT Montant en gourdes/KWh (Déc.2005)

Puissance appelée 50

Energie 6,85

Industrie MT Montant en gourdes/KWh (Déc.2005)

Puissance appelée 50

Energie (heures pleines) 7,2

Energie (heures creuses) 6

5.5. ECLAIRAGE PUBLIC

L’éclairage public représente les différents luminaires destinés à éclairer les rues et les places

publiques de la zone métropolitaine. Ils sont au nombre de 81 sites et représentent un poids de facturation

en énergie de 7,12% pour l’exercice 2006-2007 jusqu’à février 2007.


0-30 6,55

31-200 6,70

201 et plus 6,9



86

5.6. ORGANISMES PUBLIC ET AUTONOME

Les organismes public et autonome représentent respectivement un poids de facturation de

8,61% et de 7,81% et sont au nombre de 479 et 258 pour l’exercice 2006-2007 jusqu’à février 2007.


0-30 6,55

31-200 6,70

201 et plus 6,90

Sources : ED’H, direction de la planification

VI. DIAGNOSTIC DE LA SITUATION ACTUELLE DU RESEAU METROPOLITAIN

En pénétrant la zone métropolitaine, il est à constater le désastre de la distribution de

l’énergie électrique. La qualité du service laissant à désirer, les clients de l’ED’H ne sont pas enclins à payer

leur facture d’électricité. Ce qui ouvre une fenêtre aux entreprises frauduleuses sur le réseau. Ainsi, on y

constate un flot de connexions illégales, ce qui cause la surcharge des transformateurs et provoque leur

détérioration. Les lignes sont gravement abîmées, les supports (poteaux) chancelants et les organes de

sécurité, la plupart défectueux. L’insuffisance des recettes fait qu’ED’H n’a pas les moyens d’améliorer la

qualité de service au niveau de la production, du transport et de la distribution. De plus, une bonne partie

des pirates sont simplement des gens qu’ED’H ne peut pas raccorder au réseau par manque de stock

(poteaux, compteur, câbles,…..), ce qui y entraîne des problèmes assez cruciaux.

6.1. CONSTAT ET CRITIQUE

Pour repérer, à tous les niveaux, les problèmes liés à chaque maillon du réseau, on y a

effectué des visites guidées, et cela nous a amené à constater de part nous même son état de délabrement.



87

6.1.1. CENTRES DE PRODUCTION

Au niveau de la production, la situation parait très critique en tenant compte de l’âge et de

l’état général des centrales de production (Péligre, Carrefour et Varreux). La sédimentation du lac de la

centrale de Péligre, qui prend une vitesse inquiétante, en diminue considérablement la production totale.

Malgré les multiples travaux d’entretien, les centrales thermiques de Varreux et de

Carrefour, n’arrivent pas à donner, des fois, même un tiers de leur puissance installée pour pouvoir

satisfaire les besoins de la clientèle.

En effet, les problèmes que connait le réseau métropolitain au niveau de la production sont légions :

Indisponibilité de certains groupes en tenant compte de leur vétusté

La défectuosité de certains auxiliaires dans les centrales

Le problème de carburant

Le manque d’eau dans le réservoir de Péligre

Indisponibilité de fond pour la réparation et l’entretien adéquat des matériels

Le manque d’investissement pour l’expansion du parc de production

Ainsi, durant le mois de mars, notre visite sur les lieux des centres de production nous a

permis de faire ce constat :

a) Centrale hydroélectrique de Péligre

Actuellement, la centrale de Péligre dispose encore ses trois turbines installées et deux

transformateurs comme on l’avait mentionné dans la présentation du réseau métropolitain

(section…). Le problème majeur de cette vielle centrale se situe surtout au niveau du lac. De

plus, l’ensablement du fleuve, le mauvais état des dalots empêchent au barrage d’atteindre

le niveau d’eau nécessaire pour un bon turbinage.

On constate aussi qu’il ya un manque d’entretien des turbines, malgré des travaux de

réhabilitation. Le manque d’eau en saison sèche et l’indisponibilité d’un stock de rechange

tirent leur part dans la mauvaise qualité de service de cette centrale.



88

Enfin, comme toujours, des travaux de réhabilitation sont actuellement en cours,

surtout après l’impact de la catastrophe du 12 janvier dernier, et il est à craindre qu’on ait à

refaire des interventions similaires chaque année à Péligre.

b) Centrale thermique de Varreux

Disons tout au départ que la centrale de Varreux comporte treize (24) groupes

installés dont trois (3) à Varreux I, six (6) à Varreux II et quinze (15) à Varreux III.

Des trois (3) groupes installés à Varreux I pour une puissance de 21MW, un seul est

opérationnel (10 MW). Les deux autres sont en phase d’installation et seront mis en fonction

à la fin de l’année, soit au cours des mois de septembre ou d’octobre. On dénombre aussi

trois réservoirs de stockage. Respectivement gasoil (300.000 gallons), de mazout (50.000

gallons) et d’eau (300.000 gallons). Il faut signaler que le gasoil est utilisé soit en

permanence, soit pour le démarrage des moteurs. On voit aussi une salle centrifugeuse en

très mauvais état qui est destinée à l’épuration du mazout.

A part le transformateur TR65 qui accuse une fuite d’huile au niveau du radiateur et TR64

accusant elle aussi une fuite d’huile au niveau du régleur, tous les autres transformateurs de cette centrale

sont en état de marche, mais évidemment nécessitent des révisions régulières pour parer à d’éventuels

problèmes.

c) Centrale thermique de Carrefour

Des six groupes installés (5 de 7,9 MW et 1 de 10 MW) à la centrale de Carrefour, cinq

(5) peuvent marcher. Soit C1, C2, C4, C5 et C6, mais présentent à chaque fois des petites

défectuosités tenant compte du manque d’entretien et des pièces de rechange.

C3 (non fonctionnel) installés en 1983

C1 et C2 installés en 1983

C4 et C5 installés en 1984

C6 installé en 2000



89

Actuellement, les groupes C1 et C6 ne sont pas disponibles. Le C3 accuse une panne et

ne peut être mis en service. Le C6 était inopérationnel il y a six (6) ans pour un problème de turbo et est en

même temps sujet à révision puisqu’il atteint ses 24.000 heures. On a finalement résolu le problème de

turbo. Les trois groupes précités ont eu leur dernière réhabilitation en 2000 pour C5 et 2002 pour C2 et C4.

Le groupe C3 est mis hors service depuis 1990 jusqu’à date pour des graves problèmes

mécaniques. Cependant, les machines étant identiques on utilise presque toutes les bonnes pièces du C3

pour dépanner les autres groupes.

On compte aussi six(6) transformateurs de 14 MVA de rapport de transformation 4,16/69

KV et deux (2) transformateurs de 2MVA de 69KV/380-220 pour l’alimentation locale.

La centrale de carrefour utilisait, il ya cinq (5) ans, la logique câblée pour son système de

contrôle commande. Question de mise à jour et d’optimisation, tenant compte aussi de l’encombrement de

ce système, on commence à la remplacer par la logique programmée qui occupe moins d’espace et qui

offre aussi une grande possibilité de manipulation et d’avantages.

6.2. Le réseau de transport

Le réseau de transport est, lui aussi, gangrené par certaines négligences :

a) -Ligne double terne 115 KV reliant Péligre à Dispatching (55Km) ; nombre de pylônes, 196.

L-102 endommagée depuis le tremblement de terre du 12 janvier.

Défaut d’isolateur à travers des chaines d’isolateurs

Epissure à travers certains points à la suite de rupture des conducteurs

Eboulement de terrain à la base de certains pylônes

Réf. : Morne à cabrit, Terre rouge et Péligre.

Localisateurs de défaut non opérationnel à Péligre et à Dispatching

Absence de balises sur les lignes de transport



90

b) –Ligne 69 KV reliant les centrales thermiques à Dispatching et aux différentes sous-stations

Disparition de certaines membrures métalliques au niveau des pylônes (vol de

cornières)

Mise à la terre défectueuse sur certains pylônes pouvant causer des dangers

d’électrocution dans les couloirs des lignes où les maisons sont construites

anarchiquement.

Jonctions à plusieurs endroits sur les câbles

Isolateurs claqués dans certaines chaines d’isolateurs construites anarchiquement

Supports en bois à remplacer dans plusieurs endroits, surtout la catastrophe du 12

janvier a provoqué beaucoup de dégâts dans cette partie.

6.3. Le réseau de distribution

La partie la plus abimées du système est certainement le réseau de distribution à cause des

interventions de personnes non qualifiées à la recherche de double alimentation, de possibilité de

détournement ou simplement par suite d’accidents fréquents de la circulation.

Dans certains cas, les bases des supports en béton ou en bois sont attaquées par les eaux de

ruissellement et finissent par casser. Les fautes de mise en œuvre et le manque d’entretien font le reste et

les chiffres importants pour les remplacer parlent d’eux-mêmes.

De nos jours, les problèmes sont multiples et ne changent pas sur ce vieux réseau malgré les

maigres tentatives de réhabilitation dans quelques sous-stations, et en tenant compte de l’expansion de la

zone métropolitaine consécutive au développement accéléré des bidonvilles.



91

6.4. SYSTEME COMMERCIAL

Dans la zone métropolitaine, au niveau commercial, l’ED’H accuse de piètres performances. En

effet, pour une clientèle active de 113691 clients environ, l’accès à l’électricité est dans une large mesure

limité à environ 11% de la population ayant un branchement régulier. Ceci est dû à une vision dépassée sur

la gestion de l’électricité d’Haïti. Ainsi, certains responsables ont une mauvaise compréhension de la chaine

de valeur, réduisant la gestion de l’électricité à une simple question d’achat de combustible et de lubrifiant

et rien qu’à cela.

Ils oublient très souvent que l’ED’H vend un produit à crédit et que cette activité exige des

investissements importants dans les matériels de distribution, de branchement et dans les moyens

logistiques.

L’ED’H accuse aujourd’hui un taux de facturation de 50% environ à Port-au-Prince. Même avec

un taux de recouvrement assez élevé dans la zone métropolitaine, les rentrées de l’entreprise ne

permettent pas de couvrir les dépenses. En fait, les pertes non techniques sont dûes :

Au trucage de compteurs.

Au manque de moyens matériels et logistiques pour répondre, dans un délai raisonnable, aux

nombreuses demandes de la clientèle.

Aux branchements directs dans toutes les catégories de la clientèle.

A la faiblesse des moyens de coercition de l’ED’H.

A un contrôle interne déficient.

De même, la dette de la clientèle envers l’ED’H est très élevée. Le service de recouvrement est inefficace.



92

VII. EVALUATION DE LA CHARGE DE LA ZONE METROPOLITAINE

On ne saurait parler de réhabilitation d’un réseau sans au préalable faire une évaluation de la

charge existante. Dans le cadre de notre étude, évaluer la charge de la zone métropolitaine implique des

recherches approfondies, du point de vue technique, sur la demande en énergie de la population. Il est très

difficile d’évaluer les besoins en puissance du réseau et ceci pour diverses raisons.

D’abord, le nombre de clients actifs augmente régulièrement bien que l’ED’H n’arrive pas à

répondre à toutes les demandes de branchement. Ce qui laisse supposer qu’il existe une demande

potentielle latente non négligeable. D’autre part, l’ED’H, depuis près de 25 ans n’arrive pas à desservir,

même pour une journée, de façon simultanée l’ensemble des circuits qui forment le réseau métropolitain.

Ainsi, pour avoir une idée de l’ampleur de la demande, il nous faudra faire la somme des

appels de pointe des circuits alimentant les différentes zones branchées sur le réseau métropolitain.

7.1. RELEVE DE CHARGE DE LA ZONE METROPOLITAINE

Les données recueillies au niveau du dispatching pour chacun des sous-stations laissent, pour

les jours ouvrables et fériés les charges de pointe (allure du réseau) pouvant nous aider à faire l’évaluation



93

MOUVEMENT D’ENERGIE AUX HEURES DE POINTE

SOUS-STATIONS

DEPARTS

PUISSANCE TOTALE(MW)

CANAPE-VERT CPV1-1 6.5MW

CPV2-1 8.3MW

CPV3-1 9.6MW

NCPV1-2 4.0MW

NCPV4-1 10.6MW

ANCIEN DELMAS

ADM1-1 10.8MW

ADM2-1 0.8MW

AD M3-1 7.8MW

ADM4-1 7.0MW

ADM5-1 3.1MW

ADM 6-1 7.0MW

ADM8-1 10.4MW

ADM 9-1 5.7MW

VARREUX

VAR 1-1 7.9MW

VAR 2-1 3.7 MW

VAR 3-1 3.3MW

VAR 4-1 8.1 MW

VAR 5-1 5.5 MW

VAR 6-1 8.8 MW

TOUSSAINT BRAVE TOB 1-1/1-2 6.1MW

TOB2-2 10.4MW

CARREFOUR-FEUILLE CAF 1-1 2.7MW

CAF 2-1 3.0MW

MARTISSANT MAR 1-1 4.8MW

MAR 2-1 6.5MW

MAR 3.1 5.0MW

RIVIERE FROIDE

RIF 1-1 4.8MW

RIF 2-1 4.4MW

RIF 3-1 6.5MW

CROIX-DES-MISSIONS CXM 1-1 3.5MW



94

CXM 2-1 4.5MW

CROIX-DES-BOUQUETS CXB 2-1 4.9MW

CXB 3-1 1.5MW

197.5MW

TOTAL

Le graphe ci-dessous présente la tendance de la demande en pointe pour chaque départ :

0

10

20

30

40

50

60

CPV ADM VAR TOB CAF MAR RIF CXM CXB

CPV

ADM

VAR

TOB

CAF

MAR

RIF

CXM

CXB

7.2. LA PUISSANCE DEMANDEE SUR LE RESEAU

Suivant le mouvement d’énergie sur le réseau aux heures de pointe, nous constatons que la

charge de la zone métropolitaine s’élève à environ 197.5 MW. Cependant, il faut souligner que les pertes

sont incluses dans ce nombre dont le pourcentage est très élevé sur le réseau.

7.3. LES PERTES SUR LE RESEAU METROPOLITAIN

Le réseau métropolitain est frappé par des pertes de diverses sources et représentent 50% de

la production totale. Mise à part les pertes techniques qu’on pourrait évaluer à 15%, il est aussi sous le joug

de celles identifiées comme non technique représentent près 35%. Elles proviennent des prises

clandestines, les connexions inadaptées sur les lignes MT et BT, etc.…...



95

Les pertes techniques et non techniques sont incluses dans la puissance demandée sur le

réseau et proviennent des prélèvements de lectures au niveau des sous-stations. Cependant, sur le réseau

de transport (69 et 115 KV), les pertes techniques sont évaluées entre 0.5 et 1% de la demande ce qui fait

qu’elles paraissent assez négligeables.

VIII. PREVISION DE LA CHARGE DANS LES DIX (10) PROCHAINES ANNÉES

La croissance de la demande d’électricité et les contraintes imposées au système posent un

problème à ceux qui sont chargés de développer le réseau et de mettre en œuvre des techniques. La

demande croit et apparait dans les zones en développement où l’industrialisation et la commercialisation

peuvent être rapide tout comme l’augmentation de la demande de biens et de services essentiels.

8.1. CONTEXTE DE LA PREVISION DE LA DEMANDE

La prévision de la demande s’inscrit dans le cadre d’une étude sur la population présente en

tenant compte des différents contextes pouvant l’influencer. Les données démographiques, économiques

et énergétiques sont les principaux intrants de la prévision de demande d’électricité et elle tient compte

des grandes variables macro-économiques qui influent sur le potentiel de croissance de l’économie,

l’évolution de la population, etc.

8.1.1. CONTEXTE DEMOGRAPHIQUE

Depuis les dernières décennies, la population de la zone métropolitaine croit à un rythme

assez élevé. La formation des ménages étant fonction de l’accroissement de la population et de l’évolution

du taux de formation des familles. Le nombre de ménages de la zone métropolitaine pourra passer de

527,236 en 2003 à 830032 en 2013 et 997628 en 2017 et atteindra jusqu’à 1102885 en 2020, soit une

formation de 472402 nouveaux ménages pour un taux de croissance de 3.4% (d’après l’IHSI) en utilisant la

formule : Pn=P0 (1+g)n



96

L’évolution de la consommation d’énergie dans les résidences dépend deux éléments

principaux : le nombre de logements et la consommation moyenne d’électricité, elle-même fortement

influencée par la composition des ménages qui est le produit de la croissance démographique, soutenant

une très large part de la croissance de la consommation d’électricité dans le secteur résidentiel

représentant environ 90% de la consommation totale d’électricité à Port-au-Prince.

Donc, la croissance démographique peut se répercuter sur la demande d’électricité, la

consommation de biens et de services et les besoins d’infrastructures (écoles, hôpitaux, ..). Car, tout

changement dans la composition des ménages influencera la demande de logements (unifamiliaux,

multifamiliaux, etc.).

8.1.2. CONTEXTE ECONOMIQUE

Il est clair qu’au cours de ces dernières années, l’économie haïtienne n’a pas amélioré le

marché du travail et a, de ce fait, empêché une disponibilité du revenu personnel. Le déclin du système

productif, entaché de la contre performance du secteur industriel et manufacturier ont établi la croissance

du PIB à 1.8% (d’après l’IHSI). L’emballement de la valeur de la Gourde et ses effets sur l’exportation ont

aussi un grand impact sur l’abaissement considérable de l’économie du pays, d’où une non circulation de

devises. En contre partie, la hausse de l’utilisation des ressources et de la capacité industrielle devrait

amener une augmentation de l’investissement.

8.1.3. CONTEXTE ENERGETIQUE

La production de l’énergie électrique en Haïti est directement entaché par la fluctuation du

prix du pétrole sur le marché international qui est de $74.77 U.S le baril actuellement. Avec l’augmentation

qu’accuse présentement le prix du pétrole, la production pourrait s’avérer difficile s’il n’y a aucune prise en

charge pour réduire les pertes non techniques sur le réseau. Afin d’optimiser ses entrées, l’ED’H devrait



97

penser à mettre en place des structures pouvant lui permettre de régulariser les fraudeurs, ce qui pourrait

contrecarrer l’augmentation du prix de pétrole.

8.2. PREVISION DE LA DEMANDE

On est tous d’accord avec l’idée que la réalisation d’un réseau électrique nécessite d’énormes

dépenses. Ceci dit, on ne peut pas en construire à chaque augmentation de la charge; cela doit se faire pour

un temps aussi long que possible. Avant de construire un réseau, il faut donc pouvoir évaluer la demande

dans les temps à venir. Cela permet de prévoir son comportement futur et aussi de choisir les matériaux

s’adaptant à une évolution de la charge.

Dans ce chapitre, il sera question de déterminer la quantité d’énergie qu’il faudra fournir à la

zone d’étude suivant les années, pour la période allant de 2010 à 2020.

8.3. PREVISION DES BESOINS EN ENERGIE

Le tableau ci-dessous présente un relevé de charge des différentes sous-stations s’étendant sur

les trois dernières années. Il faut noter qu’en raison de l’indisponibilité des données au niveau de l’ED’H, en

raison surtout des dernières catastrophes, les valeurs sont prises sous la base de projection par rapport aux

anciennes informations recueillies.

Années ADM CPV CAF TOB MAR RIF VAR CXB CXM

2007 53,455 33,70 5,30 12,20 17,70 16,60 29,30 4,80 7,60

2008 55,07 34,61 5,51 12,85 18,26 17,31 30,81 4,97 7,93

2009 56,79 35,55 5,74 13,53 18,84 18,06 32,41 5,14 8,27



98

L’examen de la demande de charge de chaque sous-station sur les trois dernières années, nous a

permis de déterminer par la méthode ci-après le taux d’accroissement moyen de chaque poste et la

moyenne des moyennes nous donne le taux moyen pour la zone métropolitaine.

Ts/st = (T1+T2) ÷2

Cherchons T1 et T2

T1 = (Y-X) ÷Y et T2 = (Z-Y) ÷ Z

X : Première année (2007)

Y : Deuxième année (2008)

Z : Troisième année (2009)

Pour ADM :

T1 = (55,07-53,455) ÷55,07 T1 = 0,0293 T1 = 2,93%

T2 = (56,79-55,07) ÷56,79 T2 = 0,0302 T2 = 3,02%

TADM = (T1+T2) ÷2 TADM = (2,93+3,02) ÷2

TADM = 2,975%

Pour CPV

T1 = (34,61-33,7) ÷34,61 T1 = 0,0263 T1 = 2,63%

T2 = (35,55-34,61) ÷35,55 T2 = 0,0264 T2 = 2,64%

TCPV = (T1 + T2) ÷2 TCPV = (2,63+2,64) ÷2

TCPV = 2,635%

Pour CAF

T1 = (5,51-5,30) ÷5,51 T1 = 0,0381 T1 = 3,81%

T2 = (5,74-5,51) ÷5,74 T2 = 0,040 T2 = 4%

TCAF = (T1+T2) ÷2 TCAF = (3,81+4) ÷2

TCAF = 3,90%



99

Pour TOB

T1 = (12,85-12,20) ÷12,85 T1 = 0,0506 T1 = 5,06%

T2 = (13,53-12,85) ÷12,53 T2 = 0,0502 T2 = 5,02%

TTOB = (T1+T2) ÷2 TTOB = (5,06+5,02) ÷2

TTOB = 5,04%

Pour MAR

T1 = (18,26-17,70) ÷18,26 T1 = 0,0306 T1 = 3,06%

T2 = (18,84-18,26) ÷18,84 T2 = 0,0307 T2 = 3,07%

TMAR = (T1+T2) ÷2 TMAR = (3,06+3,07) ÷2

TMAR = 3,065%

Pour RIF

T1 = (17,31-16,60) ÷17,31 T1 = 0,0410 T1 = 4,10%

T2 = (18,06-17,31) ÷18,06 T2 = 0,0415 T2 = 4,15%

TRIF = (T1+T2) ÷2 TRIF = (4,10+4,15) ÷2

TRIF = 4,125%

Pour VAR

T1 = (30,81-29,30) ÷30,81 T1 = 0,0490 T1 = 4,90%

T2 = (32,41-30,81) ÷32,41 T2 = 0,0493 T2 = 4,93%

TVAR = (T1+T2) ÷2 TVAR = (4,90+4,93) ÷2

TVAR = 4,195%

Pour CXB

T1 = (4,97-4,80) ÷4,97 T1 = 0,0342 T1 = 3,42%

T2 = (5,14-4,97) ÷5,14 T2 = 0,0330 T2 = 3,30%

TCXB = (T1+T2) ÷2 TCXB = (3,42+3,30) ÷2

TCXB = 3,36%



100

Pour CXM

T1 = (7,93-7,60) ÷7,93 T1 = 0,0416 T1 = 4,16%

T2 = (8,27-7,93) ÷8,27 T2 = 0,0411 T2 = 4,11%

TCXM = (T1+T2) ÷2 TCXM = (4,16+4,11) ÷2

TCXM = 4,135%

Le taux d’accroissement moyen se calcule comme suit :

Tmoy = ∑Ts/st ÷ Nombre de sous-stations

Tmoy = (2,975+2,635+3,90+5,04+3,065+4,125+4,915+3,36+4,135) ÷ 10

Tmoy = 34,15 ÷ 10

Tmoy = 3,45%

8.3.1. PREVISION DE CHARGE POUR CHAQUE SOUS-STATION

Formule : Pn = P0 (1+g)

Pn : Puissance recherchée

P0 : Puissance de l’année précédente

g : Taux sous-stations

Ex : Pour ADM en 2011 (1ère année)

En 2010 le relevé de charge pour ADM est de 52,6MW

Donc : P2011 = 52,6 (1+ 0,02975)

P2011 = 54,16 MW



101

Le tableau ci-après montre l’état de chaque sous-station sur la période d’étude :

Années ADM

2,975%

CPV

2,635%

CAF

3,90%

TOB

5,04%

MAR

3,065%

RIF

4,125%

VAR

4,915%

CXB

3,36%

CXM

4,135%

2010 52,6 39 5,7 16,5 16,3 15,7 37,3 6,4 8

2011 54,16 40,02 5,92 17,33 16,79 16,34 39,13 6,61 8,33

2012 55,77 41,07 6,15 18,20 17,30 17,01 41,05 6,83 8,67

2013 57,42 42,15 6,39 19,11 17,83 17,71 43,06 7,05 9,02

2014 59,12 43,26 6,64 20,07 18,37 18,44 45,17 7,28 9,39

2015 60,88 44,39 6,89 21,08 18,93 19,20 47,39 7,52 9,77

2016 62,69 45,56 7,15 22,14 19,51 19,99 49,71 7,77 10,17

2017 64,55 46,76 7,42 23,25 20,10 20,81 52,15 8,03 10,59

2018 66,47 47,99 7,70 24,42 20,71 21,66 54,71 8,29 11,02

2019 68,44 49,25 8,0 25,65 21,34 22,55 57,39 8,56 11,47

2020 70,47 50,54 8,31 26,94 21,99 23,48 60,21 8,84 11,94

L’illustration graphique suivante présente l’évolution de l’augmentation de charge :

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

CPV

ADM

VAR

TOB

CAF

MAR

RIF

CXM

CXB



102

8.3.2. PREVISION DE CHARGE TOTALE DE LA ZONE METROPOLITAINE

Charge totale de l’année zéro (2010) 197,5 MW

Taux moyen des postes 3,41%

Formule : Pn = P0 (1+g)n

Pn : Puissance recherchée

P0 : Puissance de l’année de base (2010)

n : Nombre d’années

g : Taux sous-stations

2010 P0 = 197,5 MW

2011 P1 = 197,5 (1+0,0341)1 P1 = 204,23 MW

2012 P2 = 197,5 (1+0,0341)2 P2 = 211,19 MW

2013 P3 = 197,5 (1+0,0341)3 P3 = 218,40 MW

2014 P4 = 197,5 (1+0,0341)4 P4 = 225,84 MW

2015 P5 = 197,5 (1+0,0341)5 P5 = 233,55 MW

2016 P6 = 197,5 (1+0,0341)6 P6 = 241,51 MW

2017 P7 = 197,5 (1+0,0341)7 P7 = 249,75 MW

2018 P8 = 197,5 (1+0,0341)8 P8 = 258,26 MW

2019 P9 = 197,5 (1+0,0341)9 P9 = 267,07 MW

2020 P10 = 197,5 (1+0,0341)10 P10 = 276,18 MW

Le tableau suivant résume par tranche d’année la demande en énergie de la zone métropolitaine :

Années 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

P(MW) 197,5 204,23 211,19 218,40 225,84 233,55 241,51 249,75 258,26 267,07 276,18



103

Le graphe ci-après présente l’évolution de la demande totale sur les dix(10) prochaines années :

0

50

100

150

200

250

300

2010 2012 2014 2016 2018 2020

197,5

233,55

276,18

197,5

204,23

211,19

218,4

225,84

233,55

241,51

249,75

258,26

267,07

276,18

Somme toute, la demande en énergie électrique de la zone métropolitaine accusera en l’an 2020

une augmentation de 78,68 MW soit 39,83% de la demande actuelle.

IX. PROPOSITION D’ELEMENTS DE SOLUTION

Les études effectuées montrent clairement que le réseau métropolitain connait de sérieux

problèmes et ceci à tous les niveaux : sur le plan de la production, du transport, de la distribution et même

sur le plan commercial. Donc, rien ne marche pour un réseau qui pourtant détient encore le monopole de

l’énergie électrique dans le pays. Que faire pour sinon résoudre du moins pallier à la situation ?

9.1. DOMAINE DE LA PRODUCTION

Pour ses trois centrales le réseau métropolitain a une capacité de 192.1 MW installée, soient

Varreux I (21), Varreux II (20MW), Varreux III (25.5MW), Carrefour I (41,6MW), Carrefour II (30MW), Péligre

(54MW). La puissance actuelle disponible sur le réseau est d’environ 60 à 70MW en saison sèche et

105MW en saison pluvieuse suivant la disponibilité des groupes thermiques. Tenant compte des différents



104

problèmes liés à l’exploitation du réseau, la couverture de la demande dépasse largement la production,

car la charge totale de la zone est évaluée à 197.5MW (2010) et est supérieure à celle installée.

Pour résoudre la situation, une extension de la capacité de production doit être envisagée en

réhabilitant les centres de production, ainsi que les postes de transformation existants, tout en construisant

une nouvelle centrale non seulement pour répondre aux besoins urgents de la population, mais aussi pour

parer aux demandes futurs en énergie.

Approche de la capacité de la nouvelle centrale :

Suivant l’explication de Monsieur Alain Lefèvre, l’un des responsables de la SOGENER (Société

Générale d’Energie s.a, sise à Varreux), sur ses 66.5 MW installés, la centrale de Varreux peut

fournir jusqu’à 70% de cette capacité en temps normal, soit 46.55 MW.

Péligre normalement devrait fournir 45 MW sur ses 54 MW installés, mais la sédimentation du lac

réduit sa capacité à 15 MW seulement en saison sèche.

Carrefour I a 41.6 MW installés, mais ne peut dans les conditions favorables fournir que 29.12MW

Carrefour II a 30 MW

Total : 120.67MW

En faisant la différence entre la demande et la puissance disponible, on a :

197.5MW – 120.67MW 76.83MW

Les besoins actuels de la population en énergie électrique sont estimés à 197.5 MW. La

puissance disponible étant de 120.67MW, donc il nous faut 76.83MW additionnels. Cependant, tenant

compte de la variation périodique de la charge sur le réseau et surtout pour éviter tout éventuel délestage,

on prendra 30% de marge. Ce qui donne :

(76.83MW x 30) ÷ 100 23.049MW

Donc, la capacité additionnelle est de :

76.83MW + 23.049MW 99.879MW



105

Ainsi, pour être plus précis dans le choix des groupes, nous proposons de construire une nouvelle

centrale de 100 MW.

Situation recherchée :

Avoir une fiabilité en ce qui attrait à la production d’énergie en réduisant les pertes de charge.

Contribuer au développement futur des secteurs industriel et touristique par la garantie de

l’énergie électrique.

Amélioration de la desserte de la clientèle

Satisfaction de la demande de pointe

9.2. DOMAINE DE RESEAU (TRANSPORT ET DISTRIBUTION)

Réhabilitation et amélioration des lignes de transport

Remettre les réseaux de distribution en état de fonctionnement avec possibilité de rentabiliser

économiquement la production.

Réhabiliter et améliorer les sous-stations de distribution et éventuellement construire de

nouveaux postes (Tabarre et à Pernier) en vue d’éviter une perte en cascade des moyens de

distribution.

9.3. DOMAINE COMMERCIAL

Améliorer le service à la clientèle par l’acquisition des pièces de rechange et matériels

nécessaires, la mise en place de procédures mieux adaptées et la création de nouveaux centres

commerciaux pour servir les clients.

Assurer la transformation d’ED’H en une compagnie de service public moderne avec l’aide d’un

agent de gestion et un groupe d’ingénieurs-conseils pour aider à préparer un plan

d’investissement optimal (le plus économique et à coût minimal)



106

9.4. DIMINUTION DES PERTES NON-TECHNIQUES

Commencer des campagnes de sensibilisation auprès de la population

Installer des milliers de compteurs à la place des raccordements illégaux

Eliminer les prises frauduleuses

Remplacer les compteurs à consommation nulle

Vérifier et mettre en conformité les compteurs des gros consommateurs

Solliciter la présence de la police pour accompagner et même protéger le personnel d’ED’H en cas

de débranchement ou toute autre intervention contre les fraudeurs et les pirates sur le réseau.



107



108

X. SYSTEME IDEAL REPONDANT MIEUX A LA DEMANDE

Plusieurs systèmes permettent de produire de l’énergie électrique. De

l’hydroélectrique au nucléaire passant par l’éolienne, les moyens de production sont multiples.

Les différents moyens peuvent être activés selon les pics de consommation prévus (en

particulier en fonction des facteurs climatiques) ou statistiques. Par exemple, une centrale

nucléaire produit de très grandes quantités d'électricité (de 900 à 1450 MW) en comparaison

avec un barrage hydro-électrique, mais il faut plusieurs jours pour démarrer une centrale

nucléaire à l'arrêt, alors qu'il ne faut que quelques heures pour un barrage hydro-électrique,

encore moins pour une centrale thermique. N’en parlons pas de leurs différences au niveau de

coût d’investissement. Donc il est nécessaire de faire en sorte que le choix d’une centrale soit

compatible avec le milieu, c'est-à-dire éviter au maximum les répercussions néfastes sur la

population et l’environnement. De plus, ce choix doit répondre à la capacité économique du

milieu en sollicitant le moins d’investissement possible pour une bonne rentabilité.

Tenant compte des différents critères susmentionnés, nous basant surtout sur les

avantages et inconvénients de chaque mode de production d’énergie électrique existant, nous

proposons la construction d’une nouvelle centrale thermique pour répondre aux besoins de la

population de la zone métropolitaine.

10.1 JUSTIFICATION DU SYSTEME

Ce mode de production nous parait être l’idéal au sens que :

Le système solaire n’est pas à même de fournir une si grande puissance parce qu’il n’est

pas assez développé et exploité.

Vue déjà la situation aggravante de notre environnement, particulièrement de notre

faune en voie de disparition, le système éolien n’est pas du tout adapté à un milieu

comme le nôtre.

http://fr.wikipedia.org/wiki/Climat

http://fr.wikipedia.org/wiki/Statistique

http://fr.wikipedia.org/wiki/Watt

http://fr.wikipedia.org/wiki/Barrage_hydro-%C3%A9lectrique



109

Etant donné l’urgence d’une intervention dans ce domaine, on ne peut envisager la

construction d’une centrale hydroélectrique par rapport au temps et à l’investissement

immense que cela nécessite. La surélévation du barrage de Péligre pourrait être

envisagée comme solution, mais l’inconvénient majeur de cette perspective réside dans

l’obligation de trouver un protocole d’accord entre les autorités haïtiennes avec celles

de la république voisine.

Le nucléaire n’est pas à envisager en Haïti actuellement. Le pays ne dispose pas encore

de moyens nécessaires pour exploiter une telle technologie.

Donc, il est tout à fait évident que le système de production thermique diesel est le mieux à

envisager dans le cas notre réhabilitation.

10.2. Choix et justification du lieu d’emplacement

Critères de choix

Le choix du lieu d’emplacement d’une centrale électrique doit se baser sur les critères suivants :

L’espace doit pouvoir recevoir la centrale prévue et ses éventuelles futures extensions, et ce, dans

des conditions économiques favorables.

On doit disposer d’une quantité adéquate d’eau pour assurer convenablement les besoins de

refroidissement.

La centrale doit être à proximité de la mer afin que l’alimentation en combustible se fasse le plus

facilement possible et avec le maximum de sécurité.

Site retenu

Nous retenons l’emplacement logeant la compagnie SOGENER à varreux. Une autre centrale dans

cet endroit nous permettra de bénéficier des avantages tels :

La barre de 69KV de Varreux

Les réservoirs de stockage des centrales existantes

Le transport se fera sur une ligne très courte



110

10.3. CARACTERISTIQUES DE LA CENTRALE

Le tableau ci-dessous présente les caractéristiques des groupes et des transformateurs à utiliser :

10.3.1. DIMENSIONNEMENT DES DISJONCTEURS DEBROCHABLES

Pour les alternateurs de 25 MW

Déterminons le courant nominal par la formule : Salt= U.In

In= Salt/U

In : Courant nominal aux bornes de l’alternateur

Salt : Puissance apparente de l’alternateur

U : Tension nominale de l’alternateur

Cherchons la puissance apparente :

Salt= Pn/cosø

Salt : Puissance apparente de l’alternateur

Pn : Puissance nominale de l’alternateur

Cosø : Facteur de puissance de l’alternateur

GROUPES

Quantité Type Puissance(M

W) Tension(KV) Fréquence(Hz) Cosø Impédance Couplage

4 Caterpillar 25 4.16 60 0.8 25% Yn-Yn

TRANSFORMATEURS

Quantité Type Puissance(M

VA) Rapport Xfos Fréquence(Hz) Refroidissement Impédance Couplage

1 Alsthom 75 4.16/69KV 60 ONAN 12.5% Yn-Yn

1 Alsthom 50 4.16/69KV 60 ONAN 12.5% Yn-Yn



111

Salt= Pn/cosø Salt= 25/0.8 Salt= 31.25 MVA

D’où : In=31.25/4.16 In= 7.51KA

DIMENSIONNEMENT DES DISJONCTEURS DE DEPART

Aux bornes du transformateur de 75MVA

Soit S = ULI I = S/UL I = 75MVA/69KV

I =1.086KA I = 1086A

Aux bornes du transformateur de 50MVA

Soit S = ULI I = S/UL I = 50MVA/60KV

I = 0.724KA I= 724A

10.3.2. CHOIX DES CONDUCTEURS

Le choix de la section du conducteur dépend de considérations électriques et économiques. Afin de choisir

la section du câble, nous devons vérifier trois choses :

Le courant nominal qui circulera dans le câble

La puissance de court-circuit

Si la chute de tension est bien inferieure à la limite

Très souvent le niveau de tension est imposé et les longueurs de portée également. En Haïti, la

tension de transport pour la zone métropolitaine est le 69KV.

10.3.3. CALCUL DU COURANT NOMINAL

Nous devons verifier que le câble supporte le courant nominal sur toute sa durée de vie. Vue la

puissance de départ et le taux de croissance de la charge donnée, nous déterminons tout d’abord la

puissance circulant dans le câble après les dix années d’utilisation par la relation :

Pn = P0 (1+g)n

Or, n = 10 et P0 = 100



112

D’où : Pn = 100 (1+0.0341)10

Pn = 139.83MW

D’où : I = P/√3U

I = 139.83x106/√3x69x103

I = 139.83x106/119.5x103

I = 1170A

D’après le tableau A-1, caractéristiques des conducteurs aluminium renforcé d’acier (ACSR), le

courant le plus proche est de 1200A.

Calcul de la résistance à 75:C

R75:c/R50:c = T+75/T+50

D’après le tableau R50:c = 0,0803Ω/Mil

Convertissons la résistance en Ω/KM

R50:c = 0.0803/1.6 R50:c = 0.050 Ω/KM

Considérons l’aluminium comme élément de référence

R75:c = 0.050 (75+28/50+28) R75:c = 0.054 Ω/KM

10.3.4. Calcul de la chute de tension

∆U = LRI ∆U = 0.10X 0.054X1170 ∆U = 6.318 V

Calcul de la régulation de tension

Rg = ∆U/Uø x100 Rg = (6.318V/39.83KV) x100

Rg = 0.015% < 2% acceptable

Cela correspond au câble de 1272MCM, 3/19 (3 torons d’aluminium - 19 torons d’acier) Réf. Document



113

10.3.5. Calcul du courant de court-circuit

A

34 MVADL

34 MVA

34 MVA

34 MVA

DL

DL

DL

4.16/69KV

75MVA

4.16/69KV

50MVAZL=0.0628OHMS

ZL=0.0628OHMS

Calcul per unit sur le réseau

Formule changement de base en p.u : Zp.u (new)= Zp.u (old) x (KVold/KVnew)2(MVAnew/MVAold)

Ancienne base

MVAold = 34 MVA KVold = 4.16 KV

Nouvelle base

MVAnew = 100 MVA (base de l’ingénieur)

KVnew = 4.16 KV

Aux bornes des alternateurs :

ZG1 = j0.25 (4.16/4.16)2(100/34) ZG1 = j0.735

ZG1 = ZG2 = ZG3 = ZG4= j0.735

Aux bornes des transformateurs :

ZT1 = j0.125 (69/69)2(100/75)

ZT2 = j0.125 (69/69)2 (100/50)

ZG1 = j0.735p.u.

ZT1 = j0.166 p.u.

ZT2 = j0.25 p.u.



114

Calcul impédances des lignes :

UL = 69 KV ZL = 0.0628 p.u.

ZbL = Zr/Zb

Cherchons Zb

Zb = (KVb new)2/MVAb new

Zb = 692/100 Zb = 47.61 Ω

ZbL = j0.0628/47.61 ZbL = j0.001 p.u.

Diagramme de séquence directe et inverse

DL

DL

DL

DL

J0.166 J0.001J0.735

J0.735

J0.735

J0.735

J0.001J0.25

Réduction du réseau au point de court-circuit considéré

A

DL

J0.167

J0.183

J0.251



115

ADLJ0.183 J0.10

J 0.283

Diagramme de séquence homopolaire (utilisation de Xfos et ligne)

A

J0.166

J0.25

Calcul de l’impédance homopolaire de la ligne

ZbL = Zr/Zb

Cherchons l’impédance de base

Zb = (KVbnew)2/MVAnew

Zb = 692/100 Zb = 47.61Ω

Zb p.u = j0.187/47.61 Zb p.u = j0.003 p.u.

Zd = Zi = j0.0.283 p.u

p.u. p.u.



116

Réduction en un point de court-circuit

AJ0.166

J0.25

J0.003

J0.003

AJ0.169

J0.253

A

J0.101

Calcul courant court-circuit monophasé

Icc 1ø = 3Id

Calcul de Id

Id = E/Zd +Zi+Zh Id = 1/0.283+0.283+0.101

Id = 1/0.667 Id = 1.50 p.u.

Icc = 3x1.50 Icc =4.5p.u.

Zh = j0.101 p.u.



117

La valeur réelle du courant de court-circuit

Icc 1ø = 4.5x 100x106/√3x69x103 Icc 1ø = 3.765KA = 3765A

Calcul du courant de court-circuit triphasé

Icc 3ø = E/Zd = Icc 3ø = 1/0.283 Icc 3ø = 3.533p.u.

La valeur réelle du courant

Icc 3ø = 3.533x100x106/√3x69x103

Puissance de court-circuit triphasée

Scc 3ø = √3xULx Icc 3ø Scc 3ø = √3x69KVx2.956KA

Scc 3ø =353.27MVA

10.4. CHOIX DES ELEMENTS DE PROTECTION POUR LES TRANSFORMATEURS

En général, les transformateurs sont sujets à des risques de surtension et/ou de surintensité au

cours de leur utilisation. En Fonctionnement normal, le courant électrique est maintenu dans les

conducteurs (cuivre, aluminium) par un isolant (air ou matériau de haute résistivité : huile, porcelaine, etc.).

Les propriétés isolantes de l’air peuvent être réduites par la présence entre pièces sous tension de corps

étrangers (oiseaux, branches…) ou par ionisation (coup de foudre, incendie). Donc, il faudra prévoir pour les

protections des éléments pouvant satisfaire ce travail. C’est ainsi que dans cette partie nous allons

déterminer la capacité des parafoudres, des disjoncteurs de départ et des sectionneurs pouvant protéger

les transformateurs contre les surintensités et les survoltages.

Icc 3ø = 2.956KA Icc 3ø = 2956A



118

OBJECTIF DU SYSTEME DE PROTECTION

Le système de protection d’un réseau électrique doit répondre à quatre objectifs essentiels,

soient :

1- Protéger la vie des personnes, en évitant la déflagration des équipements du réseau lors d’un

défaut ;

2- Protéger les équipements du réseau contre les surcharges sévères ;

3- Accepter la charge normale, les courants d’appel, de reprise et les surcharges acceptables en

situation d’urgence ;

4- Isoler la plus petite partie possible du réseau lors d’un défaut permanent.

10.4.1. CHOIX DES PARAFOUDRES

Le choix des parafoudres est fonction de la tension nominale du réseau.

D’où la formule : Umax = 1.25 Uø

Avec :

Umax : tension des parafoudres

Uø : tension de phase

Pour le voltage de 69 KV, on a :

Umax = 1.25x39.83

10.4.2. CALCUL DU GRILLAGE DE MISE A LA TERRE

BUT : Les réseaux de distribution doivent être mises à la terre pour que les exigences suivantes

puissent être respectées :

1- Maintient de la tension du neutre à un niveau minimal

2- Sécurité des monteurs et du public

3- Protection des appareils de distribution

Umax = 49.79KV



119

4- Protection des appareils de communication

5- Utilisation du sol comme chemin de retour, en parallèle avec le neutre

L’efficacité du système de mise à la terre dépend primordialement de l’exactitude de sa

conception et de la qualité de sa construction.

Nous allons réaliser le grillage de mise à la terre de la nouvelle centrale. La longueur de la piste de

transformation étant de 328ft, et pour un courant de défaut de 2956A. D’après le tableau résumant les

caractéristiques du sol, nous choisissons le sable ou gravier qui correspond au type de sol de notre région

dont la résistivité est = 100.m. Et pour un diamètre de 0.02m, on a :

R = /2L (ln8L/d -1) R = (100/2x3.14x100)(ln8x100/0.02 -1)

R =(100/628)(ln800/0.02 -1) R = (0.159)(10.60-1)

R= 0.159x9.6 R = 1.52Ω

R = 1.52 résistance de la mise à la terre

= 100.m. Résistivité du sol

If = 2956A courant de défaut

L = 328ft longueur de la piste

Suivant la longueur du conducteur enfui et suivant la formule de Laurent, la résistance de la mise à la

terre s’écrit :

R =/4r + /L = R1 + r1

R1 =/4r contribution de la surface de la grille à la résistance de M.A.L.T.

r1 = /L contribution du conducteur enfoui à la résistance de terre

L = √r/s longueur du conducteur enfoui dans le sol

r : rayon du cercle s : surface de la grille

Connaissant le courant de défaut, on calcul r1 à l’aide de la figure (1)

On a : If = 2956A r1 = 0.47



120

De r1 = /L L = 100/0.47 L = 212.76m L = 697.85ft

Or: R = R1 + r1 R1 = 1.52-0.47 R1 =1.05

DETERMINATION DE LA SECTION DU CONDUCTEUR

A l’aide de la figure (4), on voit que le courant de défaut If = 2956A correspond au conducteur : 4 sec,

2/0 AWG (American Wire Gauge)

SECTION DE LA GRILLE

Des solutions R1 = /4r et r = √s/ , on tire r = /4R1 = √s/

Soit en élevant au carré 2/ 4R12 = s/ S = 2/16R12

S = 3.14x1002/16x1.052 S = 31400/17.64 S = 1780.045m2

On sait que : 1m2 10.76ft2

1780.045m2 S

S = 1780.045x10.76 S = 19153.28ft2

Pratiquement on détermine la surface de la grille en utilisant la figure (2)

R1 = 1.05 et = 100.m. , on a S = 20000ft2

Ces deux résultats S = 19153.28ft2 et S = 20000ft2 sont rapprochés.

CALCUL DES DIMENSIONS DE LA GRILLE

S = L x l l = 20000ft2/328ft l = 60.97ft

On choisit un grillage de 328 ftp de longueur et de 61 ftp de largeur.

10.5. REDIMENSIONNEMENT DU JEU DE BARRES DE VARREUX I

Calcul du courant transitant sur la barre 69 KV

I1 = S/UL

Cherchons la puissance apparente



121

Svar = P/cosø avec Pvar = 21MW cosø = 0.8

Svar = 21/0.8 Svar = 26.25MVA

D’où le courant :

I1 = 26.25MVA/69KV

I1 = 380.43A

Calcul du courant de la nouvelle centrale

I2 = S/UL

La puissance prévisionnelle pour cette centrale pour les dix prochaines années est :

Pn = p0 (1+g)n

Pn = 100 (1+0.0341)10 Pn = 139.838MW

Calcul de la puissance apparente

S = P/cosø S = 139.838/0.8 S = 174.79MVA

D’où le courant:

I2 = 174.79MVA/69KV I2 = 2.533KA

Donc le courant total du nouveau jeu de barre :

IT = I1 + I2 IT = 380.43+2533

IT = 2913.43A IT = 2.913KA

On utilisera des barres appropriées au courant.

XI. Caractéristiques à l’interconnexion sur le réseau

Caractéristiques à la réception

UL-L : tension L-L à la réception (69KV)

UL-N : Tension L-N à la réception (69KV/√3)

Cosø : Facteur de puissance à la réception (0.8)

P3ø : Puissance à la réception 100MW



122

IR : Courant à la réception obtenu par la relation : P3ø = √3ULILCosø

IR = P3ø/√3ULCosø IR = 100x106/√3x69x103x0.8

IR = 100000/√3x69x0.8

11.1. APPORT DES CENTRALES

Formule de référence :

Znew = Zold (KVb old/KVb new)2x(MVAb new/MVAb old) pour les alternateurs et les transformateurs.

Zb = (KVb new)2/MVA bnew ou Sb (pour les lignes)

Zpu = Z réel/Zb

Centrale hydroélectrique de Péligre

Description Quantité Puissance (MVA) Tension (KV) Impédance (pu)

Alternateur 3 19.625 13.8 0.37

Transformateur 1 28/34 13.8/115 0.125

1 60 13.8/115 0.084

Ancienne base

MVAold = 19.625 MVA KVold = 13.8 KV

Nouvelle base de tension

MVAnew = 100 MVA (base de l’ingénieur) KVbnew = 13.8 KV

Aux bornes des Alternateurs

Z pu= j 0.37 (13.8/ 13.8)2 (100/ 19.625) Z pu = j 1.885 pu

IR = 1045.92A



123

Aux bornes des transformateurs

ZT1 = j 0.125 (13.8/ 13.8)2 (100/34) ZT1 = j 0.36 pu

ZT2 = j 0.084 (13.8/13.8)2 (100/60) ZT2 = j 0.14 pu

Ligne de transmission Péligre / Dispatching

R =0.293 / Km X = 0.576 / Km

Rh = 0.552 / Km Xh = 1.676 / Km

Soient : Zd impédance directe

Zi impédance inverse

Zh impédance homopolaire

Zd = R + jX Zd = 0.293 + j 0.576 / Km

Zh = Rh + jXh Zh = 0.552 + j 1.676 / Km

La longueur de la ligne reliant Péligre au dispatching est de 55 km

Zd = Zdl*L Zd = (0.293 + j0.576) x 55

Zd = 16.115 + j 31.68

Zh = Zhl * L Zh = (0.552 + j 1.676) x 55

Zh = 30.36 + j 92.18



124

Calcul impédances directe/inverse des lignes en per unit :

Zd pu = Zd / Zb

Cherchons l’impédance de base des lignes

Zb = (KVb new)2/MVA bnew Zb = (115)2/ 100

Zb = 132.25

D ‘ou Zd pu = (16.115 + j 31.68) / 132.25

Zd pu = √(16.115)2 + (31.68)2 / 132.25

Zd pu = 35.54 / 132.25 Zd pu = 0.268 pu

Calcul impédance homopolaire en p.u. des lignes

Zh pu = Zh/ Zb Zh pu = 30.36 + j 92.18 / 132.25

Zh pu = √(30.36)2 + (92.18 )2 / 132.25

Zh pu = 97.05 /132.25 Zh pu = 0.7338 pu



125

Centrale Varreux I


Alternateur 3 12.5 4.16 0.42

6.875 4.16 0.30

6.875 4.16 0.30

Transformateur 2

15 4.16/12.47 0.062

12.47/69 0.062

Aux bornes des alternateurs

Z p.u new = j0.42 (4.16/4.16)2 (100/12.5)

Z p.u G1 = j3.36 p.u.

Zp.u G2 = G3 = j0.30 (4.16/4.16)2 (100/6.875)

Zp.u G2 = G3 = j4.36p.u.


Zp.u new = j0.062 (12.47/12.47)2 (100/15)

Zp.u. New = j0.41p.u.



126

Centrale Varreux II


Alternateurs 6 2 5 12.47 0.24

43.75 12.47 0.22

Transformateurs 3 115 12.47/69 0.1026

212 12.47/69 0.0868


Zp.u new G5 = j0.24 (12.47/12.47)2x100/5 Zp.u new G5 = j4.8 p.u

Zp.u new G3.75 = j0.22 (12.47/12.47)2x100/3.75 Zp.u new G3.75 = j5.87 p.u


Z p.u T15 = j0.1026 (12.47/12.47)2x 100/15 Z p.u T15 = j0.684p.u

Z p.u T12 = j0.0868 (12.47/12.47)2x100/12 Z p.u T12 = j0.723p.u.

Centrale Varreux III

Description Quantité Puissance (MVA) Tension (V) Impédance (pu)

Alternateurs 16 14 1.875 480 0.2

2 3.125 480 0.22

Transformateurs 9 73.75 480/14000 0.0622

23.75 480/14000 0.0622



127


Zp.u new G1.875 = j0.2 (480/480)2x100/1.875 Zp.u new G1.875 = j10.67 p.u

Zp.u new G3.125 = j0.22 (480/480)2x100/3.125 Zp.u new G3.125 = j7.04 p.u


Z p.u T3.75 = j0.0622 (480/480)2x 100/3.75 Z p.u T3.75 = j1.658 p.u

Ligne de transmission Varreux à Dispatching

R =0.293 / Km X = 0.576 / Km

Rh = 0.552 / Km Xh = 1.676 / Km

Soient : Zd impédance directe

Zi impédance inverse

Zh impédance homopolaire

Zd = R + jX Zd = 0.293 + j 0.576 / Km

Zh = Rh + jXh Zh = 0.552 + j 1.676 / Km

La longueur de la ligne reliant Varreux au dispatching est de 4 km

Zd = Zdl*L Zd = (0.293 + j0.576 ) x 4

Zd = 1.172 + j 0.304

Zh = Zhl * L Zh = (0.552 + j 1.676 ) x 4

Zh = 2.208 + j 6.704



128

Calcul impédances directe/inverse des lignes en per unit :

Zd pu = Zd / Zb



Zb = 47.61

D ‘ou Zd pu = (1.172 + j2.304) / 47.61

Zd pu = √(1.172)2 + (2.304)2 / 47.61

Zd pu = 2.584 / 47.61 Zd pu = 0.0542p.u.

Calcul impédance homopolaire en p.u. des lignes

Zh pu = Zh/ Zb Zh pu = 2.208 + j 6.704 /47.61

Zh pu = √(2.208)2 + (6.704)2 /47.61

Zh pu = 7.0582 /47.61 Zh pu = 0.148 p.u.



129

Centrale de carrefour I


Alternateurs 5 49.875 4.16 0.30

112.5 12.47 0.42

Transformateurs 2 10 4.16/12.47 0.1

15 12.47/69 0.062





Z p.u T10 = j0.1 (12.47/12.47)2x 100/10 Z p.u T10 = j1 p.u

Z p.u T15 = j0.062 (12.47/12.47)2x100/15 Z p.u T15 = j0.413 p.u.

Centrale de carrefour II


Alternateurs 3 12.5 4.16 0.42

Transformateurs 2 15 4.16/69 0.062

15 4.16/69 0.062



130


Zp.u new G12.5= j0.42 (4.16/4.16)2x100/12.5 Z p.u. new G12.5 = j3.36 p.u


Z p.u T15 = j0.062 (69/69)2x100/15 Z p.u T15 = j0.413 p.u.

Ligne de transmission carrefour à dispatching

Soient : Zd Impédance directe X Réactance

Zi Impédance inverse

Zh Impédance homopolaire XhRéactance homopolaire

R = 0.293/Km X = 0.576/Km

Rh = 0.552/Km Xh = 1.676/Km

Zdl = R+jX Zdl = 0.293+j0.576/Km

Zhl = Rh + jXh Zhl = 0.552+j1.676/Km

La longueur de la ligne reliant Carrefour à Dispatching est de 15.4 Km

D’où : Zd = Zi = Zdl x L

Zd = Zi = (0.293 + j0.576) x 15.4 Zd = Zi = 4.512 + j8.870

Zh = Zhl x L Zh = (0.552+ j1.676) x15.4 Zh = 8.50 + j25.81



131

Calcul impédances directe/inverse des lignes en per unit:

Zd p.u. = Zd / Zb



Zb = 47.61

D ‘ou Zd p.u. = (4.512 + j 8.870) / 47.61

Zd p.u. = √(4.512)2 + (8.870)2 / 47.61

Zd p.u. = 9.95/47.61 Zd p.u. = 0.209 p.u.

Impédance homopolaire des lignes en per unit :

Zh p.u. = Zh/ Zb Zh p.u. = 8.50 + j 25.81 / 47.61

Zh p.u. = √(8.50)2 + (25.81 )2 / 47.61

Zh p.u. = 27.17 /47.61 Zh p.u. = 0.570 p.u.



132

XII. Estimation du coût total

Plusieurs aspects sont nécessaires dans le cadre de la réalisation d’un projet. Particulièrement l’aspect financier est celui où l’on doit prêter beaucoup d’attention principalement quand il s’agit de pays sous développés comme le nôtre.

Dans cette partie on essaiera de donner des précisions sur le coût des différents matériels que l’on va faire l’acquisition avant de donner une estimation du coût total de la réhabilitation. Il faut aussi préciser que les prix des matériels électriques de fortes puissances ne sont pas livrés à des particuliers. Ils ne sont fournis qu’à des institutions et des organisations présentant un statut légal. En ceci en cas de négociation d’achat.

Cependant, nos recherches nous ont permis de trouver sur le site www.gsaadvantage.gov les prix certains appareils. Dans le tableau suivant nous présentons les matériels de base avec leur prix approximatif ce qui en fin de compte va nous permettre de donner une évaluation du coût total pour ces acquisitions.

12.1. INVENTAIRE DES MATERIELS AVEC LEUR PRIX

DESCRIPTION QUANTITE PRIX UNITAIRE ($ US) TOTAL ($US)

Groupe de 25 MW 4 3 503 694.512 14 014 778.05

Transformateur de 75 MVA 1 2 400 000 2 400 000

Transformateur de 50 MVA 1 1 600 000 1 600 000

Disjoncteur de 7.51KA 4 80 000 320 000

Disjoncteur de 1.086 KA 1 11 568.575 11 568.575

Disjoncteur de 0.724 KA 1 7 712.383 7 712.383

Sectionneur 4.16 KV 10 40 000 400 000

Sectionneur 69 KV 2 40 000 80 000

Parafoudre 49.79 KV 2 40 000 80 000

Câble 1272 MCM 30.48ft 50 1 524

Barre 4.16 KV 1 100 52 480

Barre 69 KV 1 500 262 400

TOTAL 19 230 463.008

TRANSPORT

Le prix du transport vaut approximativement 25% du prix total d’acquisition des matériels

25 X19 230 463.008/100 = 4 807 615.752 $ U.S.

http://www.gsaadvantage.gov/



133

PRIX D’INSTALLATION

Ce coût représente approximativement 50% du prix total d’acquisition de matériels

50 X19 230 463.008/100 = 9 615 231.504 $ U.S.

FRAIS DIVERS

Les frais sont calculés sous la base de 20 % du coût total d’acquisition de matériels

20 X19 230 463.008/100 = 3 846 092.6016 $ U.S.

IMPREVUS

Les imprévus représentent 15% du coût total des matériels

15 X19 230 463.008/100 = 2 884 569.4512 $ U.S.

Coût estimatif pour l’acquisition et l’installation de matériels

Ct = 19 230 463.008+4 807615.752+9 615 231.504+3 846 092.6016+2 884 569.4512

Ct = 40 383 972.3168 $ U.S.



134

CONCLUSION

Donner la possibilité aux habitants de la zone métropolitaine un moyen d’améliorer leur

qualité de vie, par la mise à leur disposition de l’énergie électrique de façon continue, tel a été l’objectif

de ce projet. Pour y arriver, il nous a fallu collecter certaines informations nous permettant de mieux

comprendre la situation du point de vue infrastructures et surtout énergétique. Etant donné la

justification des éléments d’analyse montrant la faiblesse du réseau, il est clair que le renforcement de

notre système d’énergie doit être au plus vite envisagé.

Par ailleurs, en dépit des contraintes, et surtout face à la situation chaotique que connait le

pays, nous sommes arrivés, tant bien que mal, à faire une étude critique et approfondie de l’état du

réseau et proposer, à la suite d’un relevé de charge, la mise en place d’une centrale thermique de 100

MW et également la rénovation au niveau des centres de production et des sous-stations existants.

Certes, cela va exiger des dépenses financières et autres, mais nous pensons que nous n’avons pas trop

le choix si l’on veut continuer à compter sur ce vieux réseau.

Enfin de compte, comme nous l’avons mentionné en tout début, nous ne prétendons pas par

cette seule étude porter solution au problème d’énergie que connait le pays dans son entier. Seulement,

notre travail réalisé avec beaucoup de dextérité et de rigueur peut aider, à notre humble avis, au

déclenchement d’un processus de développement du système énergétique haïtien, à commencer par

Port-au-Prince. Puisse-t-il vraiment être à la hauteur des attentes.



135

BIBLIOGRAPHIE

Les réseaux de distribution publique MT dans le monde

Cahier Technique Merlin Gerin no 155

Christiam PURET

Téchnolologie d’électronique

Equipements Industriels, term BEP

Henry NEY

Edition, NATHAN

Circuits polyphasés

Réal-Paul BOUCHARD, ING

Sixième édition, juin 1983

Initiation à la technologie

ATEF CHENOUDA

Electrotechnique

Theodore WILDI

Transport et distribution de l’énergie électrique

Manuel de travaux pratique



136

REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES

Les problèmes environnementaux de la région métropolitaine de Port-au-Prince

Gerald HOLLY, ingénieur

Elaboration et gestion de projet

Georges BRUNET

Développer un projet

Andy BRUCE et Ken LANGDON

Elaborer un projet (guide stratégique)

Tony NOCE, Patrick PARADOWSKI

Autres sources

ED’H (direction de réseau, de production et de planification)

IHSI (institut haïtien de statistique et de l’information)

Ministère de l’éducation nationale

Ministère de l’économie et des finances



137


Junior BIJOUX, Roberson BLANC, Robens CASSEUS, Samuel Joses BATHELEMY/U.G.O.C/Promotion 2005-2010 138

Documents

ELECTTRICITE, ORIGINE, IMPORTANCE