CHAPITRE 4 : EVALUATION DU COUT DU PROJET
4.3 Etude de la rentabilité du projet
La rentabilité est un paramètre capital dans l’étude de faisabilité et de fiabilité d’un projet. Par le calcul du Temps de Retour sur Investissement (TRI), on apprécie la durée exprimée généralement en année nous renseignant sur le temps au cours duquel le projet nous retourne la totalité du budget consacré à sa réalisation.
Pour donc évaluer la rentabilité de notre projet d’étude, nous avons calculé le Temps de Retour sur Investissement (TRI)
𝑇𝑅𝐼 = 𝐶𝑜û𝑡 𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 𝑑′𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑠𝑠𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡
𝐺𝑎𝑖𝑛 𝑎𝑛𝑛𝑢𝑒𝑙 𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 (4.2) Le gain au profit de la SBEE peut être calculé de la manière suivante :
𝑮𝒂𝒊𝒏 = 𝑬𝑵𝑫 × 𝑷𝒓𝒊𝒙 𝒅𝒖 𝒌𝑾𝒉
Avec END, l’énergie non distribuée sur le réseau pendant une année.
Soit END1, l’énergie non distribuée sur le réseau au cours des mois d’Avril, Août et Septembre 2016.
END1 = 128 653+185 685+ 25 969=340 307 kWh. (Confère le Tableau 2.2)
Le Prix de kWh est estimé à 94 FCFA en HTA, alors le gain obtenu après trois mois est:
𝑮𝒂𝒊𝒏 = 340 307 × 94 = 31 988 856 𝐹𝐶𝐹𝐴 Approximativement, le gain annuel global serait : 𝑮𝒂𝒊𝒏 𝒂𝒏𝒏𝒖𝒆𝒍 𝒈𝒍𝒐𝒃𝒂𝒍 = 31 988 856 × 4
= 127 955 424 𝐹𝐶𝐹𝐴 𝑒𝑛 𝑚𝑜𝑦𝑒𝑛𝑛𝑒 𝑝𝑎𝑟 𝑎𝑛
Le coût global de l’investissement étant de 112.801.000 FCFA, on a :
EVALUATION DU COUT DU PROJET
Rédigé par Olouwa Fèmi DIMON 68
𝑇𝑅𝐼 = 112 801 000
127 955 424 = 0,88 ≅ 11𝑚𝑜𝑖𝑠
Le temps de retour sur investissement est de 11 mois alors que la durée de vie du projet peut atteindre une vingtaine d’années. Le projet est donc rentable.
Conclusion partielle
Ce chapitre nous a permis d’avoir une estimation du Coût global du projet. La réalisation de ce projet coûtera approximativement 112 801 000 FCFA à la SBEE. Cet investissement peut être récupéré au bout de 11 mois alors que la durée de vie du projet peut atteindre une vingtaine d’années. Notre projet est donc rentable.
CONCLUSION GENERALE ET PERSPECTIVES
CONCLUSION GENERALE ET PERSPECTIVES
Le sujet de ce mémoire a porté sur la continuité d’alimentation du réseau de distribution HTA de Cotonou Est par la localisation des défauts avec les IPD.
La première partie du mémoire étudie les défauts survenus sur ce réseau de 2011 à 2015 et propose des solutions pour assurer la continuité de son alimentation. D’abord, nous avons constaté que 55% des défauts survenus sur le réseau sont des défauts non permanents (dont 37% sont fugitifs et 19% semi permanents) tandis que les 45% restant sont des défauts permanents. Les défauts non permanents sont exclusivement survenus sur le réseau aérien alors que les deux types de réseau (aérien et souterrain) ont contribué à la proportion des défauts permanents, laquelle est dominée par le pourcentage du réseau aérien (69% contre 31%). Ensuite, nous avons identifié les causes éventuelles de ces défauts. C’est ainsi que les « conducteurs » avec 38 différents cas de défauts provoqués se révèlent comme le premier maillon faible du réseau, ces derniers sont suivis des « accessoires du réseau » puis des « câbles souterrains ». Enfin, grâce à l’indice de la fréquence moyenne d’interruption, nous avons pu apprécier la fiabilité du réseau et la continuité de son alimentation, celles-ci sont fortement perturbées par des coupures brèves et longues (avec un SAIFI de 202 en moyenne). Le réseau reste très fébrile et vulnérable aux incidents. Des approches de solution sont alors proposées, c’est ainsi que la maintenance préventive des équipements sensibles du réseau, l’installation des IACT sur certains départs et l’utilisation des IPD dans la localisation des défauts ont été retenues.
La deuxième partie du mémoire est consacrée à la détection et la localisation des défauts sur ledit réseau en utilisant les informations fournies par les Indicateurs de Passage de Défaut (IPD). D’abord, nous avons étudié le principe de fonctionnement de ces IPD.
Ainsi, nous avons retenu que la localisation du tronçon en défaut est indiquée par le clignotement des voyants en conformité avec le type d’IPD et la nature du défaut. En suite, nous avons étudié la robustesse du diagnostic avec les IPD, cette étude nous a permis de constater que la probabilité de trouver la section en défaut est d’autant plus importante que les IPD fonctionnant correctement sont proches de la zone en défaut.
Enfin, nous avons proposé l’utilisation de ces IPD pour améliorer la continuité
CONCLUSION GENERALE ET PERSPECTIVES
Rédigé par Olouwa Fèmi DIMON 70
d’alimentation sur le réseau de distribution HTA de la Cotonou Est. Nous avons choisi les produits Schneider Electric, en l’occurrence Flair 310 pour le réseau souterrain et Flite 315 pour le réseau aérien. La réalisation de ce projet coûtera approximativement 112.801.000 FCFA à la SBEE.
Nous n’avons pas pu aborder tous les aspects de ce thème. A cet effet, un certain nombre de perspectives sont envisageables pour les développements futurs dans ce domaine.
Les principales voies à explorer sont :
avec la présence de plus en plus de génération d’énergie décentralisée (GED) dans le réseau de la SBEE, il sera très nécessaire de faire une étude similaire à celle-ci en tenant compte de leur présence;
il sera aussi très intéressante de mener une étude similaire au réseau de distribution HTA de Cotonou Ouest ;
dans le but de contribuer à la sûreté du réseau, il sera important de réaliser un modèle pour la maintenance préventive des équipements du réseau ;
aussi, il sera utile de modéliser les défaillances humaines dans la mise en place des actions correctives ;
l’étude du placement optimal des IPD dans le réseau HTA de Cotonou Est sera nécessaire pour minimiser le coût du projet.
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
BIBLIOGRAPHIE
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polyphasés non directionnels», Service matériel électrique département CIMA - EDF, 19/1/2001
[2] M. Clement, P. Millet, L. Perrault, J. Raymongue, « Spécification HN 45-S-52 Réseaux HTA aériens – Détecteurs de défauts monophasés directionnels et polyphasés non directionnels», Service matériel électrique département CIMA - EDF, 26/1/2001 [3] C. CLAUDE & D. PIERRE, « Protection des Réseaux de Transport et de Répartition », Direction de la Production et du Transport d’Electricité (EDF), octobre 2005.
[4] Direction des Etudes de Planification de la SBEE 2006, donnés techniques des réseaux de Cotonou et de ses environs. Document technique SBEE
[5] F. DUMAS, B. de METZ-NOBLAT et C. POULAIN, « Calcul des courants de court-circuit », Cahier technique N°158, Schneider Electric
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[7] M. FAVRAUD, « Fonctionnement et protection des réseaux de distribution » [8] Fiches des incidents de la Directions Régionale Littoral 2, années 2016
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[11] P.T. Leite, A.A. França, M.Carneiro, A.C. Leon, F.Carvalho, « Energetic Operation Planning Using Genetic Algorithms », IEEE Trans. on Power Systems, Vol.
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[12] M. Lehtonen, « Fault management in electrical distribution system » Final report of the CIRED Working Group WG03 Fault Management, Finland 22/12/1998
[13] Merlin Gerin Easergy, « Flite 3xx, Détecteurs directionnels de défaut pour réseaux aériens », Schneider Electrique, 04/2013
[14] Merlin Gerin Easergy, « Flair 3xx, Détecteurs directionnels de défaut pour réseaux souterrains », Schneider Electrique, 04/2013
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
Rédigé par Olouwa Fèmi DIMON 72
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[17] Registres des incidents du poste source d’Akpakpa des années 2011, 2012, 2013, 2014, 2015 et 2016
[18] Rapport de contrôle de la concession de distribution publique d’électricité, exercice 2013
[19] E. C. Senger, G. Manassero, Jr, C. Goldemberg, E. Pellini, "Automated Fault Location System for Primary Distribution Networks", IEEE Trans. Power Delivery, Vol.20, No.2, April, 2005
[20] A. Thompson, "A New Transmission Line Fault Locating System", IEEE Trans. Power Delivery, Vol.16, No.4, October, 2001
[21] S. THEOLEYRE, « Les Techniques de Coupure en MT », Cahier technique N°193, Schneider Electric.
[22] W.C. BRICENO VICENTE, « Modélisation des réseaux de distribution sous incertitude », Thèse pour obtenir le grade de Docteur, de l'Université de Grenoble, soutenue le 20 Septembre 2012
[23] T. Welfonder, « Localisation des défauts dans les réseaux compensés de distribution », Résultats de recherche bibliographique, Laboratoire d’Electrotechnique de Grenoble, juillet 1995
[24] T. Welfonder, « Application des algorithmes de détection développés pour le régime établi aux défauts transitoires », Rapport 2, Laboratoire d’Electrotechnique de Grenoble, Novembre 1995
[25] T. Welfonder, « Localisation des défauts monophasés dans les réseaux de distribution à neutre compensé », Thèse pour obtenir le grade de Docteur, de l'Institut National Polytechnique de Grenoble, soutenue le 28 Mai 1998
[26] M. Zangiabadi, M. Haghifam, A. Khanbanha, M. Attari, "Fault location in distribution systems based on artificial neural networks and application of GIS ", 17th International Conference on Electricity Distribution, CIRED, 2003
ANNEXES
ANNEXES
ANNEXE 1—Tableau 1 : Statistiques des défauts sur le réseau de France [9]
Types des défauts Pourcentage Pourcentage total
Non permanent
Monophasé 76%
96.6%
Biphasé isolé 3%
Biphasé terre 4%
Triphasé 8%
Evolutif 4%
Double 5%
Permanent
Monophasé 67%
3.4%
Biphasé isolé 5%
Biphasé terre 4%
Triphasé 7%
Evolutif 17%
ANNEXES
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ANNEXE 1—Tableau 2 : Plan de maintenance préventive des équipements [18]
Matériels Désignation de l’opération Périodicité
Relais de protection
Vérification des connections
Vérification des câblages
Vérification / remplacement des batteries de back-up
(relais numériques)
Vérification / serrage des blocs de tests et de
raccordement
Etude du vieillissement des composants (relais
analogiques)
Vérification / modification des paramètres
Mise à jour des logiciels (relais numériques) Mise à jour des matériels
Tous les 5 ans
Tous les 10 ans
A chaque modification
Suivant recommandation constructeur Sur besoin d’évolution
ou recommandation constructeur
ANNEXES
Matériels Désignation de l’opération Périodicité
Cellules HTA à isolation dans l’air
Nettoyage corps de cellule, TC/TP,…
Contrôle des jeux de barres et de leur serrage suivant
couple préconisé par le
Annuel si possible ou bien tous les 3 ans
ANNEXES
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Matériels Désignation de l’opération Périodicité
Disjoncteurs HTA manœuvres puis tous les 3
ans
ANNEXES visseries et de la présence
des éléments d'arrêts
Matériels Désignation de l’opération Périodicité
Transformateurs de
ANNEXES
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Remplacement assécheur Vérification des protections
des transformateurs Nettoyage des bornes Nettoyage de la cellule
Transformateur Contrôle visuel d’étanchéité
Annuel
Boites de jonction HTA
Vérification la ténacité des
boîtes de jonction A chaque fois qu’il aura rupture de câble
Conducteurs
Elagage des branches d’arbres
Vérification de la proximité des corps étrangers aux
conducteurs
Par saison
Accessoires Entretien Par saison
IACM
Vérification d’ouverture/fermeture Contrôle, nettoyage et graissage des pinces
d’embrochage
Mensuel
Annuel
Matériels Désignation de l’opération Périodicité
ANNEXES