Réduction des pertes non techniques dans le réseau de distribution de la DRDM.

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1 Réduction des pertes non techniques dans le réseau de distribution de la DRDM

2 plan Délimitation géographique de la zone étudier Caractéristique de la zone d’étude Problématique et Classification des Pertes Composants de pertes Pertes et taux de pertes Les pertes au niveau des transformateurs

3 Zone géographique de l’étude Le territoire couvert par notre étude (Champ d’action de la DRD Meknès) est situé dans la région Centre-Sud du royaume. Et il comprend en plus de la préfecture de MEKNES, les provinces d’EL HAJEB, IFRANE et KHENIFRA. Sa superficie totale est d’environ 79 625 Km² soit 10,95% environ de la superficie nationale, dont la partie rurale représente 98,63%. La figure suivante montre la carie de la zone ainsi que les frontières de la région objet de l’étude.

4 Caractéristiques techniques générales du réseau de la DRDM Portefeuille clients BT33 466 Portefeuille clients HTA244 Longueur réseau HTA aérien (Km)627,40 Longueur réseau HTA souterrain (Km)20,23 Longueur réseau BT aérien (Km) 1 091,08 Longueur réseau BT souterrain (Km)32,53 Longueur branchements (Km)833,23

5 Problématique et Classification des Pertes Unité de Production (P) Consommation finale (c) Transport (P) > ∑ (c)  Pertes Pertes Pertes Techniques Pertes Non Techniques Anomalies Techniques Anomalies administratives Fraude Ex : Pertes par Effet Joule Ex : Compteur défectueux ou bloqués Ex : Cumul d’index, Branchement non listé Ex : Shunt, Récupération de neutre

6 Composants de pertes Les pertes techniques Pertes techniques HTA (lignes+transformateur) (P HTA ) Pertes techniques BT (P BT ) Pertes technique dues aux échanges (P Transit ) Pertes dues au décalage entre les achats et les ventes Fraude ou vol d’énergie Le niveau de la qualité de gestion (Pgestion) Les pertes non technique : Composants de pertes pertes

7 Pertes et taux de perte

8 Taux de pertes acceptable Niveau de tension Niveau de pertes admissible ( % ) netnetCumulé Transformateur HT/HTA 1,0 Distribution moyen tension 3,5 4,5 Transformateur HTA/BT 2,5 7,0 Réseaux « basse tension » 2,0 9,0 NB : les pourcentages sont exprimés en fonction de l’énergie totale transitée par le système qui lui- même s’étend uniquement à la distribution.

9 Pertes dans le transformateur Les pertes dans un transformateur sont :  Les Pertes diélectriques  Les pertes hystérésis dans le noyau  Les pertes par courants de Foucault dans le noyau  Pertes résistives dans les conducteurs d'enroulement  Pertes résistives supplémentaires dus aux pertes par courants de Foucault dans les conducteurs.  Pour les transformateurs à bain d'huile, des pertes supplémentaires par courants de Foucault dans la structure du réservoir.

10 Les pertes en énergie au niveau des transformateurs HTB/HTA Composant du réseau Achat d'énergie(MWh) Pertes (MWh) Taux de perte technique annuelle Transformateurs HTB/HTA 577 326,48577 326,482 874,892 874,89 0,53%

11 Les pertes dans les lignes HTA Composant du réseau Achat d'énergie(MWh) pertes (MWh) Taux de perte technique annuelle Lignes HTA 547 450 571,6321 038 067,4121 038 067,41 3,96%

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13 Typologie des Pertes Non Techniques Échantillon: 2000 Clients d’une Exploitation

14 Liste des Différentes Anomalies Anomalies Administratives Anomalies AdministrativesTypes d’anomalies Anomalie Administrative Tarif non conforme Anomalie Administrative Réglage disjoncteur non conforme Anomalie Administrative Compteur non listé Anomalie Administrative Fin travaux exécuté en retard Anomalie Administrative Remplacement compteur non pris en compte Anomalie Administrative Mutation bloquée, non payée Anomalie Administrative Modification branchement non payée Anomalie Administrative Calibre compteur non conforme Anomalie Administrative Cumul d'index Anomalie Administrative Ordre branchement différent de l'ordre de l'abonnement

15 Liste des Différentes Anomalies Anomalies Techniques Anomalies TechniquesTypes d’anomalies Anomalie Techniques Compteur défectueux Anomalie Techniques Compteur décroché, penché Anomalie Techniques Bobine avariée

16 Liste des Différentes Anomalies Anomalies sur Alimentation (Fraude) Anomalies sur AlimentationTypes d’anomalies Anomalie sur Alimentation Shunt derrière le tableau de comptage Anomalie sur Alimentation Inversion de phase Anomalie sur Alimentation Récupération de neutre Anomalie sur Alimentation Terre artificielle Anomalie sur Alimentation Branchement direct Anomalie sur Alimentation Pignons sciés Anomalie sur Alimentation Pignons décalés Anomalie sur Alimentation Engrenage bloqué Anomalie sur Alimentation Ponts coupés Anomalie sur Alimentation Shunt dans le compteur Anomalie sur Alimentation Ralentissement du disque Anomalie sur Alimentation Capot moteur percé (corps étranger)

17 Liste des Différentes Anomalies Anomalies sur Alimentation (Fraude) Anomalies sur AlimentationTypes d’anomalies Anomalie sur Alimentation Contacteur Anomalie sur Alimentation Retour d'index Anomalie sur Alimentation Différentiel du disjoncteur coupé

18 Typologie des Pertes Non Techniques Sur le même échantillon: Siège des Fraudes

19 La fraude sur le compteur (66,5%) Les causes sont les suivantes : insuffisance du plombage des compteurs, surtout au niveau des caches bornes facilitant ainsi les retours d’index inefficacité du plombage des capots moteurs des compteurs par les scellés plastiques bloc moteur des compteurs facilement accessible manque de contrôle efficace des agents de zone, des facturiers et des responsables de la branche administrative ; La fraude sur le branchement (22,6%) Les causes sont: insuffisance des contrôles, mauvaise mise en œuvre (branchement à l’intérieur des cours, branchement en façade, grille non plombées, pose de grille où cela n’est pas nécessaire, non plombage des coffrets à fusible, etc.) Analyse des sièges des fraudes

20 La fraude sur le tableau (3,7%) Les causes sont: Non plombage des tableaux de comptage par les électriciens de réseaux lors de la réalisation des branchements, Manque de contrôle des responsables techniques des branchements réalisés par les équipes, Manque de professionnalisme dans la confection des branchements. Le câblage du tableau par l’arrière favorise la tendance à la fraude. La fraude sur le tarif et la PS (5,5%) Les causes sont: Contrôle insuffisant des agents de zone pendant les périodes d’enquête, Manque d’engagement à combattre le phénomène en signalant pendant la période de relève des index.  Fraude sur la puissance souscrite entraîne la destruction des bobines du compteur par le dépassement de l’intensité admissible. Analyse des sièges des fraudes

21 La terre artificielle (1,8%) La cause est: Non maîtrise du positionnement du disjoncteur. Avec l’argument du vol des disjoncteurs, les clients les installent à l’intérieur de leur maison. Conséquences  réalisation de terres artificielles pour contourner une partie du courant de charge en détraquant la fonction différentielle. Analyse des sièges des fraudes

22 Actions à mettre en œuvre Action court terme Application des règles et procédures de gestion quotidiennes par les différents intervenants, Suivi, contrôle et reporting des actes de gestion Les actions à mettre en œuvre doivent s’articuler autour de deux axes principaux :

23 Maîtrise des achats Maîtrise des ventes Actes quotidiens Actions à court terme Effectuer la relève mensuelle contradictoire des comptages au niveau du poste HTB/HTA, Relever les comptages en tête de départ HTA, Relever les points d’échanges inter DD et inter agences Veiller au bon fonctionnement des compteurs, Assurer une relève fiable, Traiter efficacement les signalés Mettre en place des brigades anti- fraude, Sécuriser les ouvrages, Prendre en charge avec diligence les réclamations relatives à la relève/facturation. Synthétiser les actions à mettre en œuvre, Faciliter l’exécution du plan d’action à court et moyen terme, Prioriser les actions permettant d’optimiser les résultats.

24 La stratégie de réduction des pertes non techniques doit se traduire par l’élaboration d’un diagnostic qui doit aboutir à la mise place d’un plan d’actions sur le plan: Juridique, Informatique, Ressources humaines, Ressources matériels, Méthodologie de travail, Communication, etc. ) La mise en œuvre de ce plan d’action doit être suivie d’évaluation périodique afin de permettre d’améliorer de façon pérenne le rendement de distribution de la CIE. Conclusion