CONTRIBUTION A LA REDUCTION DES PERTES TECHNIQUES DANS LE RESEAU ELECTRIQUE DE REPARTITION DE LA ZONE FLEUVE DU NIGER

(1)

POUR L’OBTENTION DU

DIPLÔME D’INGENIEUR DE CONCEPTION

Réalisé par : Hamadou MAMOUDOU

Sous la direction de:

UNIVERSITE D’ABOMEY-CALAVI

ECOLE POLYTECHNIQUE D’ABOMEY-CALAVI

DEPARTEMENT DE GENIE ELECTRIQUE Option : Energie Electrique

C ONTRIBUTION A LA REDUCTION DES PERTES TECHNIQUES DANS LE RESEAU ELECTRIQUE DE REPARTITION DE LA ZONE

FLEUVE DU N IGER

Thème :

*********

Présenté par :

BJBJ

Année académique 2012-2013

M. Luc NASSARA, Enseignant à l’EPAC, Maître de mémoire

M. Bala MAISHAIROU, Directeur General de la Centrale Thermique de Gorou

(2)

DEDICACES

DEDICACES

Je dédie ce mémoire:

à ma merveilleuse famille; particulièrement à ma mère bien aimée, Maimouna HAMIDOU née AMADOU et à mon père Mamoudou

HAMIDOU pour l’amour qu’ils portent pour moi et leurs multiples efforts dans le but de me voir réussir;

à mes frères et sœurs;

et à tous mes amis et camarades pour leur soutien.

(3)

REMERCIEMENTS

REMERCIEMENTS

Louange à Dieu qui, par sa Grâce infinie m’a permis de bien mener ce mémoire de fin de cycle.

Je tiens à adresser mes vifs et sincères remerciements à tous les enseignants et à tout le personnel administratif et technique de l’EPAC et plus particulièrement au:

Pr. Félicien AVLESSI, Directeur de l’EPAC ;

Pr. Clément BONOU, Directeur Adjoint de l’EPAC ;

Dr. FIFATIN François Xavier, le Chef de département Génie Electrique ; Dr. Ramanou BADAROU, enseignant à l’EPAC ;

Dr Théophile HOUNGAN, enseignant à l’EPAC ; Dr. Robert HANGNILO, enseignant à l’EPAC ; Dr. Vincent HOUNDEDAKO, enseignant à l’EPAC.

Ce travail ne serait pas celui présenté dans ce mémoire sans la contribution de nombreuses personnes que je tiens à remercier.

Je tiens à remercier tout d’abord M. Amadou AMADOU, Ingénieur en Génie électrique, Chef du Service de Transport, pour m’avoir accepté au sein de son service; Je lui exprime très sincèrement ma reconnaissance pour son immense aide et sa disponibilité;

Je tiens à exprimer toute ma reconnaissance à M. Luc NASSARA, enseignant à l’EPAC, pour avoir dirigé mon travail. Je le remercie pour sa présence, son soutien et ses nombreuses remarques scientifiques toujours pertinentes.

(4)

REMERCIEMENTS

Je remercie vivement tout le personnel de la Nigelec particulièrement M. Balla MAISHAROU, tuteur de stage, Ingénieur en Génie électrique, Directeur General de la Centrale Thermique de Gorou Banda pour avoir dirigé ce travail malgré ses nombreuses occupations.

Je remercie également M. Ousmane MAMANE, encadreur immédiat, Electromécanicien, qui a bien voulu m’assister pour le déroulement de mon stage.

Mes remerciements vont aussi à mes camarades de classe et ceux de la promotion, pour les joies et peines partagées;

Ma gratitude va aussi à mes amis et proches en particulier Kader, Omar, Assarid, Amadou, Sidikou, Issoufou……

(5)

TABLE DE MATIERES

TABLE DES MATIERES

DEDICACES... i

REMERCIEMENTS ... ii

TABLE DES MATIERES ... iv

LISTE DES SIGLES ET ABREVIATIONS ... xi

RESUME ... xiv

INTRODUCTION ... 1

CHAPITRE 1 : ... 3

PRESENTATION DE LA STRUCTURE INITIATRICE ET BENEFICIAIRE . 3 1.1. Présentation de la NIGELEC ... 4

1.1.1. Historique ... 4

1.1.2. Le fonctionnement de la NIGELEC ... 4

1.1.3. Les infrastructures d’approvisionnement du pays en énergie ... 4

1.2. Présentation du réseau électrique de ZONE-FLEUVE ... 8

1.2.1. Le site de Niamey II ... 8

1.2.1.2. Par le réseau 20 kV ... 8

1.2.1.3. Les centrales thermiques ... 9

1.2.2. Le site de Niamey III ... 9

1.2.3. Le site de Goudel ... 9

1.2.3.1. Le poste 66 kV ... 9

1.2.3.2. La centrale thermique : ... 9

1.2.4. Postes de distribution des localités environnantes. ... 10

(6)

TABLE DE MATIERES

Conclusion ... 12

CHAPITRE 2 : ... 13

Analyse du RESEAU de répartition Et simulation ... 13

Introduction ... 14

2.1 Les pertes techniques dans le réseau de transport ... 14

2.2 Estimation des pertes techniques dans le réseau électrique ... 15

2.2.1 Proportion des différentes composantes des pertes techniques ... 15

2.2.2 Le taux de pertes techniques acceptables ... 15

2.3 Répartition générale de la Consommation du réseau ... 16

2.3.1 Configuration de type 1 ... 17

2.4 Analyses générales de la consommation énergétique et problématique .... 19

2.5. Modèles des composants d’un réseau électrique ... 21

2.5.1 Groupe de production ... 21

2.5.2 Modèle du transformateur ... 22

2.5.3 Ligne aérienne et câble ... 23

2.5.4. Modélisation des charges ... 24

2.6 Etude de l’écoulement de puissance ... 24

2.6.1. But de l’écoulement de puissance ... 24

2.6.2. Algorithme de Newton Raphson ... 25

2.7 Présentation de l’outil de simulation ... 26

Ou ... 27

2.7.1 Fonctionnalités de ETAP Simulator et description ... 28

(7)

TABLE DE MATIERES

Réalisé par Hamadou MAMOUDOU vi

2.7.2 L’environnement du logiciel Etap ... 28

2.8 Configuration du réseau d’étude ... 29

2.9 Hypothèse de simulation ... 31

2.9.1 Modèle complet du réseau ... 31

2.9.2 Simulation de l’écoulement de puissance ... 33

2.10 Résultats de l’écoulement de puissance ... 34

2.11 Les causes des pertes excessives dans le réseau de répartition ... 37

2.11.1 La source principale trop éloignée de la consommation ... 39

2.11.2 Charge appelée trop importante ... 39

2.11.3 Les réglages en charge des transformateurs ... 39

2.11.4 Les tensions de service et Les sections des lignes et câbles ... 39

2.12 Les systèmes de réduction des pertes joules ... 40

2.12.1 La compensation de l’énergie réactive ... 40

2.12.2 Les groupes de production (générateurs) ... 40

2.12.3 Les condensateurs ... 41

2.12.4 Compensateur synchrone ... 42

2.12.5 Compensateur statique ... 42

Conclusion partielle ... 43

CHAPITRE 3 : ... 45

DIMENSIONNEMENT Compensateur statique (SVC) ET SIMULATION ... 45

Introduction partielle ... 46

3.1 Justification du choix du système de compensation ... 46

3.2 Dimensionnement du compensateur statique ... 46

3.3 Modélisation du compensateur statique (SVC) ... 49

(8)

TABLE DE MATIERES

3.4 Simulation du réseau avec injection des puissances de compensation et

présentation des résultats ... 51

3.5 Valorisation économique des pertes d’énergie ... 53

Conclusion ... 55

CHAPITRE 4 : ... 56

EVALUATION FINANCIERE DU PROJET ... 56

Introduction ... 57

4.1. Inventaire des matériels... 57

4.2 Les travaux ... 57

4.3. Evaluation des coûts d’études techniques ... 57

4.4. Evaluation du devis ... 58

4.5. Evaluation du coût de l’énergie issue de la réduction des pertes ... 59

4.6. Rentabilité du projet ... 59

4.7. Amortissement de l’investissement ... 59

Conclusion ... 61

CONCLUSION GENERALE ... 62

ANNEXES ... 67

... 69

(9)

LISTE DES FIGURES

LISTE DES FIGURES

Figure 1.1 : diagramme de repartition de l’energie fournie par la nigelec ... 7

Figure 1.2 : schema unifilaire du reseau de repartition de la zone fleuve ... 11

Figure 2.1 : evolution de la demande de la puissance dans la journee 15 janvier 2012 (en saison seche froide) ... 17

Figure 2.2 : evolution de la demande de la puissance dans la journee 15 aout 2012 (en saison de pluie) ... 18

Figure 2.3 : evolution de la demande de la puissance dans la journee 15 mai 2012 (en saison seche chaude) ... 18

Figure 2.4 : courbe de limitation des puissances produites par source de production ... 22

Figure 2.5: schema du modele du transformateur ramene au secondaire ... 22

Figure 2.6 : schema equivalent en 𝝅 d’une ligne electrique ... 23

Figure 2.7 : schema synoptique de la simulation d’ecoulement de puissance dans un reseau d’energie electrique. ... 27

Figure 2.8 : fenetre principale du logiciel etap ... 29

Figure 2.9 : modeles des composants de reseau de la bibliotheque etap ... 29

Figure 2.10 : synoptique du reseau de repartition de la zone fleuve ... 30

Figure 2.11: representation du reseau d’etude sous le logiciel etap ... 32

Figure 2.12 : modelisation d’une ligne courte ... 37

Figure 2.13: representation d’un gradin d’une batterie de condensateur ... 41

Figure 2.14: image d'une installation de compensateur statique (svc)... 42

Figure 3.1 : courbe du cumul de puissances moyennes reactives mensuelles sur l’ensemble des jeux de barres. ... 47

Figure 3.2 : principe de la compensation d’energie reactive ... 47

Figure 3.3 : caracteristiques reel du compensateur svc ... 49

(10)

TABLE DE MATIERES

Figure 3.4 : principe du condensateur commande a thyristors (tsc) ... 51 Figure 3.3 : comparaison entre des taux de pertes dans le reseau initial et le

reseau avec le compensateur statique ... 53

(11)

LISTE DES TABLEAUX

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1.1 : situation energetique de la zone fleuve ... 5

Tableau 1.2 : situation energetique de la zone centre-est ... 6

Tableau 1.3 : situation energetique de la zone nord ... 6

Tableau 1.4 : situation energetique de la zone est ... 7

Tableau 1.5 : situation energetique de la zone sud... 7

Tableau 2.1 : les pertes acceptables en energie dans le reseau electrique ... 16

Tableau 2.2 : les pertes en energies moyennes journalieres avec les releves .... 20

Tableau 2.3 : les differentes puissances moyennes actives et reactives, les cumuls de charges et leur facteur de puissance correspondant ... 34

Tableau 2.4 : les pertes joules dans les differentes lignes et transformateurs .... 35

Tableau 2.5: comparaison entre les pertes relevees et celles obtenues par simulation ... 36

Tableau 3.1: comparaison des pertes avec et sans le compensateur statique... 52

Tableau 3.2: les pertes en energies moyennes journalieres simulee avec le compensateur installe ... 52

Tableau 3.3 : economie de l’energie avec l’installation du compensateur statique ... 54

Tableau 4.1: devis recapitulatif du projet ... 58

Tableau 4.2 : amortissement de l’investissement ... 60

Tableau 4.3: gains reels perçu pendant 4 ans d’amortissement ... 60

(12)

LISTE DES SIGLES ET ABREVIATIONS

LISTE DES SIGLES ET ABREVIATIONS

AGGREKO : L’entreprise britannique spécialisée de la location des groupes électrogènes.

BT: Basse Tension

C1-N2-N3: ligne de Niamey II - Niamey III C2-N2-N3: ligne de Niamey II - Niamey III Cos φ : le facteur de puissance

ETAP : Electrical Transient Analyser Program

FACTS: Flexible Alternative Current Transmission System - Système de Transmission Flexible à Courant Alternatif

GD: poste de Goudel GWh: Gigawatt. Heure

HTA : Haute Tension catégorie A HTB : Haute Tension catégorie B KW: kilowatt

Kwh: Kilowatt. Heure

L-Gd-Ti: ligne de Goudel Tillabery L-N2-Gd: ligne de Niamey II - Goudel L-N2-KS: ligne de Niamey II- Say-Kollo L-N2-N3: ligne de Niamey II – Niamey III MVA : Méga Volt Ampère

Mvar : Méga Volt Ampère Réactif

(13)

Réalisé par Hamadou MAMOUDOU xii

MW: Mégawatt

NIGELEC: Société Nigérienne D’Electricité NNO: poste de Niamey Nord

NYII: poste de Niamey II NYIII: poste de Niamey III

P_m: puissance active moyenne mensuelle

Pmin: Puissance active moyenne mensuelle minimale Qm: puissance réactive moyenne mensuelle

Qmin: Puissance réactive moyenne mensuelle minimale s/km : siemens par kilomètre

SAFELEC : Société Africaine D’Electricité SAK: poste de Say-Kollo

SNE: Société Nationale des Eaux

SVC : Static Var Compensator - Compensateur Statique d'Energie Réactive TCR: Thyristor Switched Reactor - Reactance commandée à thyristors TIL: poste de Tillabéry

TR CONDO : Transformateur des bancs de condensateurs.

TR GD1 : Transformateur 1 de Goudel TR GD2 : Transformateur 2 de Goudel TR GI : Transformateur Générateur II TR GII : Transformateur Générateur I TR NNO: Transformateur de Niamey Nord TR NYII1: Transformateur 1 de Niamey II

(14)

TR NYII2: Transformateur 2 de Niamey II TR NYII3: Transformateur 3 de Niamey II TR NYII4: Transformateur 4 de Niamey II TR SAK: Transformateur de Say-Kollo TR TIL : Transformateur de Tillabery

TSC: Thyristor Switched Capacitor (TSC) - Condensateurs commandés à thyristors

Ω /km: Ohm par kilomètre

(15)

RESUME

Réalisé par Hamadou MAMOUDOU xiv

RESUME

L’éloignement de la source principale des centres de répartition, la régulation manuelle et la vétusté des équipements de réglage sont les causes principales des pertes techniques anormales constatées dans le réseau de répartition évaluant jusqu’ à 7.52% de l’énergie transitée. Après avoir modélisé le réseau sous le logiciel Etap, la simulation de l’écoulement de puissance a confirmé cette hausse de pertes techniques dans le réseau.

Pour réduire ces anomalies, nous avons dimensionné un compensateur statique (SVC) à installer sur le jeu de barre 132 KV du poste Niamey II. Les différents résultats de la simulation ont montré que l’exploitation du réseau avec l’installation du compensateur statique a fait réduire ces pertes techniques de 7.52% à 3.78% au cours de l’année 2012.

MOTS CLES: modélisation, simulation, jeu de barre, pertes techniques, compensateur statique.

ABSTRACT

The distance of the principal source of the centers of distribution, the manual regulation and the out datedness of the equipment of adjustment are the principal causes of the abnormal technical losses noted in the network of distribution evaluating up to 7.52% of forwarded energy. After having modeled the network under the Etap software, the simulation of the flow of power confirmed this rise of technical losses in the network.

To reduce these anomalies, we dimensioned a static compensator (SVC) to install on the play of bar 132 KV of the station Niamey II. The various results of simulation showed that the exploitation of the network with installation of the static compensator made reduce these technical losses from 7.52% to 3.78% during the year 2012.

KEYWORDS: modeling, simulation, busbar, technical losses, Static Var Compensator.

(16)

INTRODUCTION

INTRODUCTION

Au Niger, la société qui s’occupe de la production, du transport et de la distribution de l’énergie électrique sur toute l’étendue du territoire nigérien est la NIGELEC (Société Nigérienne d’Electricité). Le réseau électrique de cette société est scindé en 5 zones dont la plus importante est la zone fleuve qui consomme environ 65% de l’énergie totale fournie par la société.

Ces dernières années, les villes de cette zone connaissent une croissance démographique très considérable.

Ceci a pour conséquence la création des quartiers résidentiels, des industries, des centres administratifs et sanitaires. Cette population a besoin de certains facteurs vitaux pour son développement socio-économique notamment l’énergie électrique qui demeure l’élément moteur.

En plus, la principale source d’énergie de cette zone vient du Nigeria (à Birnin Kebbi) travers l’interconnexion de 132KV d’une distance de 264 Km. Arrivant à Niamey, on observe une baisse de tension au bout de cette ligne 132KV.

Cette baisse est plus accentuée surtout en période de forte sollicitation du réseau.

C’est pourquoi que son réseau électrique de répartition est confronté à des problèmes de pertes techniques.

Néanmoins, cette société dispose de transformateurs avec régleur en charge, et de condensateurs commutés par disjoncteurs pour le maintien de la tension.

En effet, en 2012, ces pertes techniques ont atteint jusqu’à 7.52% de l’énergie transitée, dans le réseau de répartition de la zone fleuve du Niger. Or dans un réseau de transport d’énergie électrique, les experts internationaux ont défini

(17)

INTRODUCTION

Réalisé par Hamadou MAMOUDOU 2

le seuil admissible de taux de pertes à 6% [3]. Le rendement du réseau de la zone fleuve du Niger est donc inquiétant.

C’est pour répondre aux attentes de ces problèmes posés que le thème « Contribution à la réduction des pertes t e c h n i q u e s dans le réseau électrique de répartition de la zone fleuve du Niger » nous a été proposé en étude par les responsables.

Pour parvenir à ces fins, il serait judicieux de faire connaissance du réseau étudié en passant par les données générales sur les pertes techniques. Ainsi ce travail sera organisé en quatre chapitres : le premier chapitre sera consacré à la description de la société NIGELEC, le deuxième traitera de l’analyse du réseau de répartition de la zone fleuve en matière de pertes techniques et donnera les causes ensuite les solutions pour pallier ce problème, le troisième abordera le dimensionnement du compensateur statique et simulation de la nouvelle configuration du réseau électrique, enfin le quatrième sera consacré à l’évaluation du coût du projet.

(18)

CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE LA STRUCTURE INITIATRICE ET BENEFICIAIRE

CHAPITRE 1 :

PRESENTATION DE LA STRUCTURE INITIATRICE ET

BENEFICIAIRE

(19)

1.1. Présentation de la NIGELEC 1.1.1. Historique

L’année 1951 a vu la naissance de la société Energie AOF, pour toute l’Afrique occidentale, à l’exception de la Côte d’Ivoire et de la Guinée ; son siège était à Dakar. Cette société s’est occupée ainsi de la production, du transport et de la distribution de l’énergie électrique jusqu’aux années d’indépendance.

Avec l’avènement des indépendances, elle prit le 29 juillet 1960, la dénomination de Société Africaine d’Electricité (SAFELEC) et, au Niger, étendit ses activités aux localités de Magaria en 1961, d’Agadès en novembre 1964 et de Tahoua en octobre 1967.

A la liquidation de la SAFELEC en juin 1970 après que chaque pays eut créé sa propre société d’électricité, la Société Nigérienne d’Electricité (NIGELEC) fût créée le 07 septembre 1968 avec en charge la distribution de l’eau et de l’électricité. Ces activités lui furent confiées progressivement d’abord en gérance puis sous forme de concession à partir de 1973.

En 1987, l’activité de distribution d’eau lui a été ôtée pour être confiée à la Société Nationale des Eaux (SNE) qui venait d’être créée.

1.1.2. Le fonctionnement de la NIGELEC

Société anonyme d’économie mixte, la NIGELEC a un capital de 3.356.500 .000 Francs CFA détenu à 94,65% par l’état du Niger et le reste par le personnel de la société, des banques de la place et quelques communautés urbaines des grandes villes du Niger.

Son objet social est la production, le transport et la distribution de l’énergie électrique sur toute l’étendue du territoire nigérien.

1.1.3. Les infrastructures d’approvisionnement du pays en énergie électrique

(20)

Les infrastructures d’approvisionnement du pays en énergie se sont structurées dans l’étendue du territoire en fonction des zones dont on peut citer:

Zone du Fleuve

Crée en 1976, la zone fleuve a une interconnexion de 132 kV d’une puissance de 60 MW avec le Nigeria (Birnin Kebbi) traversant Dosso avant d’arriver à Niamey avec:

 Extension en 66 kV avec Niamey – Karma – Lossa – Tillabéry puis Niamey – Kollo/Say

 Extension en 33 kV à partir de Dosso

Cette zone représente 65% de l’énergie totale appelée par NIGELEC dont 74%

de l’énergie importée. L’énergie fournie par ce réseau en 2012 est 550 GWh et la pointe enregistrée vaut 100 MW.

Tableau 1.1 : Situation énergétique de la zone Fleuve

Puissances installées (en MW) Puissances disponibles (en MW)

Nigeria 120 60

Centrales-NIGELEC 65 40

Centrales-Aggreko 24 20

Zone Centre-Est

 1994: Interconnexion 132kV-40MW Katsina (Nigeria) – Gazaoua – Maradi / Zinder ;

 2005: Extension 66kV- 15MW Maradi – Malbaza –Illéla ;

 2005: Création de réseaux de petit transport en 33kV.

(21)

Cette Zone représente 28% de l’énergie totale appelée par NIGELEC dont 73%

de l’importation et la pointe enregistrée en 2012 est d’une puissance de 27MW.

Tableau 1.2 : Situation énergétique de la zone Centre-Est

Puissances installées (en MW) Puissances disponibles (en MW) Puissance

Interconnexion 60 25

Centrales-NIGELEC 13 10

Zone Nord

 1981-1982: Mise en service de SONICHAR (2x18.8MW),

 Ligne 132kV-50MW Anou Araren – Akokan

 Ligne 20kV Anou Araren – Agadez

L’énergie appelée par NIGELEC dans cette zone représente 3.8% de l’énergie totale appelée avec une pointe en 2012 s’élevant à 7MW.

Tableau 1.3 : Situation énergétique de la zone Nord

Puissances installées (en MW) Puissances disponibles (en MW)

Puissance Sonichar 10 6

Centrales- NIGELEC 1.6 1.3

Zone Est

Créant en 2005, l’interconnexion 33kV venant de Damassak (Nigeria) allant successivement à Diffa, Mainé et Nguigmi a une puissance de 5MW. Cette zone représente 2% de l’énergie totale appelée par NIGELEC. La pointe observée en 2012 est de 2MW.

(22)

Tableau 1.4 : Situation énergétique de la zone Est

Puissances installées (en MW) Puissances disponibles en MW Puissance

Interconnexion 6 4

Centrales-NIGELEC 1.2 1

ZONE SUD / Kamba-Gaya-Malanville (33kV)

L’énergie appelée par NIGELEC dans cette zone représente 1.2% de l’énergie totale appelée avec une pointe en 2012 s’élevant à 7MW.

Tableau 1.5 : Situation énergétique de la zone sud

Puissances installées (en MW) Puissances disponibles en MW Puissance

Interconnexion 10 2

Centrales-NIGELEC 0.8 0.7

La figure 1.1 montre la répartition de l’énergie de la NIGELEC par zone en 2012.

Figure 1.1 : Diagramme de répartition de l’énergie fournie par la NIGELEC

(23)

1.2. Présentation du réseau électrique de ZONE-FLEUVE

Le réseau de la zone fleuve est réseau qui desserre toute la grande partie ouest du pays. De Niamey à Tillabery, de Boboye à Loga, ce réseau aussi alimente tout au long du fleuve Niger. Il est principalement constitué :

1.2.1. Le site de Niamey II

La source principale d’alimentation du réseau de la zone fleuve est la ligne électrique de 132 kV venant du Nigéria depuis la ville de BIRNIN KEBBI qui alimente le poste source de Niamey II; les groupes de production des centrales de Niamey II et de Goudel apportent le complément de puissance nécessaire.

L’interconnexion Birnin Kebbi – Niamey II (264 Km dont 54 Km en territoire Nigérian) alimente principalement Niamey et une partie de la région de Tillabéry. La répartition est faite de deux manières :

1.2.1.1. Par le réseau 66 kV

Deux transformateurs de puissance 132/66 kV alimentent deux jeux de barres 66 kV qui sont couplés entre eux par un sectionneur de couplage.

Des jeux de barres 66 kV de Niamey II partent les lignes :

- Tillabéry : elle est à destination du site de Goudel (18 km) et alimente en cours de trajet le site de Niamey Nord. C’est à partir du poste de Goudel que partent la ligne d’alimentation de la ville de Tillabéry (à 101 km) et des localités traversées (Karma, Lossa) ;

- Kollo-Say (53 km): elle alimente les localités de Kollo et de Say.

Ainsi, le site de Niamey II est donc relié aux autres sites de la ville que sont Niamey III, Goudel et Niamey Nord.

1.2.1.2. Par le réseau 20 kV

Deux transformateurs 132/20 kV alimentent chacun un tableau 20 kV reliés entre eux par un disjoncteur de couplage ; de chaque rame, un départ est à destination du poste de Niamey III.

(24)

1.2.1.3. Les centrales thermiques

Le site de Niamey II compte une centrale thermique diésel et une centrale thermique à turbines à gaz comme suit :

 Deux turbines à gaz (TAG1 et TAG2) de 13,75 MVA chacune avec des tensions de sortie 11KV installées en 1980 et 1982 ;

 Un groupe diesel ( GD4 ) de puissance de 4000 KVA.

1.2.2. Le site de Niamey III

Il s’agit d’un poste de distribution ; ses opérateurs sont chargés de coordonner les manœuvres sur le réseau. Comme le montre la figure 1.2, il comprend :

 deux tableaux de cellules HTA reliés entre eux par un couplage ; ces deux rames alimentent la clientèle par douze (12) départs ; chaque rame 20 kV de Niamey II est reliée à une rame de ce poste. Une autre ligne aérienne de 20 kV relie le poste de Niamey III au tableau 20 kV de Goudel;

 trois (3) bancs de condensateurs: ils sont alimentés par un transformateur 132/20 kV raccordé sur la ligne 132 kV par l’intermédiaire d’une dérivation.

1.2.3. Le site de Goudel

Le site de Goudel comprend les installations suivantes : 1.2.3.1. Le poste 66 kV

L’arrivée de la ligne 66 kV venant de Niamey II alimente un jeu de barres d’où part une travée d’alimentation du départ Tillabéry; les deux transformateurs 66/20 kV alimentent le poste constituant.

1.2.3.2. La centrale thermique :

Goudel est aussi un centre de production et compte une centrale déjà fonctionnelle plus une autre en cours de construction :

 le groupe PC-4-2-570 de SEMT PIELTICK (groupe MAN) d’une puissance installée de 16 MVA (puissance disponible de 9 MW

(25)

actuellement) délivre une tension de 11KV qui ; c’est un groupe bloc, la sortie du transformateur est reliée au tableau 20 kV.

 La centrale en cours de construction qui comprendra sept (7) groupes de 2750 kVA chacun.

1.2.4. Postes de distribution des localités environnantes.

Il s’agit du poste de distribution de Tillabéry venant du site de Goudel et celui de Kollo-Say arrivant de Niamey II. Ces postes desserrent ces villes et leurs entourages.

Légende :

: Les dispositifs dont la tension de service est 20KV : Les dispositifs dont la tension de service est 66KV BPN: Bobine Point Neutre

TAG1 : Turbine à Gaz 1 TAG2 Turbine à Gaz2 GD4 : Groupe Diesel 4

(26)

Chapitre1: Présentation de la structure initiatrice et bénéficiaire

f

Figure 1.2 : Schéma unifilaire du réseau de répartition de la zone fleuve

(27)

Chapitre 1 : présentation de la initiatrice et bénéficiaire

Conclusion

Dans ce chapitre, nous avons fait une présentation de la société Nigérienne d’Electricité (NIGELEC) notamment le réseau de répartition de la zone Fleuve.

Ceci dans le but de décrire le cadre de travail et de faire connaître les infrastructures et équipements du réseau.

(28)

CHAPITRE 2 : ANALYSE DU RESEAU DE REPARTITION ET SIMULATION

CHAPITRE 2 :

Analyse du RESEAU de

répartition Et simulation

(29)

Introduction

Ce chapitre s’intéresse d’abord à la quantité de l’énergie fournie par la société et à la consommation des abonnés connectés au réseau étudié pour quantifier et apprécier le taux de pertes enregistré.

Nous avons, ensuite simulé le réseau d’étude avec le logiciel ETAP pour mettre en évidence ces pertes excessives. La méthode de résolution utilisée pour cette étude est celle de Newton-Raphson (méthode implantée dans le logiciel de simulation).

Enfin, pour mieux résoudre ce problème, nous allons énumérer les principales causes et les dispositifs électriques permettant de maintenir ces taux de perte à un niveau adéquat.

2.1 Les pertes techniques dans le réseau de transport

A la sortie de la centrale de production de Birnin Kebbi (au Nigeria), l’énergie électrique est transportée sous haute tension HTB 132 KV jusqu’au poste mère de répartition de Niamey II ou elle sera repartit en 66KV aux autres postes de distribution et est ensuite distribuée vers les consommateurs finaux à travers un réseau en haute tension HTA (sous 20kV). De la source de production jusqu’au consommateur, le transit de cette énergie génère des pertes techniques.

Les pertes générées dans ce transport d’énergie électrique ont d’abord une définition comptable. Elles constituent la différence entre les niveaux de production et de consommation déclarés. Cette définition englobe les pertes techniques et non techniques.

Les pertes techniques liées au transport de l’énergie électrique se présentent sous différentes formes :

• Les pertes par effet Joule sont issues de l’échauffement des conducteurs et des appareillages lors du passage du courant électrique. Ces pertes étant inversement proportionnelles à la tension, le choix d’une tension élevée dans le transport de

(30)

l’énergie électrique contribue à leur réduction. Elles dépendent aussi des caractéristiques des lignes et câbles et de leur longueur.

• L’effet couronne correspond à une décharge électrique entraînée par l'ionisation du milieu entourant un conducteur (mouvement d’électrons qui se déplacent autour du câble, dans l’air ambiant), qui se produit lorsque le champ électrique régnant au voisinage proche du conducteur dépasse une valeur critique. L’effet couronne se manifeste sous forme d’une gaine lumineuse autour du conducteur électrique, ainsi que par un bruit de crépitement. Il est particulièrement présent pour les niveaux de tension élevés, donc sur les réseaux de transport.

• D’autres pertes surviennent lors de la transformation de l’électricité d’un niveau de tension à un autre. Ainsi, les transformateurs génèrent des pertes fer, correspondant à des pertes dans le circuit magnétique, incluent des pertes intrinsèques au fonctionnement des transformateurs.

2.2 Estimation des pertes techniques dans le réseau électrique

2.2.1 Proportion des différentes composantes des pertes techniques

Sur l’ensemble des réseaux de transport, les pertes liées à l’effet joule sont estimées à un maximum de 80 % des pertes totales relatives à l’électricité transportée, selon le niveau de tension et les conditions de transport. Les pertes par effet couronne sont de l’ordre de 10 % pour ces mêmes réseaux. Les 10 % restant sont attribuées aux pertes fer et aux pertes par effet joule dans les transformateurs [4].

2.2.2 Le taux de pertes techniques acceptables

Le taux de perte est le rapport entre l’énergie perdue et l’énergie transitée dans le réseau. Ces pertes acceptables en énergies, tant dans l’ensemble du réseau

(31)

électrique que dans le réseau de transport sont définies par les experts dans le tableau 2.1 [3].

Tableau 2.1 : les pertes acceptables en énergie dans le réseau électrique

convenable maximum tolérable

Réseau de transport 2% à 3 % 6%

Ensemble du réseau

électrique 9% à 10 % 17%

Source [3]

Les taux de pertes varient tout au long de la période car ils sont fonction de la configuration du réseau. En effet, les variations à très court terme peuvent toutefois être importantes, selon les niveaux de demande du moment de la journée, ou encore des conditions climatiques.

En effet, les pertes sont proportionnelles à la quantité d’électricité transportée, elle-même dépendant de la demande des consommateurs, d’où l’importance des mesures de gestion de la demande, en particulier dans les pays où la demande croit rapidement.

2.3 Répartition générale de la Consommation du réseau

Le réseau de répartition de la zone fleuve comporte principalement cinq grands jeux de barres de charge de 20KV qui desservent les différents départs de la zone. Il s’agit des:

jeux de barres de Niamey III;

jeux de barres de Goudel;

jeux de barres de Niamey Nord;

jeux de barres de Tillabéry;

jeux de barres de Say-Kollo.

(32)

A chaque heure de la journée, les superviseurs de la société concernée font des relevés de puissances actives et réactives sur les différents départs de ces jeux de barres. Afin d’avoir une idée claire de la consommation énergiques du réseau, nous avons essayé de faire un cumul de puissance active horaire de l’ensemble des jeux de barres.

Ainsi, selon la puissance demandée, on distingue trois configurations possibles du réseau de la zone-fleuve à savoir :

2.3.1 Configuration de type 1

La seule source d’alimentation est le réseau du Nigéria ; les groupes de production sont à l’arrêt. Toute la puissance est alors importée du Nigéria par la ligne d’interconnexion de 132 KV. Ce mode d’alimentation est utilisé lorsque la puissance demandée n’excède pas 60 MW. Il est généralement adopté en saison pluvieuse et saison sèche froide. Les figures 2.1 et 2.2 illustrent la demande en puissance pendant les saisons sèches froides et pluvieuses.

Figure 2.1 : Evolution de la demande de la puissance dans la journée 15 janvier 2012 (en saison sèche froide)

(33)

Figure 2.2 : Evolution de la demande de la puissance dans la journée 15 Aout 2012 (en saison de pluie)

Nous pouvons remarquer que les puissances maximales demandées au cours des deux journées choisies ne dépassent pas les 60MW. IL en est de même pour toute journée choisie dans cette dans ces périodes.

Dans cette configuration, le réseau est alimenté par la source Nigériane et par les groupes de production d’Aggreko, de Niamey II et de Goudel. Ce mode d’exploitation se voit à chaque fois que la consommation en puissance dépasse les 60MW surtout en saison sèche chaude.

Figure 2.3 : Evolution de la demande de la puissance dans la journée 15 mai 2012 (en saison sèche chaude)

(34)

La courbe 2.3 est scindée en 3 parties :

 La zone A représente la puissance de base consommée quelque soit le moment de la journée. Cette puissance représente une grande partie de la puissance totale ;

 La zone B représente la puissance d’intermédiaire. Elle est moins importante que la zone A ;

 et la zone C représente les heures de pointes.

Le réseau du Nigeria permet de couvrir des besoins des zones A et B. Les groupes apportent le complément de puissances illustré par la zone C.

En cas de défaillance au niveau de l’interconnexion avec le Nigéria, (en cas de blackout par exemple) la fourniture d’énergie électrique est assurée par les sources de substitution d’Aggreko, de Goudel et de Niamey II. Toute la production est donc locale. La puissance de ces sources n’étant pas suffisante pour couvrir les besoins de toute la population, le délestage s’impose.

2.4 Analyses générales de la consommation énergétique et problématique

Les pointes en puissance sont définies comme les puissances les plus élevées

dans les périodes données. Ils peuvent être journaliers, mensuelles ou saisonnières. La puissance demandée par l’ensemble des clients subit de grandes fluctuations selon l’heure de la journée et selon les saisons. La nuit la puissance demandée est moindre que le jour.

Pendant la saison sèche chaude, la puissance demandée est plus importante que celles demandées pendant la saison de pluie et la saison sèche froide.

Cela se justifie par la pleine activité des appareils d’aérations, de climatisation et réfrigération en saison chaude. L’utilisation de ces équipements requiert de la

(35)

puissance supplémentaire. D’après les figures 4.1, 4.2, 4.3 les pointes de puissance se trouvent entre 12H et 13H et entre 21H et 22H.

Entre 12H et 13H, les usines sont en plein fonctionnement et le reste des consommateurs mettent en marche des appareils électroménagers.

Les pointes de puissance sont marquées entre 21H et 22H car en plus des appareils électroménagers et des usines en fonctionnement des lampes sont allumées pour assurer l’éclairage public et domestique.

Le transit de puissance dans le réseau génère des pertes. Ces pertes doivent être identifiées en vue d’une réduction pour un fonctionnement optimal. Afin de vérifier la conformité du réseau électrique aux recommandations en matière de pertes, nous avons exploité les résultats de mesure de l’énergie produite et celle consommée au cours de l’année 2012. Le tableau 2.2 comporte les valeurs moyennes journalières de l’énergie produite et celle consommée dans la zone fleuve.

Tableau 2.2 : Les pertes en énergies moyennes journalières avec les relevés

Energie journalière moyenne en KWh

Moyennes journalières

Productions Consommations Pertes électriques dans le réseau Nigeria Groupes Niamey III Goudel/Niamey Nord

/Tillabery Say-Kollo Pertes pertes

( % ) Observations

Jan 1104800 3820 601269 444154 15000 48197 4.35 Bon

Fev 1125300 37200 729790 350760 18000 63950 5.50 Bon

mars 1204800 38180 712690 432150 25000 73140 5.88 Critique

Avr 1134600 76000 738280 373770 26000 72550 5.99 Critique

mai 1105500 23000 676700 343920 23000 84880 7.52 Mauvais

juin 1165200 5201 731320 334990 21000 83091 7.10 Mauvais

juillet 1161000 8600 625970 464610 17000 62020 5.30 Bon

Aout 1161100 580 576970 499030 14000 71680 6.17 Mauvais

sept 1233300 8000 704380 460270 19000 57650 4.64 Bon

Oct 1249500 53010 765390 423910 21000 92210 7.08 Mauvais

Nov 1217100 0 681000 447825 20000 68275 5.61 Critique

déc 1117500 7000 610160 450850 17000 46490 4.13 Bon

(36)

Source : [5]

Le tableau 2.2 relève que les taux de pertes moyennes journalières ont excédé à la valeur maximale admissible (6%) dans la plupart des mois. Le plus grand taux est 7.52%de l’énergie transitée. Il est alors indispensable d’étudier ce réseau en vue d’améliorer son rendement.

Les réseaux électriques étant constitués en général d’éléments principaux tels que les sources de puissance, les lignes, les transformateurs. Il est d’abord nécessaire de constituer les schémas équivalents des différents composants électriques. Ces modèles agencés vont permettent d’obtenir le modèle du réseau électrique dont on étudiera le comportement.

2.5. Modèles des composants d’un réseau électrique

Un réseau électrique proprement dit est constitué de divers éléments (générateurs, transformateurs, lignes, jeux de barres, charges) qui peuvent être présentés sous forme de modèles simplifiés utilisables dans des conditions particulières de fonctionnement.

2.5.1 Groupe de production

Le groupe turbo-alternateur est considéré comme le cœur du réseau électrique, il assure la production de l’énergie électrique demandée par le consommateur.

Dans l’étude de l’écoulement de puissance, le groupe turbo-alternateur est modélisé par une source de tension constante qui injecte, au niveau du nœud auquel il est connecté, une puissance active P, et réactive Q. [6]

La production de l’énergie réactive et active par l’alternateur est limitée par l’échauffement thermique des enroulements et doit rester dans une fourchette donnée la figure 2.4.

(37)

Source : [6]

Figure 2.4 : Courbe de limitation des puissances produites par source de production

2.5.2 Modèle du transformateur

Le transformateur de puissance est le composant permettant d’élever l’amplitude de la tension alternative disponible à la sortie de l’alternateur pour l’amener aux niveaux requis pour le transport. C’est une machine statique qui permet l’utilisation de différents niveaux de tension dans un système de puissance. Le schéma de la figure 2.5 montre le modèle simplifié des transformateurs.

Source : [6]

Estimation de machine de Limite

Limite de chauffage de bobinage d'excitation

Courbe de stabilité d'état d'équilibre

Limite de chauffage d'enroulement D'Armature

Figure 2.5: Schéma du modèle du transformateur ramené au secondaire

(38)

C’est le schéma monophasé équivalent tenant compte du rapport de transformation m, aux résistances équivalentes des bobinages, et aux réactances cycliques.

D’ou

𝑅 = 𝑅2 + 𝑚²𝑅1

et 𝑋= 𝑋2 + 𝑚²𝑋1

𝑚 = =

=

Nous désignons par 𝑅1, 𝑅2, X1, X2 les résistances et réactance de fuites de fuites des enroulements primaires de 𝑁1 spires et du secondaire de 𝑁2.

I1 et I2 sont les courants dans l’enroulement primaire et secondaire, V1 et V2 sont les tensions dans l’enroulement primaire et dans l’enroulement secondaire.

2.5.3 Ligne aérienne et câble

Les « lignes et câbles » représentent l’ensemble des conducteurs électriques utilisés pour relier les unités de production aux lieux de consommation. Les lignes aériennes et les câbles souterrains possèdent presque les mêmes les caractéristiques. La seule différence que lignes aériennes sont inductives alors les câbles capacitifs. La figure 2.6 représente le modèle d’une ligne électrique.

Source : [6]

Figure 2.6 : Schéma équivalent en 𝝅 d’une ligne électrique

(39)

Ce modèle utilisé par le logiciel porte alors le nom de « quadripôle en π ». Il fait apparaître uniquement trois types d’éléments: une résistance linéique r, une inductance cyclique l, deux capacités cycliques linéiques c/2 ramenées aux extrémités.

2.5.4. Modélisation des charges

La modélisation de la charge joue un rôle très important dans l’étude et l’analyse de la sécurité de tension. Il existe deux types de modélisation des charges électriques à savoir, la modélisation statique et celle dynamique. La modélisation dynamique est relativement compliquée; C’est la modélisation statique qui est mieux adaptée aux programmes d’écoulement de puissance.

Dans cette section, en présence des différents modèles statiques qui expriment la puissance active et réactive de la charge en fonction de la tension de nœud. Le modèle exponentiel de la charge est défini par les équations:

Avec :

𝑃o et 𝑄o : puissance active et réactive consommées à une tension de référence 𝑉o

𝑛𝑝 et 𝑛𝑞 : constantes dépendant du type de la charge.

2.6 Etude de l’écoulement de puissance 2.6.1. But de l’écoulement de puissance

L’étude de l’écoulement de puissance nous permet d’atteindre les objectifs suivants :

P = P_o x _𝑉^𝑉

𝑜

𝑛𝑝

Q= Q_ox _𝑉^𝑉

𝑜

𝑛𝑞

(40)

 Réaliser l’équilibre entre la production et la demande en énergie électrique ;

 Maintenir les tensions aux jeux de barres entre les limites tolérables pour éviter l’excès des pertes de puissance dans les lignes, les transformateurs, etc.

 Maintenir la puissance réactive entre les limites tolérées, pour éviter l’excès des coûts d’utilisation de celle-ci ;

 Eviter les défauts sur les réseaux ;

 Réaliser la planification des réseaux afin de répondre à une probable extension.

2.6.2. Algorithme de Newton Raphson [6]

Les équations associant les injections de puissance aux tensions ne sont pas linéaires. Le développement sera fait en utilisant le Jacobien

Soit à résoudre :

( ) (n-1) équations (2.1) ( ) (n-p-1) équations (2.2)

[ ( ^{( )} ^{( )} ( ^{( )} ^{( )}] [

]

[ ^{( )}

^{( )}] (2.3)

Ou en posant

^{( )} ( ^{( )} ^{( )}) ^{( )} ^{( )} (2.4) ^{( )} ( ^{( )} ^{( )}) ^{( )} ^{( )} (2.5) On a à résoudre :

(41)

[ ^{( )} ^{( )}] [

]

[ ^{( )}

^{( )}] (2.6)

Soit :

[ ^{( )} ^{( )}] [

]

[ ^{( )}

^{( )}] (2.7)

Les valeurs suivantes sont obtenues par :

( ) ^{( )} ^{( )} et ^{( )} ^{( )} ^{( )} (2.8) Cette méthode nécessite de calculer à chaque itération le Jacobien et son inverse.

La méthode converge très rapidement (4 à 6 itérations environ) à condition de partir de valeurs initiales convenables.

2.7 Présentation de l’outil de simulation

L’outil de simulation de l’écoulement de puissance permet de faire une répartition de puissances des charges pour en déduire les pertes joules dans les lignes et les transformateurs et les tensions (amplitude et déphasage) sur les différents jeux de barres à partir des puissances actives et réactives (P, Q ) disponibles (figure 2.7).

(42)

Figure 2.7 : Schéma synoptique de la simulation d’écoulement de puissance dans un réseau d’énergie électrique.

Où

 P, Q : puissances active et réactive des charges ;

 P, V : puissance active et tension de sortie des générateurs ;

 V, : amplitude et déphasage de la tension sur les différents nœuds ;

 R, X et Y : résistance, réactance et admittance des lignes de transport.

 RT, XT et ST, VT1, VT2 : résistance, réactance, puissance apparente, tension primaire et secondaire du transformateur de puissance.

Dans le cadre de cette étude nous avons utilisé le logiciel ETAP (Electrical Transient Analyzer Program) qui est une application d’analyse des réseaux électriques.

(43)

2.7.1 Fonctionnalités de ETAP Simulator et description

ETAP (Electrical Transient Analyzer Program) est un logiciel de calcul et de simulation de répartition de puissances. Il permet à l’utilisateur de visualiser le système par l’utilisation des diagrammes animés par couleur. L’utilisation étendue des graphiques et de l’animation augmente considérablement la compréhension de l’utilisateur en ce qui concerne les caractéristiques du système, les problèmes, les contraintes, mais aussi la façon d’y remédier. Le simulateur fournit également la possibilité de simuler l’évolution du système dans le temps. Le temps de simulation peut être prescrit, et les changements résultants des états du système peuvent être visualisés. Un outil de Flux de Puissance Optimal (OPF) est disponible pour le simulateur. L’OPF, contraint par sécurité, laisse définir les scénarios possibles, et puis emploie ces scénarios d’éventualité pendant la solution d’OPF pour déterminer la répartition optimale de la production selon le coût minimum.

Le logiciel ETAP permet de construire graphiquement les réseaux électriques de puissance, de les modifier, d’opérer des simulations et de sortir les résultats.

Cependant, comme en théorie, le logiciel requiert la définition d’un nœud bilan qui va fournir les puissances actives et réactives nécessaires pour équilibrer les échanges et fournir les pertes du réseau. Ceci revient donc à fixer en ce nœud, la tension et son argument. Ce nœud est choisi arbitrairement mais comme la tension est figée en ce point, il faut qu’un générateur y soit connecté et qu’il ait une puissance suffisante. Les études générales basées sur l’écoulement de puissance nécessitent la modélisation des composants du réseau et définissent les paramètres des modèles. [6]

2.7.2 L’environnement du logiciel Etap

Pour exploiter le logiciel Etap, il existe plusieurs fenêtres avec des renseignements pour les données du réseau électrique. La fenêtre ci-dessous est

(44)

la première étape du logiciel Etap. Pour débuter la simulation nous appuyons sur le bouton «file » puis « new projet» alors la figure 2.8 apparait et l’on continue.

Figure 2.8 : Fenêtre principale du Logiciel ETAP

Le réseau actuel est modélisé avec les modèles de la bibliothèque du logiciel ETAP. Chacun des éléments du réseau est paramétré en fonction des caractéristiques des composantes du réseau étudié. La figure 2.9 présente les différents composants pour la constitution d’un réseau.

Figure 2.9 : Modèles des composants de réseau de la bibliothèque ETAP Le paramétrage de ces différents modèles consiste à double-cliquer sur le symbole représentant le modèle.

2.8 Configuration du réseau d’étude

Pour modéliser notre réseau de répartition, nous sommes partis de son schéma unifilaire. Ce réseau est principalement composé de 5 grands postes de distribution. Afin de simplifier notre réseau d’étude nous avons regroupé tous

(45)

les départs d’un même poste en une charge équivalente. La figure 2.10 donne le schéma de synoptique du réseau.

Figure 2.10 : Synoptique du réseau de répartition de la zone fleuve Avec :

 NYII : poste de Niamey II

 NYIII : poste de Niamey III

 SAK : poste de Say-Kollo

 NNO : poste de Niamey Nord

NYII NY III

GD TIL

66 KV 15 km 66 KV

15 Km

66 KV, 101 Km

SAK

36 MVA

39 MVA 132 KV 264 Km 66 KV, 53Km

Réseau NIGERIA (Birnin Kebbi)

NNo

66KV, 9Km

75MVA

(46)

 GD : poste de Goudel.

 TIL : poste de Tillabéry

Les différentes caractéristiques des lignes et transformateurs sont présentés en annexes 2.

2.9 Hypothèse de simulation 2.9.1 Modèle complet du réseau

En associant ces différents modèles conformément à l’agencement des éléments du réseau réel, on obtient le modèle complet du réseau de répartition. Ce modèle est représenté sur la figure 2.11.

(47)

CHAPITRE 2 : MODELE DU RESEAU D’ETUDE ET SIMULATION

Figure 2.11 : Représentation du réseau d’étude sous le logiciel ETAP

(48)

2.9.2 Simulation de l’écoulement de puissance La configuration du réseau prend en compte :

La configuration du réseau de répartition simulé est composé d’une source de base, 2 générateurs d’apport, 22 jeux de barres, 10 transformateurs de puissance, 7 lignes de transport, et 5 charges qui représentent chacune des groupes d’abonnées ;

Ces hypothèses de simulation sont énumérées comme-ci :

 La source de base ne peut pas fournir plus 60MW. L’apport de puissance est apporté par les générateurs de productions locales.

 Les transformateurs utilisés dans notre simulation sont de modèles à prises variables;

 Les charges sont prises dans le tableau 2.3 en fonction du mois considéré à étudier (puissances actives et réactives);

 Chaque jeu de barres est caractérisé par sa tension nominale;

 Pour la simulation, les tensions des jeux de barres de charge doivent être à la valeur nominale plus ou moins deux pourcent (20KV ±2%). Ces valeurs seront obtenues grâce à l’ajustage des transformateurs régleurs pour la simulation sans les compensateurs statiques.

 les nœuds générateurs ont leur déphasage nul.

Il est choisi de simuler la répartition des charges à travers le réseau en considérant l’année 2012. Pour cela, nous avons calculé les valeurs moyennes mensuelles des puissances actives et réactives, sur les différents jeux de barres des cinq postes de distribution. L’annexe 1 montre les fiches des relevés de puissances moyennes journalières au cours de l’année 2012.

(49)

Pour la validation du modèle, douze (12) simulations seront faites et correspondront chacune aux différents comportements du réseau. Les différentes charges pendant les douze périodes sont consignées dans le tableau 2.3.

Tableau 2.3 : les différentes puissances moyennes actives et réactives, les cumuls de charges et leur facteur de puissance correspondant

2.10. Résultats de l’écoulement de puissance

Après avoir effectué la simulation de l’écoulement de puissance à travers le réseau de la Société Nigérienne Electricité (NIGELEC) considérée, nous présentons les résultats obtenus dans le tableau 2.4.

DIFFERENTS JEUX DE BARRES

MOIS PUISSANCES NIAMEY II GOUDEL NIAMEY NORD TILLABERY SAY-KOLLO CUMUL DES CHARGES

facteur de puissance

global

Janvier P^mmoy 30.02 10.12 2.15 2.91 0.67 45.87

0.96 Q^mmoy 7.89 3.15 1.58 0.95 0.17 13.57

Fevrier Pmmoy 49.89 11.9 2.79 3.48 0.97 69.03

0.91 Qmmoy 20.34 6.4 2.18 1.45 0.37 30.74

Mars Pmmoy 47.68 15.82 2.26 6.66 1.13 73.55

0.91 Qmmoy 21.24 7.98 1.93 1.34 0.5 32.99

Avril Pmmoy 45.28 14.07 3.66 6.95 1.23 71.19

0.91 Q^mmoy 20.12 6.09 2.78 1.86 0.63 31.48

Mai P^mmoy 45.36 28.58 5.02 4.19 1.17 84.32

0.90 Q^mmoy 22.37 13.45 3.75 1.54 0.6 41.71

Juin P^mmoy 47.63 25.31 7.23 5.12 1.1 86.39

0.90 Q^mmoy 21.78 11.74 5.43 1.91 0.67 41.53

Juillet P^mmoy 39.09 12.42 3.2 6.04 0.8 61.55

0.92 Qmmoy 15.77 4.56 2.37 3.05 0.57 26.32

Aout Pmmoy 36.35 12.14 3.52 2.37 0.43 54.84

0.93

Qmmoy 12.06 6.25 2.62 1.07 0.3 22.3

Septembre P^mmoy 44.18 14.28 3.93 2.34 0.87 65.6

0.91 Q^mmoy 20.12 6.12 2.59 0.57 0.63 30.03

Octobre P^mmoy 49.3 21.92 4.88 3.13 1 80.23

0.89 Q^mmoy 22.13 13.9 3.29 1.16 0.7 41.18

Novembre P^mmoy 48.32 16.2 3.23 2.35 0.9 71

0.91 Q^mmoy 21.33 7.56 2.38 0.72 0.7 32.69

Décembre P^mmoy 40 13.12 2.46 3.82 0.77 60.17

0.91 Qmmoy 16.44 6.87 2.28 0.49 0.6 26.68